大港油田千米橋潛山水基鉆井液技術

劉騰蛟,王英博,肖成才,王禹,尚旺濤,王振旺,馬杰

(1.天津市復雜條件鉆井液企業重點實驗室,天津 300280;2.中石油集團渤海鉆探泥漿技術服務分公司,天津 300280;3.大港油田勘探事業部,天津 300280;4.大港油田石油工程研究院,天津 300280)

千探1井是大港油田“重上千米橋”重大工程所部署的第一口重點風險探井,鉆探目的是預探千米橋潛山板深4背斜奧陶系亮甲山組、寒武系府君山組含油氣情況,兼探奧陶系上馬家溝組油氣情況。該井完鉆井深6 165.77 m,垂深5 990 m,是千米橋潛山構造帶最深井,完鉆井底溫度高達204 ℃,創大港油田井底最高溫度紀錄。千探1井下部地層地溫梯度高,三開地層易塌、易漏,四開地層高含H2S,新勘探地層巖性未知,在滿足井下安全要求的前提下需要兼顧儲層保護。為解決這些問題,通過優選抗溫鉆井液體系,提高鉆井液抗溫封堵能力,優化現場施工技術,圓滿完成了該井的施工任務,為大港油田深層潛山勘探提供了技術支撐[1]。

1 工程和地質概況

千探1井為四開制井身結構,最大井斜28.32°。一開采用766.4 mm鉆頭鉆至507 m,下入508 mm表層套管;二開使用444.5 mm鉆頭鉆至2 280 m,下入339.7 mm套管;三開采用311.1 mm鉆頭鉆至4 756 m,下入244.5 mm套管;四開使用215.9 mm鉆頭鉆穿青白口系至6 070 m,下入139.7 mm尾管固井。該井自上而下鉆遇地層為平原組(0～480 m)、明化鎮組(480～1 553 m)、館陶組(1 553～1 940 m)、東營組(1 940～2 225 m)、沙河街組(2 225～4 085 m)、中生界白堊系(4 085～4 540 m)、奧陶系(4 540～5 070 m)、寒武系(5 070～5 950 m)和青白口系(5 950～5 990 m)。其中沙河街組地層為深灰色泥巖、灰色細砂巖;中生界白堊系巖性主要灰色細砂巖、粉砂巖、泥灰巖及棕紅色泥巖;奧陶系主要是灰巖、白云巖及泥巖;寒武系主要是深灰色含泥灰巖、白云質灰巖、灰褐色竹葉狀灰巖和紅色泥巖;青白口系以褐灰色白云質灰巖、褐灰色灰質白云巖為主。

2 鉆井液技術難點及對策

2.1 鉆井液技術難點

1)三開沙河街組地層泥巖發育,井壁穩定性差,多口鄰井在此井段鉆進時發生井壁坍塌、卡鉆等事故復雜[2]。

2)三開沙河街組地層灰色細砂巖發育,易發生滲透性漏失;奧陶系地層局部裂縫發育,井漏風險大。該區塊前期施工完成的22口井中,共10口井在沙河街組、奧陶系兩層位發生了漏失。

3)四開井段儲層含氣量大,H2S含量高,密度窗口窄,易發生氣侵、溢流等復雜,對鉆井液的抗污染能力要求較高。

4)四開地層預測巖性為灰巖,但下部寒武系為新勘探地層,無相鄰井地質資料參照,實際巖性未知。如果鉆遇泥質含量較高的灰巖層或泥巖段,存在較大井壁坍塌風險,原設計的無土相鹽水鉆井液體系無法滿足井下需要。

5)千米橋地區地溫梯度高。分析鄰井測溫情況,沙河街組地層溫度在109～127 ℃,奧陶系地層溫度在152～176 ℃,平均地溫梯度為3.43 ℃/100 m,預測井底溫度高于200 ℃,呈現異常高溫特點,需要鉆井液體系在下部井段具有較好的抗溫能力。

2.2 鉆井液技術對策

1)優選處理劑提高體系抑制、封堵性能。針對地層特點通過復配封堵材料提高鉆井液封堵能力,使用聚合醇、無機鹽復配提高體系抑制性能,減少地層水化[3]。

2)易漏地層施工中,通過提前加入各類封堵材料提高地層承壓能力,預防井漏發生;發生漏失后,根據漏速確定堵漏配方和施工措施,降低漏失損失。

3)四開井段施工過程中,保證體系高pH值,配合除硫劑,減少H2S污染對鉆井液性能的破壞。

4)四開井段設計為無固相鹽水鉆井液體系,當性能無法滿足需要時,在其基礎上提高抗溫降濾失劑BZ-KLS-II、BZ-KLS-Ⅲ濃度,直接加入BZ-YFT、BZ-YRH和納米封堵劑轉換為具有更強防塌能力的抗高溫無固相鉆井液體系,該體系配方中無膨潤土、無固相、無分散性處理劑,使用無機鹽加重,能夠盡可能降低有害固相顆粒堵塞對目的層傷害,同時滿足井下安全需要[4]。

