随着国内空气钻井技术的发展和逐渐成熟, 空气钻井已在多个油田得到了应用。中石化集团公司在川东北地区上部地层施工中, 由于地层可钻性差, 井身结构复杂, 井眼尺寸大导致了机械钻速偏低, 施工周期长, 长时间的钻井液浸泡, 严重影响了井壁的稳定性, 极易导致上部陆相地层 (主要由砂岩、泥岩、页岩、煤层组成) 的垮塌。为此, 采用空气钻井进行了多口井的施工。普光105-2井是位于四川盆地川东断褶带黄金口普光构造带的一口定向生产井, 完钻井深6310m。在该井的空气钻后钻井液技术转化过程中, 采取先使用前置液作为铺垫, 再注入桥浆暂堵, 最后替换为渗透成膜钻井液体系的施工工艺, 保证了钻井施工的顺利进行。
普光105-2井是四川盆地川东断褶带黄金口普光构造带的一口定向生产井。该井钻井周期为241天, 总进尺6310m。
一开井段 (112.10-1801m) 采用空气钻钻进。气体钻井至一开完钻, 顺利替入186 m3渗透成膜封堵钻井液建立正常循环, 替换过程中未发生漏失。保证了电测和下套管的顺利进行。
二开空气钻钻进至3380.74m, 气测值上升, 采用节流排气, 循环点火后, 替入钻井液继续钻进。工程上为了保证井下安全和防止在替入过程中出现复杂, 采用大排量分段替入钻井液, 转换过程中未发生漏失。
二开后段 (3380.74m-4588m) 此段采用聚合物防塌体系, 提高钻井液密度平衡地层压力, 钻井液的pH值保持在9.5-11, 滤失量小于5mL, 粘度在60秒左右, 动塑比在0.4-0.5之间。
三开井段 (4588m-6310m) , 该井段地层压力低易发生井漏, 通过加入封堵造壁的处理剂来稳固井壁。进入造斜段前, 提前加入润滑剂为下部造斜做好准备。造斜段稳斜段钻进过程中不断补充润滑剂、防塌降失水剂, 维护泥浆性能, 保证快速、优质、安全钻进。
该区钻井揭露地层自上而下依次为中生界侏罗系蓬莱组、遂宁组、上沙溪庙组、下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组。其中飞仙关组为目的层位。
在气液转换过程中, 替钻井液之前首先注入一定量的润湿反转前置隔离液, 对井壁进行涂敷预处理, 使得岩石表面由亲水变为憎水, 从而能够有效地减少钻井液中的液相渗入地层, 抑制粘土的水化膨胀, 改变地层岩石表面润湿特性。根据本井实际情况, 采用黑色正电胶钻井液体系作为前置液进行对井壁的预处理。
在进行气液转换时, 转换流体瞬时失水进入孔隙和裂缝, 使井筒内压力突然增加, 容易引发低压地层发生压差性井漏。因此应选用带有堵漏材料的钻井液作为桥浆。本井桥浆中堵漏材料选用膨胀聚合物堵漏剂、核桃壳、云母片、复合堵漏材料、随钻堵漏剂。
对地层孔隙、裂缝进行封堵之后, 分级替入强抑制渗透成膜钻井液体系。要求润湿反转前置液与顶替钻井液配伍性好, 润湿反转剂不影响钻井液的性能, 并可减少其滤失量;气液转换完成后, 润湿反转剂可直接混入钻井液中, 能有效防止地层粘土造浆, 提高钻井液体系的稳定性, 本井选择非渗透成膜封堵钻井液体系。
利用现场实钻岩屑, 通过室内试验来考察润湿反转前置液的抑制性, 表1为泥页岩地层的岩屑样品使用润湿反转剂滚动前后的回收率试验数据。
滚动温度77℃, 时间16h;
试验表明, 润湿反转剂黑色正电胶BPS, 能显著提高泥页岩滚动回收率, 抑制粘土水化膨胀剥落掉块, 保持井壁稳定。
顶替钻井液配方 (A) 为:
(5%-8%) 土粉+ (3%-4%) SD-202+ (0.1%-0.3%) K-PAM+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+ (2%-3%) 沥青防塌剂+ (1%-2%) 降失水剂+ (1%-2%) 成膜处理剂+ (1%-2%) 随钻堵漏剂。
试验表明, 顶替钻井液加入1%BPS前后, 流变性和滤失量变化不大, 说明润湿反转剂BPS与顶替钻井液具有良好的配伍性。
根据临井P105-1H井地层资料得知在700-1200米处有漏层, (P105-1H井一开空气钻后替入钻井液共漏失332.70m3) 加上空气钻后井壁周围的微裂缝发育, 为保证井壁的稳定和减少钻井液的漏失, 现场配制的转换浆应加强对地层的封堵、胶结, 提高井壁附近泥饼的形成质量和速度, 保证泥浆的良好造壁性。同时要控制钻井液合适的密度, 防止因静液柱压力过高产生压漏地层, 导致钻井液的大量漏失。同时工程上钻井液替换时应采用较低的排量进行顶替和循环, 避免因开泵产生过高的激动压力而导致井漏, 待形成滤饼后再逐渐提高密度平衡地层压力, 这样有利于减少钻井液漏失和保持井壁稳定。
