元坝地区高密度超高密度钻井液技术.pdf

第 3 l 卷 第 2期 2 0 l 4年3月 钴井 液与 完井 液 DRI LLI NG FLUI D CoM PLETI ON FLU I D Vo 1 ． 3l NO． 2 M a t ．2 0l 4 d o i 1 0 ． 3 9 6 9 ． i s s n ． 1 0 0 1 5 6 2 0 ． 2 0 1 4 ． 0 2 ． 0 0 9 元坝地区高密度超高密度钻井液技术 樊相生， 曾李 ， 张勇， 安建利 中原油田西南钻井公司，四川南充 樊相生等 ． 元坝地区高密度超高密度钻井液技术 f J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 4 ，3 1 2 3 1 ． 3 4 ． 摘要元坝地区地质构造复杂，地层压力状况复杂多变，气藏储层存在较强的非均质性，局部存在有裂缝性高压 气层，海相地层的嘉陵江组还可能钻遇高压盐水层。钻井施工过程中使用的钻井液密度多在 2 ． 2 0 g ／ c m 以上，最高达 2 ． 4 2 g ／ c m ，钻井液的流变性控制及抗污染能力的强弱成为保证井下施工安全的关键因素。根据室内研究及现场应用情 况，形成了1套元坝地 区使用的高密度超高密度钻井液技术，能够控制密度在 2 ． 4 0 g ／ c m 左右的钻井液的流变性．控 制了酸根及盐膏污染，具有一定的抗温、抗污染能力。 关键词 高密度钻井液 ； 超高密度钻井液 ； 钻井液流变性 ； 钻井液性能维护 ； 元坝地 区 中图分类号T E 2 5 4 ． 3 文献标识码A 文章编号1 0 0 1 5 6 2 0 2 0 1 40 2 - 0 0 3 1 - 0 4 川东北元坝地区地质构造十分复杂 ，其陆相地层 的地层压力状况复杂多变 ，气藏储层存在较强 的非均 质性 ，局部存在有裂缝性高压气层 ，在须家河组二段 地层完钻的元坝 2井 、2 7井压力系数分别为 2 ． 3 7和 1 ． 9 4 ，元坝 l 0 7升设计压力系数为 1 ． 6 0 ～ 1 ． 8 8 ，实钻 钻井液密度为 2 ． 3 0 ～2 ． 3 5 g ／ c m 。而海相地层 的雷 口 坡组 、嘉陵江组及飞仙关组存在大段盐膏层 ，嘉陵江 组还可能存在高压盐水层 ， 对钻井液的污染非常严重。 元坝 2 7井在嘉陵江组就钻遇高压盐水层 ，使用钻井 液密度最高达到了2 ．3 7 g ／ c m ，遇盐污染及气侵后钻 井液施T及维护难度极大，且常有复杂情况发生。针 对以上情况，在室内开展了高密度超高密度钻井液体 系的优化实验 ， 并通过现场应用进行验证和不断完善 ， 形成了一整套适用于元坝地 区的高密度超高密度钻井 液技术，现场应用取得 了良好的效果 [ I - 2 ] 。 1 高密度超 高密度钻井液技术难点 1 流变性控制网难。①较高的固相含量使高密 度超高密度钻井液 中自由水含量低 、固相颗粒间相互 靠近，流动时内摩擦大，导致钻井液黏度高、润滑性 和流动性差。②重品石中存在的劣质固相和钻进过程 中大量钻屑侵入钻井液，这些活性的固相颗粒在钻井 液中形成细分散，使钻井液流变性变差。 2流变性与滤失量难 以同时兼顾。渊整高密度 超高密度钻井液流变性时， 易导致钻井液滤失量增大， 为降低钻井液滤失量而加入降滤失材料时，会增加钻 井液的黏度和切力。 3抗污染能 力差。在钻进过程中，特别在高温 条件下，盐膏 、盐水等侵入钻井液后，钻井液滤欠量 会增大 ，泥饼质量变差 ，流变性失去控制。二氧化碳 气侵严重破坏钻井液性能 ，并给维护和处理带来很大 困难。 4加重材料选择闲难 。 目前市场供应的加重材 料难以满足现场需要，普通重品石的密度低于 4 ．0 0 g ／ c m ，而其他高密度的加重剂货源少、价格高。 