董703井鉆井液技術研究

印樹明,秦 濤

(1.中國石油大學勝利學院 油氣工程學院,山東 東營 257061; 2.中石化勝利石油工程有限公司 鉆井工藝研究院,山東 東營 257017)

董703井位于新疆維吾爾自治區阜康市北偏西40 km。董701井井口方位21°，距離8 252 m。該井設計井別為評價井，井型為直井，設計井深4 300 m，實鉆井深4 300 m，完鉆層位為西山窯組，建井周期46.58 d。

1 地質及工程簡況

1.1 地質簡況

董703井自上而下分別鉆遇新近系、古近系、東溝組、勝金口組、呼圖壁組、清水河組、頭屯河組和西山窯組。勝金口組及以上地層主要為泥巖、粉砂巖、泥質粉砂巖不等厚互層。呼圖壁組上部以泥巖為主,夾粉砂巖,中部砂巖膠結物中含有石膏,下部為泥巖與粉砂巖、泥質粉砂巖、灰質砂巖不等厚互層。清水河組中上部為泥巖夾泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、灰質粉砂巖等,底部為厚層狀砂巖、含礫砂巖、泥礫巖。頭屯河組中上部以泥巖夾粉砂巖為主,下部為泥巖與泥質砂巖、粉砂巖不等厚互層。西山窯組上部主要以泥巖為主夾粉砂巖、泥質粉砂巖、細砂巖。

1.2 工程簡況

董703井一開使用Φ444.5 mm鉆頭鉆至井深101.5 m,Φ339.7 mm套管下深101.1 m;二開使用Φ311.2 mm鉆頭鉆至井深2 082 m,Φ244.5 mm套管下深2 080.15 m;三開使用Φ215.9 mm鉆頭鉆至井深4 300 m完鉆。

2 鉆井液技術對策研究

2.1 鉆井復雜地層分析

(1)上部新近系、古近系泥巖含量較高,機械鉆速快,環空鉆屑濃度高,易縮徑,必須保證鉆井液具有很強的抑制能力和井壁沖刷能力,有效提高井徑擴大率,確保起下鉆順利。

(2)東溝組和勝金口組井段鉆井液性能仍以低黏低切為主,強化鉆井液較強的抑制性,使用好固控設備,保持鉆井液清潔,井壁干凈,提高上部地層的機械鉆速,并為泥漿下步轉型打好基礎。

(3)呼圖壁組和清水河組井段砂泥巖互層,硬脆性泥巖膠結疏松,鉆頭剝蝕加之水化分散,易產生掉塊,造成井壁不規則,因此,鉆井液需在進入呼圖壁組前開始轉型,調整鉆井液中膨潤土的含量至合適范圍;降低鉆井液失水;提高鉆井液的抑制性能,按設計提高鉆井液密度確保足夠的液柱壓力,從力學角度穩定井壁。

(4)白堊系地層處于斷裂破碎帶,坍塌壓力較高,應隨井深增加適當提高比重平衡地層壓力,同時確保封堵防塌劑的加量,注意防坍塌、防卡。

(5)頭屯河組是主要目的層段,該井段砂質泥巖巖性硬脆,膠結性差,且發育有微裂縫,極易產生掉塊,難以破碎和攜帶,對井下施工造成困難。鉆井液應重點強化封堵和高溫攜帶能力;加入井壁穩定劑、超細碳酸鈣等封堵材料,提高井壁的穩定性。

(6)完鉆后應充分循環,保證井眼干凈,根據情況配制封井漿,確保電測、取心及下套管順利。

2.2 鄰井復雜情況分析

董2井二開鉆至古近系井深1 381.99 m出現鉆具掛卡現象,表現為上提鉆具困難,上提時大鉤負荷比正常值偏大(最大超過正常的17%,約多出120 t),并反復出現非正常現象。分析為該井段地層成巖性差,泥巖出現縮徑及鉆具扶正器影響,導致起鉆掛卡。

