油基鉆井液在威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣水平井中的應(yīng)用 - 圖文-

1、【理論研究與應(yīng)用技術(shù)】油基鉆井液在威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣水平井中的應(yīng)用何濤1,李茂森1,楊蘭平1,何勁1,趙思軍1,譚賓2,李曉陽(yáng)2(1.川慶鉆探川東鉆探公司,重慶;2.川慶鉆探工程有限公司,成都何濤等.油基鉆井液在威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣水平井中的應(yīng)用J.鉆井液與完井液,2012,29(3:1-5.摘要威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層石英含量較高,巖石脆性特征明顯,屬弱水敏;同時(shí)具有較強(qiáng)的層理結(jié)構(gòu),極易發(fā)生層間剝落;頁(yè)巖強(qiáng)度有顯著的各向異性,層理面傾角為 40°60°,巖心易發(fā)生沿層理面的剪切滑移破壞,造成定向段和水平段井壁失穩(wěn)。根據(jù)威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣儲(chǔ)層特性,威201-H3井在定向、水平段應(yīng)用了油基鉆井液

2、體系。該技術(shù)重點(diǎn)保證了合理的鉆井液密度、強(qiáng)封堵性、低濾失量和良好的攜砂能力;同時(shí)在實(shí)鉆中建立了遇仙寺組及以下地層全套巖石流體中水的活度剖面數(shù)據(jù)庫(kù),為鉆井液的活度防塌提供了很好的理論支撐。結(jié)果表明,該油基鉆井液成功應(yīng)用于威201-H3頁(yè)巖氣水平井鉆探,較好地解決了威遠(yuǎn)地區(qū)泥頁(yè)巖層垮塌的問題。關(guān)鍵詞油基鉆井液;防塌;井眼穩(wěn)定;頁(yè)巖氣水平井;層理結(jié)構(gòu)中圖分類號(hào):TE254.3文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A文章編號(hào):1001-5620(201203-0001-05威201-H3井鉆探目的層為威遠(yuǎn)地區(qū)下古生界筇竹寺頁(yè)巖層,并評(píng)價(jià)該地區(qū)頁(yè)巖氣水平井產(chǎn)能狀況。該井在215.9mm 井眼鉆進(jìn)中井下情況異常復(fù)雜,水基鉆井液已不

3、能滿足鉆井安全,故在井深2 135 m處替換為油基鉆井液。在鄰井威201-H1井油基鉆井液應(yīng)用技術(shù)的基礎(chǔ)上,對(duì)威201-H3井油基鉆井液的各項(xiàng)性能進(jìn)行了優(yōu)化,并強(qiáng)調(diào)了鉆井液密度的合理使用,較好地解決了威遠(yuǎn)地區(qū)泥頁(yè)巖層垮塌問題。1威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖層鉆進(jìn)難點(diǎn)分析四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)遇仙寺組至筇竹寺組中高活性泥頁(yè)巖含量很低,層狀結(jié)構(gòu)中含有10%15%的膨脹性頁(yè)巖,以運(yùn)移性伊利石為主,儲(chǔ)層屬弱水敏,泥頁(yè)巖的吸水、水化能力不高,但是具有較強(qiáng)的層理結(jié)構(gòu),裂隙和微裂隙在液體侵入后所產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力作用使井壁極易發(fā)生層間剝落。威201-H1井的取心資料表明,該構(gòu)造儲(chǔ)層頁(yè)巖層理面傾角為40°60°,