2 钻井液组分的优选 实验确定元坝地区高密度超高密度钻井液基本 配 方 如 下，用 H T - 3 0 1 、聚 丙 烯 腈 铵 盐 NH HP A N、 C S MP、H S T F L、S C L、F T ． 1 、磺化单宁 S MT、高温 稀释剂 HT X等维护处理。 1 ％ 膨 润 土 十 0 ．2 ％ N a O H 0 ．5 ％～1 ％聚 合 物 降滤 失 剂 HT - 3 0 1 4 ％两 性 离子 磺 甲基 酚醛树 脂 C S MP 2 ％抗温抗盐降滤失剂 H S T F L 4 ％油溶性暂 堵剂 S C L 或磺化沥青 F T - 1 重品石 1 加重剂。不同密度重品石加重高密度超高 第一作者简介 樊相生，工程师，毕业于重庆石油学校 ，现在主要从事油田化学方面的研究。地址 四川省南充市西南石 油大学院内 ；邮政编码 6 3 7 0 0 1；电话 1 5 2 3 9 9 6 6 5 6 8； E - ma i l f x s h 2 0 0 7 1 2 6 ． c o rn。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 3 2 铝井液与 完井液 2 0 1 4年 3月 密度钻井 液性能见表 1 。由此可知 ，钻井液 密度在 2 ．2 0 c m 以内，使用 4 ．2 0 g ／ c m 的重晶石加重，钻 井液的流变性能稳定 ； 密度超过 2 ．2 0 g ／ c m 后，继续 使用 4 ．2 0 c m 的重晶石加重，钻井液的黏度、切力 急剧增大， 流变性较差 ； 使用 4 ． 3 0 g ／ c m3 的重晶石加 重，钻井液流变性更易于控制。因此在钻井液密度大 于 2 ．2 0 g ／ c m 时，选用密度较高的重晶石可保证高密 度超高密度钻井液的流变性能。 表 1 不同密度重晶石加重高密度超高密度钻井液性能 注 高速搅拌 1 0 mi n 后 ，在 6 0℃测其性能。 2 膨润土限量。高密度超高密度钻井液膨润土 限量的优选结果见表 2 。由表 2 可知，钻井液在老化 后没有出现固化或减稠现象，随膨润土含量的增加， 钻井液的黏度和切力都明显增高 ； 当体系中膨润土含 量低于一定值时，高密度钻井液在老化后发生轻微沉 降，表明其悬浮稳定性遭到破坏，因此要选择合适的 膨润土含量。现场维护过程中，高密度 2 ．2 0 2 ．5 0 g ／ c m 。 钻井液的膨润土含量维持为 1 0 2 0 g ／ L 。 表 2 高密度钻井液膨润土含量的选择 注 老化条件为 1 5 0℃、1 6 h ，在 5 O。 c 下测其性能。 3 钻井液的性能评价 3 ． 1 抗温性 能 分别考察了密度为 2 ．2 0和2 ． 5 0 ed c m 的钻井液 在 1 2 0和 1 5 0℃老化后的流变性能，结果见表 3 。由 此可知，该钻井液在 1 2 0 和 1 5 0℃老化后具有较好的 流变性能 ，悬浮稳定性好 ，滤失量小。 表 3 高密度钻井液抗温性能评价 3 ． 2 抗污染能力 密度为 2 ． 2 0 g ／ c m 的钻井液的抗盐 、抗钻屑污染 实 验结果见 表 4 。由此可知 ，在 Na C 1 浓 度为 1 0 ％、 钻屑侵入量达 1 0 ％时，该钻井液的各项性能指标变 化不大，具有较强的抗盐、抗钻屑污染能力。 表 4 密度为2 ． 2 0 c 的钻井液的抗污染实验 注 实验使用元坝 1 0 7 井井深 3 9 0 0 i i1 _ 处的钻屑。 3 ． 3 润滑性 在高密度超高密度钻井液中加入润滑剂，用泥饼 黏附系数测定仪测定其润滑性能，实验数据见表 5 。 由表 5 可知， 在密度为 2 ．