董7井鉆至頭屯河組起下鉆過程中經常多點阻卡[1-2],開泵下探遇阻點固定,劃眼過程中頻繁憋停轉盤,同時返出大量掉塊。三開鉆進4 366 m時,接單根上提鉆具過程掛卡,掛卡點憋轉盤,憋泵現象嚴重。判斷為掉塊較多未能帶出,接單根停泵后掉塊下沉憋轉盤、憋泵。

董801井鉆至4 007 m準備接單根時,突然出現憋泵現象,轉盤倒轉,再提至離轉盤9 m處無法上提,判斷井眼有較大的硬掉塊卡住鉆頭。下放開泵后,循環時未能帶出大掉塊,多次嘗試上提30～40 t,未能成功。

董6井鉆進至井深4 618.95 m發生卡鉆，層位為侏羅系頭屯河組，上提最大170 t，鉆具上下活動不開，震擊器上擊20余次無效，現場判斷卡鉆原因為地層垮塌。

董11井鉆至齊古組井深4 000 m左右時掉塊變大變多，嚴重時有大掉塊下落憋扶正器，憋停轉盤，接單根轉盤倒轉。在化學和力學方面對鉆井液進行處理，掉塊減少，憋轉盤現象得到有效控制。

董702井鉆進至3 820 m接單根時出現類似董801井的情況,上提接單根掛卡嚴重,之后鉆進中多次出現接單根時上提遇阻,倒劃眼的情況。起下鉆時常出現大段遇阻劃眼情況,且劃眼期間扭矩較大。判斷為鉆井液性能不能滿足攜帶要求導致掉塊積聚在鉆頭和扶正器處造成阻卡。

本井施工過程中對比分析鄰井復雜情況及原因[3-6],有針對性提前擬定預防措施,為全井順利施工提供了保障。

2.3 分段鉆井液體系及配方

(1)一開井段(0～101.5 m)預水化膨潤土漿。基本配方:(8%～10%)膨潤土+(0.3%～0.5%)燒堿+(0.2%～0.3%)純堿+(0.1%～0.2%)生物聚合物XC。

(2)二開井段(101.50～2 082.00 m)聚合物鉆井液體系。基本配方:(3%～4%)膨潤土+(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺PAM+(0.3%～0.5%)低黏聚陰離子纖維素LV-PAC+(0.3%～0.5%)銨鹽+(0.3%～0.5%)抗溫抗鹽鈣降濾失劑JZC-1。

(3)三開井段(2 082.00～4 300.00 m)強抑制聚合物封堵防塌鉆井液體系。基本配方:(6%～8%)膨潤土+(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺PAM+(0.5%～0.8%)氨基聚醇+(1%～2%)無水聚合醇+(0.5%～1%)低黏聚陰離子纖維素LV-PAC+(0.5%～1%)抗溫抗鹽鈣降濾失劑JZC-1+(2%～3%)磺甲基酚醛樹脂SMP-1+(2%～3%)抗鹽抗鈣聚合物降濾失劑JZA-1+(2%～3%)井壁穩定劑HQ-1+(2%～3%)超細碳酸鈣+(1%～2%)褐煤樹脂SPNH+(0.5%～1%)硅氟降黏劑+(2%～3%)白油潤滑劑。

2.4 分段鉆井液維護處理措施

2.4.1 一開井段(0～101.50 m)

(1)一開(0～101.5 m)鉆遇表層新近系主要為流沙層,滲透性強,鉆井液損耗量大,配制10%預水化膨潤土漿200 m3,用生物聚合物XC調整黏度在40～60 mPa·s之間,保持鉆井液有一定的懸浮能力。

(2)開鉆后逐漸補充0.1～0.2%鉆井液用生物聚合物XC對膨潤土漿進行護膠。

(3)鉆進時使用好固控設備,調試離心機為二開做準備,保證各級固控設備狀態良好。

(4)鉆完進尺后大排量循環洗井,適當提高黏度封井,保證下套管順利。

2.4.2 二開井段(101.50～2 082.00 m)