4、存在強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力作用,層理斷面上2個(gè)水平主地應(yīng)力之間的差值很大,層理面受外力誘因影響垮塌的機(jī)率很高。同時(shí)為了評(píng)價(jià)該地區(qū)的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層水平井產(chǎn)能狀況,井身軌跡必須沿產(chǎn)層傾角變化而改變,這也增大了水平段鉆進(jìn)難度。在定向及水平鉆進(jìn)過程中,鉆井液技術(shù)存在以下難點(diǎn)。1地層傾角變化較大,皺褶形態(tài)明顯,頁(yè)巖層應(yīng)力系統(tǒng)特別復(fù)雜,至今還無法獲得較有規(guī)律的井下實(shí)際坍塌壓力1-2。鉆井液密度的確定需要結(jié)合巖石力學(xué)研究結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)摸索。2頁(yè)巖氣儲(chǔ)層巖性總體體現(xiàn)為低分散度、低活度、高層理剝落趨勢(shì)。鉆井液必須擁有非常強(qiáng)的封堵能力和化學(xué)抑制能力。3地層坍塌壓力和地層破碎壓力較為接近。實(shí)鉆中密度窗口控制難度較大。4水平段長(zhǎng)、井身軌

5、跡差,鉆井液工藝必須與鉆井工程措施密切配合?？拷従畨毫褏^(qū)域,井壁穩(wěn)定性變差。2油基鉆井液配方優(yōu)選及性能評(píng)價(jià)2.1鉆井液配方優(yōu)選總結(jié)威201-H1井油基鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用技術(shù)后,第一作者簡(jiǎn)介:何濤,工程師,2003年畢業(yè)于西南石油學(xué)院應(yīng)用化學(xué)專業(yè),現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究和現(xiàn)場(chǎng)服務(wù)工作。地址:重慶市江北區(qū)大石壩大慶村川東鉆探公司鉆井液作業(yè)部;郵政編碼 400021;電話 138*;E-mail:544820504。2認(rèn)識(shí)到威201-H3井油基鉆井液必須具有穩(wěn)定井眼和凈化井眼的能力,故實(shí)驗(yàn)室優(yōu)選該井油基鉆井液配方時(shí),重點(diǎn)考慮了體系的穩(wěn)定性、熱敏性、封堵性和化學(xué)抑制性,最終優(yōu)選出的配方如下1-10。柴油

6、+3.5%有機(jī)土+10%CaCl2水溶液(質(zhì)量體積比為20%40%+(4%6%主乳化劑+(1% 2%輔乳化劑+(2%3%降濾失劑+(1%3%塑性封堵劑+(0.5%1%潤(rùn)濕劑+(1%2%CaCO3 (粒徑為0.043 mm+(2%3%CaCO3(粒徑為0.030 mm+(1.0%1.5%CaO+重晶石2.2性能評(píng)價(jià)2.2.1穩(wěn)定性不同密度油基鉆井液老化后的性能見表1。從表1可以看出,該鉆井液乳化能力較強(qiáng),體系穩(wěn)定,破乳電壓均在400 V以上,且受溫度、固相介入的影響較小。同時(shí)高溫高壓濾液在靜置24 h后油水不分層,說明該乳化劑能很好地保證乳狀液的穩(wěn)定。表1威201-H3井油基鉆井液的室內(nèi)穩(wěn)定性/

7、 g/cm3T/t老化/hPV/mPa·sYP/Pa6/3YP/PV/Pa/mPa·sES/V1.30120242487/60.33635 1.701202435119/80.31672 1.9012024581411/100.246312.2.2熱敏性深井油基鉆井液的塑性黏度、動(dòng)切力、靜切力等值均隨溫度的升高而減小,隨壓力的升高而增大。參考國(guó)外資料3,在相同溫度下,油基鉆井液的剪切速率讀值受處理劑的影響顯著。在傳統(tǒng)油基鉆井液配方中,通常選用氧化瀝青類處理劑作為主要親油膠體以達(dá)到降低濾失量的要求。但由于氧化瀝青對(duì)溫度敏感,其分散在油基鉆井液中后,在高溫和水眼剪切作用下充分分