2 0 g ／ c m 的高密度钻井液中 加入 3 ％的润滑剂 C G Y 改性油酸酯 能够达到施 工要求，性价比优于润滑剂 P A L 聚合醇 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第 3 1 卷 第 2期 樊相 生等元坝地区高密度超高密度钻井液技术 3 3 表 5 密度为 2 ． 2 0 g ／ c m3 的钻井液润滑性实验评价 3 ． 4 抑制性 实验选用元坝地区下沙溪庙组的泥页岩，高密度 超高密度钻井液的页岩滚动回收实验结果见表 6 。可 以看出，密度为 2 ．2 0 g ／ c m 钻井液对泥页岩具有较强 的抑制性能 。 表 6 密度为 2 ．2 0 g ／ c m 的钻井液的页岩滚动回收率实验 4 现 场维护处理措施 4 ． 1 钻井液配制 1 控制膨润土用量。配制密度大于 1 ．8 5 g ／ c m 的钻井液不能使用膨润土原浆加重，因为膨润土含量 低或水化程度差的情况下重晶石不能稳定悬浮，膨润 土含量高则后期稠化严重， 并且禁止在重浆中加入膨 润土干粉 井漏特殊情况例外 。在满足钻井液性能 的前提下，应尽可能降低膨润土含量，如表 7 所示。 表 7 钻井液密度与膨润土用量对照 1 ． 2 0 1 ．4 0 1 ． 6 0 1 ． 8 0 2 ． 0 0～2 2 0 2 ．4 0～ 2 6 0 g ／ c m M B T | 2 5～ 3 0 2 5～ 3 0 2 0～ 2 5 1 5 4 2 0 1 O～ 1 5 8 ～ 1 5 L 2 选用高品质的重晶石，严格控制重晶石的黏 度效应，注重重晶石的粒度分布。在满足钻井液密度 的前提下，调整不同粒径重晶石的比例，降低高密度 固相含量，减少束缚水量。 3 减少聚合物类材料的用量，特别是分子量高 的聚合物，防止胶液黏度过大 ； 必要时使用有机盐抑 制水敏性地层，控制钻井液流变性。 4 为了保证井控安全及加重后的钻井液具有较 好的流变性，可配制无膨润土加重浆。基本配方为 水 O ． 2 ％Na O H 0 ． 5 ％-- 1 ％ HV - P AC 0 ． 5 ％～ 1 ％ L V - P AC或 P L 2 ％--3 ％ C S MP 2 ％～3 ％ F T - 1 或 S C L 2 ％HS T F L。 可配制密度在 2 ． 6 0 g ／ c m 以上、 流变性较好的储备浆。使用无土加重浆提高密度，在 不增加井浆中膨润土含量的情况下，可以较快提高钻 井液密度，且性能稳定。 5 井浆加重前加强钻井液的净化，及时清除钻 井液中的泥岩微粒，保持加重基浆性能优良。根据密 度不同调整膨润土含量，并调整钻井液黏度和切力， 使钻井液漏斗黏度为 3 5 ～4 5 S 、动切力为 3 ～5 P a ， 静切力为 0 ．5 ～2 ．5 P a ，保证加重剂不下沉。 4 ． 2 维护措施 1 使用预先配制好的无土加重浆加重，既不增 加井浆中膨润土含量，又便于控制加重速度，且加重 比较均匀。 2 高密度钻井液应在地面各罐内循环搅拌，使 其充分均匀。测量平均密度、黏度 ， 静置 2 4 h 后测量 上 、下密度差和胶体稳定性 。 3 将加重浆注入井内时采用一次替人或地面混 合的方式，在井内循环 l ～2 周，使进、出口密度差 不大于 0 ． 0 3 g ／ c m 。 4加重过程中视密度和流变性的变化 ，边加重 、 边补充液体护胶剂和稀释剂 。 5 维护处理过程要严格控制分散剂的用量，一般 使用磺化单宁、高温稀释剂和聚磺类护胶剂配制成胶液 用以调整流变I生 ， 并加入石灰进行钙化处理， 使之达到 适度絮凝的粗分散体系， 每次以小型实验加量为依据。 6 处理时机一般选择在钻进过程中。以各种水 剂复配的方式细水长流慢慢加入，在正常钻进时密度 可小幅度降低 0 ． 0 3 “- - 0 ．