二開鉆新近系、古近系、東溝組、勝金口組，該井段以灰褐色泥巖、棕紅色泥巖、紫紅色泥巖、泥質粉砂巖、砂質泥巖為主，泥巖含量較高，機械鉆速快，環空鉆屑濃度高，易縮徑。

(1)將一開鉆井液大部分回收,按照設計要求配備密度1.35 g/cm3的壓井液190 m3。井筒內鉆井液加入濃度0.2%～0.3%PAM膠液稀釋至黏度40 mPa·s左右二開,待鉆鋌出套管鞋后用稀膠液逐漸將黏度降至35 mPa·s左右。

(2)上部地層應保持較低的黏切和足夠的排量,加強鉆井液對井壁的沖刷,有效提高井徑擴大率,預防起下鉆阻卡。

(3)使用好固控設備,鉆進時保證離心機連續運轉,降低鉆井液中劣質固相含量,保持鉆井液清潔,提高上部地層的機械鉆速。

(4)鉆進過程中,按照(0.1%～0.3%)聚丙烯酰胺干粉+(0.3%～0.5%)銨鹽+(0.2%～0.3%)燒堿配備稀膠液維護泥漿量,保持鉆井液較強的抑制性能。

(5)因二開采用雙泵,排量大導致振動篩跑漿,泥漿消耗較大,為補充膨潤土含量,需定期混入預水化稠膨潤土漿,混入前加入LV-PAC對膨潤土漿進行護膠,控制鉆井液中膨潤土含量30～40 g/L。

(6)快速鉆進期間,鉆井液黏度控制在35～40 mPa·s左右,密度控制在1.10 g/cm3左右,失水適當放開。

(7)鉆至井深930 m短起下后循環,振動篩返出一些直徑1～2 cm左右硬脆性泥巖掉塊;鉆進至1 200 m左右,振動篩又出現較多直徑1～2 cm的黃褐色硬脆性泥巖掉塊,為保證井下安全,用LV-PAC逐漸將中壓失水降至10 mL左右。

(8)完鉆前150 m左右,提高鉆井液黏度至40 mPa·s左右,加入(0.3%～0.5%)LV-PAC,控制中壓失水至約8 mL完鉆,完鉆后大排量充分循環,井眼干凈后短起至套管鞋,下鉆循環后用HV-CMC封井起鉆,下套管,固井順利。

2.4.3 三開井段(2 082.00～4 300.00 m)

三開鉆遇勝金口組、呼圖壁組、清水河組、頭屯河組和西山窯組地層，頭屯河組是主要目的層段，砂質泥巖膠結性差，巖性硬脆，且發育有微裂縫，極易產生掉塊，難以破碎和攜帶，對井下施工造成困難，因此，防塌護壁是該井段工作的重點。

(1)三開開鉆前按設計要求儲備密度1.70 g/cm3的壓井液180 m3。開鉆后繼續保持鉆井液較低的黏切鉆進至井深2 700 m左右,鉆進過程中逐步加大鉆井液中抑制劑的含量,保持鉆井液強抑制性,為下步泥漿轉型打好基礎。

(2)參考鄰井資料,鉆至呼圖壁組坍塌掉塊現象頻繁,因此在鉆至呼圖壁組前鉆井液開始轉型,首先調整鉆井液中膨潤土含量至50～60 g/L,加入(1%～2%)褐煤類降失水劑調節鉆井液流型,進一步加入(2%～3%)磺甲基酚醛樹脂SMP-1和(2%～3%)抗鹽抗鈣聚合物降濾失劑JZA-1逐漸控制鉆井液失水小于4 mL。并按設計要求調整鉆井液密度。

(3)進入清水河組,一次性加入(2%～3%)井壁穩定劑HQ-1、(2%～3%)超細碳酸鈣和(1%～2%)無水聚合醇,提高鉆井液的封堵能力,按設計逐漸提高鉆井液密度,保持井眼力學穩定,利用鉆井液液柱壓力徑向支撐穩定井壁,綜合達到鉆井液的封堵防塌目的。