8、散,導(dǎo)致油基鉆井液中內(nèi)摩擦力增大,塑性黏度變化較大,體系熱敏性變差。該井鉆井液選用油溶性樹脂類處理劑作為親油膠體,可以使體系中的細(xì)小液滴和其他油溶性分散劑顆粒之間的距離擴(kuò)大,使鉆井液塑性黏度降低,體系的熱敏性變好,如表2所示。該鉆井液熱敏性好的另一原因是使用的乳化劑性能好。乳化劑在油基鉆井液中的作用機(jī)理有3方面:在油/水界面形成具有一定強(qiáng)度的吸附膜;降低油水界面張力;增加外相黏度,以上3方面均可阻止分散相液滴聚并變大,從而使乳狀液保持穩(wěn)定。故選用乳化性能優(yōu)良的乳化劑,可以使油基鉆井液體系中細(xì)小液滴之間的距離擴(kuò)大,塑性黏度和外相黏度降低,從而減少其對(duì)表觀黏度的影響。此外,通過補(bǔ)入石灰乳液來調(diào)整油

9、基鉆井液堿度,對(duì)熱敏性的控制也非常重要。表2溫度對(duì)威201-H3井油基鉆井液流變性的影響T/g/cm3FV/sPV/mPa·sYP/Pa6/3Gel/Pa/Pa 60 1.60583489/86/990 1.60533267/65/760 1.8067501111/97/990 1.8064461010/95/8 2.2.3封堵性圖1是威遠(yuǎn)構(gòu)造龍馬溪、筇竹寺組頁(yè)巖的電鏡掃描圖。從圖1可以看出,龍馬溪、筇竹寺組的頁(yè)巖,其層理和裂縫相當(dāng)發(fā)育,比表面積巨大,毛細(xì)管效應(yīng)突出;同時(shí)最大主應(yīng)力方向與層理面法線之間夾角大約為40°60°。故其產(chǎn)生層理間相對(duì)滑動(dòng)的可能性非常大,從

10、而導(dǎo)致井壁失穩(wěn)。故要提高該井 油基鉆井液防塌能力,必須提高其封堵性能。a龍馬溪組頁(yè)巖 b筇竹寺組頁(yè)巖圖1龍馬溪、筇竹寺組頁(yè)巖的光電顯微鏡掃描圖根據(jù)在光電顯微鏡下測(cè)得的威201-H1井頁(yè)巖氣儲(chǔ)層取心樣品的裂縫平均大小(見圖1,選擇了2種尺寸的剛性顆粒在裂縫上架橋,使縫變?yōu)榭?然后再在孔上架橋進(jìn)行多級(jí)填充,最后用可塑性變形的樹脂粒子進(jìn)行覆蓋,使得該鉆井液具有很高的封堵能力,見表3。表3是用GGS71-A型高溫高壓失水儀對(duì)油基鉆井液進(jìn)行封堵能力的評(píng)價(jià)結(jié)果。實(shí)驗(yàn)用砂床的底部為60 g鉆屑(粒徑為0.280.45 mm,上部為100 g巖屑粉(粒徑為0.090.10 mm。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明:該油基鉆井液在9

11、0 、3.5 MPa條件下的砂床濾失量為0;升高壓力到4.5何濤等:油基鉆井液在威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣水平井中的應(yīng)用3MPa 后仍然無濾液流出,說明可塑性變形粒子和剛性封堵材料配比合理,封堵能力強(qiáng),形成的封堵層承壓能力高。表3對(duì)威201-H3井油基鉆井液的高溫高壓砂床封堵效果/g/cm 3 3.5 MPa ×90 4.5 MPa ×90 FL /mL L 濾液/mm FL /mL L 濾液/mm 1.300 1.00 1.51.600 1.00 1.51.901.01.02.2.4化學(xué)抑制能力鄰井威201-H1井龍馬溪組頁(yè)巖的CST 值與剪切時(shí)間的關(guān)系見圖2。從圖2看出,3060

12、s 曲線段斜率大于60120 s 曲線段斜率,即初期的分散速度大于中后期的分散速度。所以,在濾液侵入巖石初期控制其對(duì)層理面的作用,就能減輕頁(yè)巖剛開始的剝落速度,利于層理間穩(wěn)定。因此,油基鉆井液除具有超強(qiáng)的封堵能力以外,滲入地層的濾液還要具有較強(qiáng)的化學(xué)抑制能力,以最大限度地保證井眼的穩(wěn)定性。威遠(yuǎn)構(gòu)造龍馬溪、筇竹寺組頁(yè)巖中流體的活度絕大部分在0.50.7之間,活度偏低。通過調(diào)整油基鉆井液中氯化鈣水溶液濃度,使其活度在0.40.6之間,以確保鉆井液水活度頁(yè)巖中流體的活度平衡。 圖2威201-H1井龍馬溪組頁(yè)巖CST 值與剪切時(shí)間的關(guān)系3現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用威201-H3井在215.9 mm 井眼鉆進(jìn)中井下情況異