0 5 g ／ c m 3 ，但起钻前应恢复到 原平衡地层压力所需的密度。 7 预防高密度钻井液的压差卡钻，首先要保持 高密度钻井液良好 的流变性和润滑性能 ，必要时可加 入润滑剂，降低钻井液黏附系数，钻具在井内静止时 间要小于 3 m i n ，特殊情况应上提至安全井段。 4 ． 3 固控措施 1 固控设备达到四级净化，正常情况下使用孔 径为 0 ．0 7 6 m m的振动筛布，定期开启离心机，及时 清除钻井液中的有害固相。 2 利用起下钻和测斜时间， 清除沉砂罐中的沉砂。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 3 4 钻井液与 完井液 2 0 1 4年 3月 3 使用黏土稳定剂 H T - 2 0 1 B控制黏土分散，同 时加入石灰对钻井液进行钙化处理， 控制地层造浆和 钻屑分散。 5 现 场应 用 5 ． 1 元陆1 7 井 元陆 1 7 井是部署在四川盆地川东北元坝东部断 褶带圈闭群的一口预探井，完钻井深为4 9 6 0 m。钻 至井深 3 7 3 8 m处遇气层 ，密度由 1 ． 7 6 g ／ c m 逐步提 高至 1 ．8 5 g ／ c 。在井深 3 9 1 7 m处再次钻遇气层， 将钻井液密度逐渐提高到 2 ． 0 3 g ／ c m 。 。 钻至井深3 9 8 4 m发生井涌，关井节流循环压井并点火，将钻井液 密度提高到 2 ． 1 7 g ／ c m 后恢复钻进。钻至井深 4 0 1 0 m处再次发生井涌， 关井节流循环压井， 并通过多次 测油气上窜速度后将钻井液密度提高到 2 ． 4 1 g ／ c m ， 井下恢复正常。中途完钻电测期间钻井液密度最高为 2 ． 4 2 g ／ c m 。 随着钻井液密度的提高， 钻井液流型逐渐发生变 化， 黏度切力上升。为控制钻井液流型， 在井浆中混入 等密度低浓度的复配胶液 ； 钻井液密度在 2 ． 0 0 g ／ c m。 以下循环加重 时，用低黏乳液 聚合物 P L 、S C L 、 F T - 1 胶液维护 ； 密度在 2 ．0 0 ～2 ．2 0 g ／ c m 之间时用聚 丙烯腈 铵盐 N H4 HP A N、褐煤类 处理剂 C F L胶液及 少量的 P L进行维护 ； 在 2 ． 2 0 g ／ c m 以上后 ，用 S MT 维持性能的稳定。在用胶液维护时，将胶液密度提 高到井浆密度后再按循环周加入，避免了因钻井液 密度变化而引起井控的风险 ； 当地层发生渗漏时， 加大油溶性暂堵剂 S C L的浓度，封堵漏层，提高地 层的承压能力 ； 同时加入磺化类药品 F T - 1 和抗温抗 盐降滤失剂提高钻井液的抗温性能，增强钻井液的 稳定性 。 元陆 1 7 井在三开后期一个多月的钻进中，钻井 液密度长时间保持在 2 ．4 0 2 ．4 2 g ／c m 3 之间。井下施 工顺利，钻井液流变性良好，漏斗黏度一直稳定在 7 8 ～8 2 S 之间，三开中途完钻作业顺利，四开使用密 度 为 2 ． 3 4 ～2 ． 3 6 g ／ c m。 的钻井 液顺利 钻至井深 4 9 6 0 m完钻，完井作业顺利。 5 ． 2 元坝1 0 7 井 元坝 1 0 7 井是中石化西南油气分公司部署在川东 北元坝低缓构造带元坝 1 0 区块的一口直评价井，完 钻井深为 6 7 5 2 m。该井钻至井深 3 9 1 5 ．3 m处，发 生溢流压井，将钻井液密度从 2 ． 1 2 g ／ c m 提高至2 ．3 5 g ／ c m 。钻进至井深 4 5 7 8 ． 1 m发生井漏，堵漏后将钻 井液密度降至 2 ．2 g ／ c m3 。期间使用 2 ．3 3 ～2 ． 3 5 g ／ c T n 3 的高密度钻井液钻进时间达 9 6 d 。 