(5%-8%) 土粉+ (3%-4%) SD-202+ (0.1%-0.3%) K-PAM+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+ (2%-3%) 沥青防塌剂+ (1%-2%) 降失水剂+ (1%-2%) 成膜处理剂+ (1%-2%) 随钻堵漏剂+ (2%-3%) 复合堵漏剂。
通过加入硅甲基防塌剂和沥青质处理剂, 随钻堵漏剂、非渗透成膜剂等处理剂提高对地层孔隙和微裂缝的封堵、胶结能力, 减少泥页岩地层因吸水膨胀产生水敏缩径、垮塌的情况, 加速保护井壁的滤饼形成。工程上为了保证井下安全, 避免对井下造成过大压力导致复杂, 采用下光钻杆分段低排量替入钻井液。
下钻至井深1711.00m, 排量:1 m3/min~2m3/min, 首先替入10m3润湿反转前置液, 再替入120m3桥堵浆, 替入过程中循环补充0.5%膨胀聚合物和1%随钻堵漏剂, 有效的封堵容易漏失地层, 替入桥堵浆后, 起钻至1010m, 再替入成膜封堵钻井液186m3, 正常建立循环, 未发生漏失。一开空气钻后共计替入钻井液316m3, 井下正常。
二开空气钻完后, 井壁上形成大量的微裂缝, 不利于替入钻井液后井壁的稳定。随着井深的增加, 温度的升高, 裸眼段的加长, 井壁的稳定性失衡, 替入的钻井液必须具有良好的抗温, 降失水和防塌的性能。P105-2井二开空气钻至3380.74m出现了气层, 气测值突然上升, 立即进行放喷泄压, 放喷72h后, 气量减小, 决定强行替入钻井液进行下部施工。由于在气层井段进行替浆, 因此要迅速将钻井液替入环空, 同时防止气体迅速上窜造成危险。另外根据临井P105-1H井的资料, 发现在700-3400m井段存在着多点漏失, 且在不同压力条件下, 在不同井段存在不同程度的漏失。井下多点漏失的存在, 使得堵漏施工很难找到针对点, 使得整个堵漏施工进度缓慢, 累计漏失14次, 共计漏失644.50m3。另外P105-1H井在钻进至3347.56m气测值上升, 为了防喷和保证井下安全, 将钻井液比重由1.27g/cm3提至1.41g/cm3, 导致了漏失。为了保证该井顺利的替入钻井液, 严格控制好替入钻井液的密度, 防止漏失情况的发生。
一开转换浆+0.5%KPAM+3%SY-6+ (3%-4%) SD-202+0.3%NaOH+ (0.5%-1%) DF-1+ (0.5%-1%) 成膜处理剂+ (1%-2%) 随钻堵漏剂。
二开替入浆以一开转换浆为基础, 继续补充防塌剂、沥青质处理剂、堵漏剂、成膜处理剂等提高对地层孔隙和微裂缝的封堵、胶结能力。加入黑色正电胶, 改善顶替液在环空的流型和流态, 实现“平板型层流”, 减少替入钻井液对井壁的冲刷。加大聚合物的含量, 提高钻井液中K+的浓度, 增强顶替钻井液的抑制能力, 减少泥页岩地层因吸水膨胀产生水敏缩径、垮塌的情况。由于在气层段放喷后强行替入钻井液, 工程上为了保证井下安全和防止在替入过程中出现复杂, 采用下光钻杆大排量分段替入钻井液。
起钻至井深3260m, 以排量1.8-2m3/min, 首先替入15 m3润湿反转前置液, 再替入转换浆, 在置入过程中循环加入0.5%膨胀聚合物, 1%非渗透堵漏剂和1%随钻堵漏剂, 采用合适密度的转换浆压井, 当置入钻井液251m3, 放喷管线处明火熄灭, 压井成功。起钻至井深1800m, 继续替入钻井液41m3, 正常建立循环。二开空气钻后共计替入成膜封堵钻井液307m3, 未发生漏失。
(1) 普光105-2井使用前置液作为铺垫, 再注入桥浆暂堵, 最后替换渗透成膜钻井液体系的施工工艺安全可行。
(2) 替入钻井液的过程中补充适量的大颗粒类堵漏剂, 如膨胀聚合物等, 可以预防空气钻井后所形成的裂缝性漏失。
(3) 通过提高钻井液的抑制能力, 增强钻井液的封堵能力, 降低钻井液的滤失量, 提高钻井液滤饼的润滑性和改善钻井液的流型等技术措施, 能够减少替入钻井液后井下复杂情况的发生。
(4) 在钻井液替入工艺上, 通过简化钻具结构, 采用光钻杆低排量替入, 如遇特殊地层强行压井式替入钻井液, 可采取光钻杆大排量替入, 减少井下复杂产生, 降低作业风险。
摘要：本文通过对空气钻后钻井液替入技术的难点分析及室内实验研究, 介绍了普光105-2井选择使用前置液作为铺垫, 再注入桥浆暂堵, 最后替换渗透成膜钻井液体系的工艺转换施工过程。该技术措施在普光105-2井的顺利施工, 为普光油田空气钻后钻井液替入技术提供了经验。
关键词：空气钻,微裂缝,地层漏失,渗透成膜封堵钻井液
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