13、常復(fù)雜,水基鉆井液已不能滿足鉆井安全,故替換為油基鉆井液鉆進(jìn)在井深2 135 m 處,使用井段為寒武紀(jì)下統(tǒng)遇仙寺組筇竹寺組。其中導(dǎo)眼A 點(diǎn)井深為3 010 m (井斜為98°正眼于井深2 320 m 處開窗,A 點(diǎn)井深為2 910 m (井斜為90.14°,其中定向造斜段為滄浪鋪組中部到筇竹寺組上部,水平位移為291 m ,巖性多為硅質(zhì)、硅鈣質(zhì)頁(yè)巖,硬脆性較大、易垮易塌。正眼進(jìn)入A 水平段后,主產(chǎn)層地層傾角變化較大,由上傾2°變?yōu)?°。為確保后期完井作業(yè)產(chǎn)量,井身軌跡一直跟蹤主產(chǎn)層高伽瑪段,井斜變化范圍為90°98.14°,水平段井身

14、軌跡較差,見圖3。圖3威201-H3井正眼井身軌跡曲線3.1保證井眼穩(wěn)定技術(shù)措施1確定合理的鉆井液密度。威201-H1井采用油基鉆井液鉆進(jìn)時(shí)曾出現(xiàn)井壁失穩(wěn)問題,事后論證是由于地層的強(qiáng)度特征引起的,故確定威201-H3井油基鉆井液初始密度為1.30 g/cm 3。為驗(yàn)證是否合理,在導(dǎo)眼鉆進(jìn)初期將鉆井液密度由1.30降至1.10 g/cm 3,1 d 后振動(dòng)篩明顯返出較多小薄片(平均為 2 cm ×3 cm 。在逐步回調(diào)密度后,返砂恢復(fù)正常。在威201-H3井實(shí)鉆過程中,鉆井液密度根據(jù)井下返砂情況及ECD 值變化進(jìn)行調(diào)整。導(dǎo)眼在頁(yè)巖層鉆進(jìn)23 d ,最大井斜角為96°,未發(fā)生井

15、壁失穩(wěn),電測(cè)井徑擴(kuò)大率非常小,平均為2%3%。正鉆井眼從井深2 320 m 開窗側(cè)鉆,到井深3 647 m 完鉆,密度變化范圍為1.701.83 g/cm 3。在施工中嚴(yán)格執(zhí)行逐步上提密度的工藝,大斜度井段(45°75°和水平段井壁一直相對(duì)穩(wěn)定。但正眼在靠近威201井壓裂區(qū)域時(shí)(距威201井最小中心距離為290 m , 掉塊明顯增多, 上提密度后逐漸穩(wěn)定, 最高密度為1.85 g/cm 3。2強(qiáng)化封堵、活度防塌措施。威201-H3井油基鉆井液的封堵能力比威201-H1井大大加強(qiáng),能有效控制鉆井液液柱壓力向地層深部傳遞。由威201-H3井鉆井液的高溫高壓濾失量及濾餅的油相滲透

16、率(見表4可見,剛性封堵材料和可塑性變形材料的加入進(jìn)一步增強(qiáng)了體系的封堵能力,實(shí)鉆鉆井液濾餅的油相滲透率較基漿下降了2個(gè)數(shù)量級(jí)。進(jìn)入定向、水平段后封堵能力維護(hù)方法如下。每鉆進(jìn)50 m ,加入粒徑為0.043、0.030 mm 的超細(xì)碳酸鈣各200 kg 。每鉆進(jìn)50100 m ,加入200300 kg 可塑性變形封堵劑。保證油溶性樹4脂含量一直維持在3%。加強(qiáng)性能監(jiān)控,及時(shí)控制中壓濾失量為0,高溫高壓濾失量小于1 mL 。根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)CST 值分析,油基鉆井液活度對(duì)井壁穩(wěn)定也起到了很大作用。因此,根據(jù)測(cè)得的巖石流體活度,實(shí)時(shí)調(diào)整了油基鉆井液活度,如圖4所示,油基鉆井液的活度始終保持在低于巖石流