5)優選抗溫處理劑。根據不同井段、不同井底溫度,使用能夠滿足井下需要的抗高溫處理劑。

3 室內實驗

結合千探1井的井深結構、地質特點、儲層保護及渤海灣地區對鉆井液環保性能的要求,該井一開采用膨潤土體系鉆進,二開應用聚合物鉆井液,三開易塌地層采用BH-KSM鉀鹽聚合物體系鉆進,四開選擇無固相鹽水體系,同時能夠根據地層實鉆情況轉為抗高溫無固相鉆井液體系[5]。

3.1 三開井段BH-KSM鉆井液

三開井段主要鉆遇泥頁巖,預測開次井底最高溫度150 ℃,存在井壁垮塌、卡鉆、漏失等潛在風險,要求鉆井液具備良好的抑制防塌、潤滑及封堵等功能[6]。三開井段采用BH-KSM鉀鹽聚合物鉆井液,在其強抑制性、強抗溫性的基礎上,通過引入植物纖維類封堵劑BZ-DFT,配合復合碳酸鈣,提高體系廣譜封堵能力,滿足三開井段對鉆井液強封堵、低滲漏的技術要求。基本配方如下:(2%～4%)膨潤土漿+(5%～7%)KCl+(0.3%～0.5%)包被劑BZ-BYJ-I+(1.5%～2.5%)抗鹽降濾失劑BZ-KLS-I+(0%～1%)抗溫降濾失劑BZ-KLS-II+(2%～3%)無熒光防塌劑BZ-YFT+(1.5%～2.5%)抑制潤滑劑BZ-YRH+(0.2%～0.3%)提切劑BZ-HXC+(0.8%～2.0%)鉆井液用封堵植物纖維BZ-DFT+(1%～2%)液體潤滑劑BZ-RH-1+復合細目鈣+片堿+重晶石。

按上述配方配置好鉆井液,在150 ℃下熱滾16 h后,測其流變性、API濾失量和150 ℃高溫高壓濾失量,結果見表1。從表1可以看出,該體系在150 ℃溫度滾動后性能穩定,流變性良好,濾失量較低,能夠滿足三開井段需要。

表1 BH-KSM鉆井液抗溫性能評價

3.2 四開井段無固相鉆井液體系

四開井段預測為灰巖地層,預計地層較為穩定,不考慮濾失量等性能,設計采用無固相鹽水體系:清水+NaCl+(0.5%～1%)BZ-KLS-II+(0.5%～1%)抗溫降濾失劑BZ-KLS-Ⅲ+燒堿。該體系使用無機鹽加重,抗溫降濾失劑BZ-KLS-II、BZ-KLS-Ⅲ維持體系高溫穩定性,具有抗高溫、無膨潤土、無固相、低成本、機械鉆速高的優點,可以有效保護儲層。

在鉆遇泥巖、泥質灰巖地層后能夠直接轉換為抗高溫無固相鉆井液體系,配方為:水+KCl+NaCl+(3%～5%)BZ-KLS-Ⅱ+(3%～5%)BZ-KLS-Ⅲ+(2%～3%)無熒光防塌劑BZ-YFT+(2%～3%)抑制潤滑劑BZ-YRH+(1%～2%)納米聚酯+(1%～2%)納米改性縮酮。抗高溫無固相鉆井液體系使用的抗高溫磺酸鹽共聚物降濾失劑BZ-KLS-Ⅱ、BZ-KLS-Ⅲ具有較好的抗溫、抗鹽能力,聚合物在鹽水中能夠維持較高的液相黏度,在高溫條件下可以降低鉆井液濾失量[7-8];納米聚酯、納米改性縮酮中的吸附基團能夠吸附在泥頁巖表面,封堵地層微孔隙、微裂縫,配合無熒光防塌劑BZ-YFT配合使體系在無土相的條件下仍具有較好的廣譜封堵能力,聚合醇類處理劑BZ-YRH提高了體系的抑制和潤滑能力,使體系能夠滿足高溫下泥巖地層的施工要求[4,9]。