压井后高密度钻井液受酸根离子污染严重，导致 钻井液黏度切力升高，滤失增大。钻井液切力大，包 裹在其中的气泡不能及时分离，严重时最多可导致人 口密度下降 0 ． 2 g ／ c m 。受酸根污染后，为除掉碳酸氢 根，降低 p H值至 l O 左右，后期钻遇大套泥岩却无 法加人抑制剂，导致膨润土含量上升、切力更高。 为控制钻井液的流变性能，不断加入石灰和 稀释剂胶液，对钻井液进行维护，同时加入适量 的抑制包被剂、聚合物降滤失剂、抗温抗盐降滤 失剂、复合降滤失剂和树脂 C S MP ，用以改善泥饼 质量，降低 钻井液 的滤 失量。胶液 配方 为 清 水 2 ％C S MP 3 ％HS T F L 3 ％C F L l ％F T 0 ． 2 5 ％ ～ 0 ． 5 ％ P A MS 一 1 5 0 或 0 ． 2 5 ％L V - P AC、0 ． 5 ％HT - 3 O 1 1 ％～2 ％ HT X 或 1 ％～2 ％ S MS 一 1 9 0 ． 2 5 ％ Na O H 。通过调节，将高温高压滤失量从 5 6 m L降至 了 1 3 mL，钻井液流变性得到改善。 6结论 与建议 1 ． 形成了一套适合元坝地区使用的高密度超高密 度钻井液技术，在元陆 1 7 井和元坝 1 0 7 井等得到比 较好的使用，满足了钻井施工的需要。 2 ． 该套钻井液技术能够控制密度在 2 ．4 0 g ／ c m 左 右的高密度超高密度钻井液的流变性，控制了酸根及 盐膏污染，具有一定的抗温和抗污染能力。 3 ． 为控制高密度超高密度钻井液的膨润土含量， 可使用无土加重浆技术。 参 考 文 献 [ 1 ]1 蔡利山， 林永学，田璐， 等 ． 超高密度钻井液技术进展 [ J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 1 ，2 8 5 7 0 7 7 ． Ca i Li s h a n， Li n Yo n g x u e， Ti a n Lu， e t a 1 ． Re s e a r c h p r og r e s s s u mma r y o f ul t r a - h i g h d e n s i t y d r i l l i n g flu i d t e c h n o l o g y [ J ] ． Dr i l l i n g F l u i d＆ C o m p l e t i o n F l u i d ，2 0 1 1 ， 2 8 5 7 0 ． 7 7 ． [ 2 ] 李斌，石秉忠，彭商平，等 ． 元坝地区高密度钻井液 c o 污染处理技术 【 J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 3 ，3 0 5 2 2 2 4 ． Li Bi n， S h i Bi n g z h o ng，Pe n g S h a n g p i n g，e t a 1 ． CO2 c o n t a mi n a t i o n t r e a t m e n t t e c h n o l o g y o f h i g h d e n s i t y d r i l l i n g fl u i d i n b l o c k o f y u a n b a [ J ] ． Dr i l l i n g F l u i d＆ C o m p l e t i o n F l u i d ，2 0 1 3 。3 0 5 2 2 ． 2 4 ． 收稿 日期2 0 1 3 ． 1 1 ． 1 2 ；HG F 1 4 0 2 F 5 ；编辑付明颖 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m