17、體活度0.100.15的范圍。值得一提的是,如果體系中鹽濃度過高會(huì)導(dǎo)致鹽重結(jié)晶,鉆井液中有微小的鹽晶體存在,導(dǎo)致鉆井液破乳電壓下降,穩(wěn)定性變差3。表4威201-H3井鉆井液的濾失量及泥餅滲透率井深/m /g/cm 3FV /s FL /mL 泥餅/mm K 泥餅/10-7 µm 2API HPHT API HPHT 2 340 1.3058000.10.3 1.802 680 1.827100.40.20.4 1.552 910 1.838500.40.20.4 1.603 230 1.837000.40.20.4 1.203 500 1.827400.40.20.4 1.153 6

18、471.83770.40.20.41.10注:FL HTHP 在120 下測(cè)定,基漿泥餅的油相滲透率為1.1×10-5m 2,K 泥餅為高溫高壓泥餅的油相滲透率。 圖4威201-H3井鉆井液及巖石活度隨井深變化曲線威201-H3井水平鉆進(jìn)時(shí)扭矩通常為3.55.0 kN ·m ,起下鉆平均摩阻為4060 kN ;雙扶通井順利,139.7 mm 套管一次下入到底。3.2井眼凈化措施3.2.1保證優(yōu)良流變性措施在溫度的影響下,油基鉆井液低剪切速率的剪切應(yīng)力相比高剪切速率下變化幅度大5。故在威201-H3井實(shí)鉆中,通過調(diào)整乳化劑用量、鉆井液堿度、固相含量,始終保持油基鉆井液塑性黏度

19、和動(dòng)切力在一個(gè)合理的范圍,把溫度對(duì)油基鉆井液流變性的影響控制在理想范圍內(nèi)。同時(shí)重視低剪切速率下鉆井液流態(tài)維護(hù),減緩巖屑沉降現(xiàn)象。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)得出,當(dāng)油基鉆井液的6讀值為井眼直徑(in 的1.01.2倍時(shí),攜砂能力能得到保障。具體維護(hù)措施如下。1在保證破乳電壓的情況下,控制主乳化劑含量為最低值。不使用瀝青類處理劑。2鉆井液的堿度V SA 根據(jù)密度范圍變化:密度為1.301.50 g/cm 3時(shí),V SA 為1.21.5;密度為1.601.90 g/cm 3時(shí),V SA 為0.81.2。3高速離心機(jī)使用率在70%以上,并采用高轉(zhuǎn)速、低供量、長(zhǎng)時(shí)間使用的方式。威201-H3井定向、水平井段鉆井液流變

20、性能見表5?，F(xiàn)場(chǎng)施工也證明了該油基鉆井液能很好地控制熱敏性的影響:通常10 h 左右的短程起下鉆后,泵壓在幾分鐘內(nèi)就能恢復(fù)到短程起下鉆前的水平;振動(dòng)篩沒有出現(xiàn)跑漿情況;現(xiàn)場(chǎng)倒換鉆具和修整窗口為期8 d ,直至下鉆完成開泵循環(huán),泵壓較8 d 前只上漲2 MPa 左右,在50 min 就恢復(fù)了正常。表5威201-H3井定向、水平井段鉆井液流變性能井深/m /g/cm 3FV /s PV /mPa ·s YP /Pa 6/32 328 1.74653566/52 682 1.827155138/72 732 1.8376581210/92 900 1.8381601211/93 203 1