取現場無固相鹽水鉆井液井漿,密度為1.12 g/cm3,在11 000 r/min高攪條件下,按照轉型配方加入處理劑并提高密度至1.17 g/cm3,轉型為抗高溫無固相鉆井液體系,200 ℃進行老化16 h,測其性能,結果見表2,從表2中可以看出轉為抗高溫無固相鉆井液體系后,鉆井液流變性、濾失性能良好,抗溫能夠達到200 ℃,滿足井下高溫環境施工要求。

表2 四開鉆井液現場轉型實驗

4 現場應用

4.1 三開井段鉆井液技術

本井段(2 280～4 756 m)采用BS-KSM鉆井液體系,鉆遇地層為沙河街組、白堊系和奧陶系,重點維護措施如下:

1)配漿。開鉆前測量二開井漿性能,做到合理留存,配漿搬含控制在20～30 g/L,并在配漿前進行小型實驗驗證配方。開次開鉆前按照小型試驗配方配制好滿足三開性能要求的BH-KSM鉆井液,新配鉆井液性能:黏度48 s,密度1.31 g/cm3,pH值10,搬含21.38 g/L,固相含量13%,API失水3.2 mL。使用單罐循環鉆塞,鉆完塞后放掉二開老漿,替入新配鉆井液。

2)性能維護。鉆進過程中應注意維持鉆井液性能穩定,監測好鉀離子含量,確保其含量不低于5%,三開上部地層降濾失材劑主要使用BZ-KLS-I,保證濾失量滿足設計要求。鉆進過程中,調整好鉆井液流變性,減小鉆井液對井壁的水力沖蝕,保證封堵劑加量,提高井壁穩定性。鉆至4 000 m后,隨著井底溫度上升,鉆井液由于搬土含量偏高,體系抗溫能力有限,逐漸出現了黏度上升,濾失量變大的現象。為控制高溫影響,提高膠液中抗高溫降濾失劑BZ-KLS-II加量,并用新漿置換部分鉆井液降低體系搬含,以控制鉆井液流變性。在4 500 m后全井加入1%BZ-KLS-Ⅱ,體系黏度上升,高溫高壓濾失量降至12 mL以內,以滿足井壁穩定需要。鉆至三開中完完鉆,鉆井液性能穩定,抗溫良好,中完井底溫度143 ℃,鉆井液圓滿地完成了井眼清潔、井壁穩定的任務,性能見表3。

表3 三開井段鉆井液性能

3)防漏堵漏措施。在沙河街組上部井段鉆進時,易發生滲透性漏失,泥漿消耗量較大,鉆井液中應提前加足纖維類封堵劑BZ-DFT配合復合碳酸鈣以提高封堵性能,防止井下漏失。本井在3 100 m時發生滲漏,漏失速度1.3 m3/h,因漏速較低,本井采用隨鉆過堵漏段塞工藝降低鉆井液消耗量,在每班次過15 m3段塞兩次,配方為:井漿+3%隨鉆堵漏劑BZ-DSA+3%單封。鉆至3 500 m時漏速降低至0.6 m3/h,鉆至沙河街底部漏失停止。

4)中完措施。針對沙河街組硬脆性泥巖易掉塊垮塌,采取鉆具下鉆通井至沙河街組底部后,循環鉆井液清除掉塊后繼續下鉆通井的措施。針對裸眼段泥漿量大、白堊系井眼穩定性較強的特點,在封閉漿中加入塑料小球、BZ-KLS-Ⅱ、BZ-YRH、BZ-YFT,分段封閉沙河街組、奧陶系關鍵井段,2趟電測、下套管均順利無阻卡。

4.2 四開井段鉆井液技術

本井段鉆遇奧陶系、寒武系和青白口系,上部地層較為穩定,采用無固相鹽水體系,鉆至5 520 m后鉆遇大段泥巖,體系轉為抗高溫無固相鉆井液體系,重點維護措施如下:

1)無固相鹽水鉆井液維護。鉆塞后替入無固相鹽水鉆井液,新配漿密度1.12 g/cm3,黏度30 s,pH值為10。鉆進期間,固控設備全開,盡可能降低有害固相含量,按配漿配方補充泥漿量,使用無機鹽加重,維持密度1.10～1.12 g/cm3,黏度30～35 s,pH值大于9.5,每鉆進50 m,使用BZ-KLS-Ⅱ和BZ-KLS-Ⅲ配置黏度為60～70 s稠塞10 m3,清掃井眼。該井段巖性多為灰巖和白云巖,井眼穩定,無需考慮失水等性能,鉆時慢、巖屑不水化且直徑小,通過稠塞清掃井眼,即可將巖屑帶出,滿足井眼凈化的要求。