(4)頭屯河組沙質泥巖周期性掉塊,從3 700 m以后定期推稠塞,確保掉塊及時帶出,清潔井底,保證井下安全。

(5)工程上堅持每打完一個單根都來回劃兩遍,保證井眼暢通。每次起鉆時,鉆具和井壁機械碰撞,會加劇井壁失穩,故每次起鉆前都需封井,封井漿中加大瀝青和抗溫降失水劑的加量,保證每趟鉆的順利到底。

(6)鉆至下部地層逐漸加大JZC-1、SMP-1、JZA-1等抗高溫材料的加量,并隨井深的增加適當進行補充,保證了泥漿的抗溫性及穩定性,高溫高壓失水控制在12 mL以內。

(7)下步地層不易造漿,應定期補充預水化膨潤土漿和超細碳酸鈣,控制鉆井液中膨潤土含量60 g/L左右,提高鉆井液的封堵能力。超細碳酸鈣可以在配制重漿時加入,和石粉一起水化好后在提密度過程中混入井漿,以免直接加入井漿造成性能波動和糊井眼情況。

(8)鉆至設計井深后,充分循環將鉆屑攜帶干凈后,短起下保證井眼暢通,同時測后效,確保起鉆前鉆井液密度能夠平衡井底高壓層。電測前,替入用1%固體潤滑劑、1%白油潤滑劑、1%SMP-1和1%低熒光磺化瀝青配制的封井漿封裸眼段,電測三趟均順利到底。經過電測過程長時間靜止,電測完下鉆通井時仍直接下到底,未見任何遇阻顯示。

3 分段鉆井液性能

各井段鉆井液性能控制見表1中所示。

表1 董703井各井段鉆井液性能

4 電測分析

電測始終是該區塊易出復雜事故的環節,近年完成的董701井,董8井,董801井等均發生電測卡儀器穿心打撈的情況,而董6井,董7井等電測均發生多次遇阻通井情況,電測時間少則一周,多則十幾天,而本井電測三趟均一次成功,僅用時20 h。

本井三開電測平均井徑241.76 mm,井徑擴大率為11.98%,總體井徑較規則,無大規模糖葫蘆井眼情況,較鄰井董1井、董2井、董3井、董6井等井相同層位井徑小,井身質量好。井徑數據見表2。

表2 三開井徑測量數據統計

由表2可知,井徑超過250 mm大井眼段主要有兩段:一段是在呼圖壁組和清水河組3 050 ～3 500 m之間,另一段在頭屯河組4 000～4 100 m之間。原因為這兩段地層處于斷裂破碎帶,坍塌壓力較高,但為發現與保護油氣層,甲方要求無特殊情況時鉆井液密度執行設計下限,鉆井液密度受到限制,無法充分平衡地層壓力,導致井眼擴大率較大。

本井電測較順利原因判斷為電測前通井及封井措施得當,本井完鉆后換牙輪鉆頭加常規鉆具通井,充分循環至井眼干凈,起鉆前配封井漿封整個裸眼段,封井漿中加入的SMP-1保證了電測過程中鉆井液的抗溫性能;瀝青提高了封井漿的封堵能力,保證電測過程中的護壁作用;固體潤滑劑和白油潤滑劑保證了封井漿的潤滑性能,防止電測儀器起下過程中與井壁產生掛卡現象。

5 結 論

(1)通過使用聚合物鉆井液體系和強抑制聚合物封堵防塌鉆井液體系,保證了工程施工的順利進行。全井機械鉆速為9.17 m/h,創造了該區塊的最快紀錄,完井周期大大縮短。

(2)鉆井液密度應根據地層坍塌應力變化及時調整。白堊系中下部及侏羅系上部地層處于斷裂破碎帶,坍塌壓力較高,應隨井深增加適當提高比重平衡地層壓力。

(3)本井二開和三開上部地層鉆進時采取措施適當促進黏土分散,起到了較好的效果。

(4)下部地層補充SMP-1、JZA-1等樹脂類藥品降高溫高壓失水效果較好,但降中壓失水效果不理想。