21、.8479621110/93 515 1.8277621211/103 6471.8375641111/10為判斷鉆井液流變性是否滿足井下攜砂要求,現(xiàn)場(chǎng)采用2種方式進(jìn)行確定:觀察鉆進(jìn)與接立柱循環(huán)砂量是否明顯不同,如有明顯不同則說明井下干凈,攜砂沒有問題;定量判斷返砂量是否正常。3.2.2工程技術(shù)措施威201-H3井為保證井眼凈化,還制定了幾條非常有針對(duì)性的工程技術(shù)措施。1鉆進(jìn)中使用1 500 L/min 的大排量鉆進(jìn),高速轉(zhuǎn)動(dòng)鉆具(6080 r/min 。接立柱前大幅上下拉劃新井眼(嚴(yán)禁倒劃,并循環(huán)20 min 以上,密切關(guān)注扭矩變化。2通過斯倫貝謝LWD 實(shí)時(shí)提供的ECD 值,判斷井下情況和

22、鉆井液攜砂能力是否正常。強(qiáng)化短何濤等:油基鉆井液在威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣水平井中的應(yīng)用5程起下鉆刮拉井壁。每鉆進(jìn)水平段100150 m短程起下鉆一次。短程起下鉆過程中,分別在水平段、A點(diǎn)、小斜度井段(<20°循環(huán)1次。3鉆進(jìn)中盡量帶砂干凈,避免重稠漿舉砂。4威201-H3井與鄰井實(shí)鉆效果對(duì)比威201-H1井與威201-H3井鉆探目的層同屬威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣構(gòu)造帶,直線距離為300 m。2口井井身結(jié)構(gòu)大致相同,鉆探目的層分別為龍馬溪和筇竹寺組,均使用油基鉆井液鉆進(jìn)。由于對(duì)威201-H1井頁(yè)巖層垮塌機(jī)理和構(gòu)造特點(diǎn)認(rèn)識(shí)不足,在水平段鉆進(jìn)后期發(fā)生了嚴(yán)重的井下垮塌,通過大量努力才成功下入套管。威20

23、1-H3井在威201-H1井的基礎(chǔ)上,優(yōu)化了油基鉆井液的各項(xiàng)性能,并強(qiáng)調(diào)鉆井液密度的合理使用,故在實(shí)鉆效果上優(yōu)于威201-H1井。2口井的密度使用、井徑擴(kuò)大情況、平均機(jī)械鉆速、時(shí)效分析情況見表6和表7。表62口井215.9 mm井段密度及平均井徑對(duì)比威201-H3井威201-H1井斜深/ m/g/cm3井徑/mm井斜/(°斜深/m/g/cm3井徑/mm井斜/(°2 375 1.30230.988 2.315 1 500 1.20232.91811.39 2 400 1.30237.287 1.969 1 780 1.28239.01414.24 2 425 1.10249.

24、225 1.549 1 890 1.42236.98225.04 2 450 1.10225.755 2.313 2 611 1.48284.48048.35 2 475 1.33224.765 2.483 2 700 1.85458.47069.58 2 575 1.41217.500 6.811 2 750 1.85579.37472.55 2 625 1.62224.28224.8782 800 2.10588.01075.85 2 800 1.77226.21288.7882 823 2.26508.00077.392 900 1.81216.63798.4022 823 2.21508.00078.003 203 1.85230.48097.9002 823 2.10508.00078.66 3 600 1.82215.90098.8302 823 2.00508.00097.90注:以上數(shù)據(jù)來自斯倫貝謝LWD;威201-H1井2 823 m提高鉆井液密度為處理井下垮塌。表72口井215.9 mm井段機(jī)械鉆速及時(shí)效對(duì)比井號(hào)井段長(zhǎng)度/m平均機(jī)械鉆速/(m/ht劃眼/h電測(cè)遇阻通井次數(shù)/次威201-H3 2 040 2.15160威201-H1 1 918 1.518935結(jié)論1. 威201-H3井油基鉆井液配方在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用后,能夠適應(yīng)威遠(yuǎn)地區(qū)弱水敏、強(qiáng)層理結(jié)構(gòu)、低活度頁(yè)