2)體系轉化:鉆至5 500 m時,在寒武系張夏組鉆遇大段紫色泥巖,并產生剝落掉片,為防止泥巖垮塌,造成井下復雜,在5 520 m將密度提至1.17 g/cm3,并將泥漿體系為無固相抗高溫鉆井液體系,提前做好小型試驗后按照配方進行體系轉型。轉型過程中按循環周向井漿加入處理劑,加入抗高溫降濾失劑過程中注意控制加料速度,防止鉆井液粘切上漲過高。

3)抗高溫無固相鉆井液維護。鉆進期間按配方配置鉆井液補充消耗,通過調整BZ-KLS-Ⅱ和BZ-KLS-Ⅲ的加量來調節鉆井液的粘切,提高其抗溫穩定性,當高溫高壓濾失量難以控制時,應提高納米聚酯、納米改性縮酮的加量,增強體系封堵性能。新配漿中提前加入1%除硫劑,嚴格監測H2S含量及鉆井液pH值,防止發生H2S侵導致性能惡化。四開體系轉化后,鉆井液性能穩定,抗溫性能良好,井壁穩定,無坍塌掉塊現象發生,四開全井段鉆井液性能見表4。

表4 四開井段鉆井液性能

4)硫化氫污染處理。完井作業期間,第一次起下鉆到底循環時,伴隨油氣后效出現了硫化氫污染泥漿現象。關井節流循環中,錄井脫氣器測得最高260×10-6,便攜式氣體檢測儀測得最高57×10-6,漿密度最低降至1.02 g/cm3,pH值降至8.5。開始出現硫化氫氣體后,液氣分離器排氣并持續點火,使分離出的硫化氫氣體燃燒。在節流循環后,根據預估算出受污染的泥漿量,第一時間在振動篩處按循環周加入0.5%片堿,將井漿pH值逐漸提至11,在混合漏斗處加入1%堿式碳酸鋅,防止鉆井液第二次循環到出口時,仍存在硫化氫污染,處理后鉆井液循環一循環周,性能恢復正常。

5)完井措施。四開完鉆后進行短起下,充分循環后鉆井液至振動篩無返砂,電測、打尾管前配置打入封閉漿,封閉5 400～6 070 m井段后起鉆,封閉漿主要以封堵劑BZ-YFT和抗高溫降濾失劑為主,并加入2%堿式碳酸鋅以提高其抗硫化氫污染能力,完井期間共電測兩次,電纜下井9趟,均未出現異常,封閉漿性能夠滿足長期抗溫穩定性要求(性能見表5),并最終下入尾管完成固井。電測結束后下鉆通井,重新封閉井底,順利下入尾管,完成固井。

表5 四開封閉漿抗溫穩定性

4.3 應用效果

千探1井三開井段采用的BH-KSM鉆井液體系,在應用過程中性能良好,井壁穩定效果強,防漏堵漏措施完善,未發生惡性漏失,順利鉆穿三開地層。四開上部井段采用的無固相鹽水鉆井液體系及其配套鉆井液施工措施能夠滿足灰巖地層的施工要求,鉆遇泥巖后轉型為抗高溫無固相鉆井液體系,體系在高溫環境下性能穩定,返出巖屑均勻、無掉塊,實現了四開井段的安全快速鉆進(圖1)。千探1井鉆井周期104 d,全井段無事故發生,四開井段平均機械鉆速5.59 m/h,井徑擴大率6.59%,井壁穩定效果好,創造了大港油田井底溫度最高、6 000 m以上完成井鉆井周期最短、千米橋潛山構造帶井深最深,潛山井段機速最高等紀錄。

圖1 千探1井四開井段巖屑

5 結論和認識

1)千探1井三開井段使用的BH-KSM體系抗溫性能良好,防塌能力強,能夠保證沙河街組地層穩定性,配合合理的防漏堵漏措施,實現了三開井段的安全鉆進。

2)千探1井四開井段使用的無固相鹽水鉆井液配置簡單,成本低,儲層保護能力強,以其為基礎轉型的抗高溫無固相鉆井液,抗溫能力強、封堵性好,能夠兼顧高溫井段儲層保護和井壁穩定的技術需求。

3)千探1井下部地層使用的三套鉆井液體系能夠滿足所在區塊不同井段的鉆井液安全、快速施工要求,通過優選鉆井液體系,優化配套施工措施,千探1井提速效果明顯,圓滿完成了大港油田深層潛山油氣藏的勘探任務,為其規模化開發提供了借鑒。