王 志,周曉軒,劉金明 ,趙 湛,明玉廣 ,王 偉

(1.中石化勝利石油工程有限公司 鉆井液技術(shù)服務(wù)中心,山東 東營 227078;2.中石化勝利石油工程有限公司 海洋鉆井公司,山東 東營 257055)

現(xiàn)場應(yīng)用實踐表明,合成基鉆井液在防坍塌、抗污染、潤滑性及穩(wěn)定性等方面有諸多優(yōu)勢,在高溫深井、頁巖油、氣水平井等領(lǐng)域中均有較廣泛應(yīng)用。勝利頁巖油氣的儲藏較深,地層壓力系數(shù)明顯增加,伴隨地層破碎程度的提升,也要求鉆井液具有一定的承壓能力。雖然油基鉆井液在頁巖油井地層的應(yīng)用有著無可比擬的優(yōu)勢,但與水基鉆井液相比,油基鉆井液中黏土顆粒不易分散,微納米級顆粒含量更低,對微-納米級孔縫的封堵能力相對較弱,因此防漏堵漏效果較差。研究表明[1],油基鉆井液流體滲透到頁巖的孔喉或微裂縫比水基鉆井液更容易。

為了提高防漏、堵漏工藝的科學(xué)性、針對性和可行性,采取有效的方法和工藝技術(shù)進(jìn)行承壓堵漏。埕北斜397井同一裸眼井段存在多個壓力系統(tǒng),為平衡下部高壓層,往往在打開下部高壓層之前提高鉆井液的密度,導(dǎo)致上部低壓層段發(fā)生壓裂性或誘導(dǎo)性漏失。本文從埕北斜397井現(xiàn)場承壓堵漏應(yīng)用結(jié)果研究,對承壓堵漏技術(shù)的作用機(jī)制及實踐應(yīng)用情況予以探究。

1 油基鉆井液承壓堵漏影響因素探究

1.1 鉆井液性能的影響

鉆井液進(jìn)入井壁裂縫易產(chǎn)生壓力傳遞,如果一次性將密度提的過高壓力過大,造成微裂縫擴(kuò)大而壓裂地層;密度不夠又會達(dá)不到承壓的目的;最終造成漏失地層承壓失敗。粘切過低時鉆井液中固相在微裂縫中不易滯留,而粘切過高則易造成環(huán)空壓耗大、當(dāng)量鉆井液密度更高導(dǎo)致壓裂地層以及易出現(xiàn)“封門”均會造成堵漏失敗。綜合本井ECD計算結(jié)果(見表1)及第三次實鉆過程成功側(cè)鉆經(jīng)驗的承壓堵漏效果可知,將埕北斜397井鉆井液流變性能漏斗粘度控制在90～100s,靜切力在6～8/12～17Pa/Pa時,該井承壓時效果最好。

表1 埕北斜397井流變性能與ECD關(guān)系

1.2 地層巖性影響

對埕北斜397井東營組深灰色油泥巖掉塊做巖性掃描電鏡和巖樣成分理化分析,電鏡掃描如圖1所示,東營組油泥巖成分見表2所示。

圖1 埕北斜397井東營組油泥巖掃描電鏡圖片

圖2 埕北斜397井東營組油泥巖掉塊

表2 埕北斜397井東營組油泥巖巖樣成分分析

由掃描電鏡圖像和巖樣成分分析可以看出,該油泥巖中黏土礦物、石英、方解石等脆性礦物含量較高,該區(qū)塊巖樣具有較高的脆性,在外力作用下越易形成誘導(dǎo)裂縫;納米級孔喉、裂縫系統(tǒng)明顯,片狀層理比較發(fā)育,因此極易產(chǎn)生剝落坍塌,造成井壁不穩(wěn)定的現(xiàn)象。

1.3 鉆井液體系的影響

根據(jù)錢志偉等人[1]研究表明:油基鉆井液比水基鉆井液的破裂壓力更低,更易壓裂井壁巖石造成漏失;超細(xì)碳酸鈣類封堵劑能夠提高油基鉆井液破裂壓力,但低于水基鉆井液封堵體系的破裂壓力。一般水基堵漏劑因其疏油性不能很好的分散,油基鉆井液中的潤濕劑和增粘劑不足而導(dǎo)致堵漏材料沉降[2];堵漏材料因其光滑的表面在低摩阻的油膜表面易滑脫而導(dǎo)致堵漏失敗[3]。若能堵漏成功,說明堵漏材料分散性好即親油性好,表面潤滑性差即親油性差,這對堵漏材料選擇來說是矛盾的。

1.4 堵漏材料選擇與配比

油基鉆井液沒有合適的堵漏材料級配是不易堵漏的重要原因之一。堵漏材料粒度級配為影響堵漏效果的主要因素,而堵漏材料的濃度為次要因素[4]。不規(guī)則顆?？梢远氯茸陨砗Y分粒度更大的裂縫寬度,顆粒材料在裂縫內(nèi)的架橋方式為“單粒架橋”;堵塞深度、速度與堵漏材料特征粒度D50及D90值密切相關(guān)[5];顆粒濃度對堵塞深度的影響不大,而對堵塞速度的影響較大,且在一定條件下堵漏材料應(yīng)有最優(yōu)濃度。

2 現(xiàn)場應(yīng)用情況

2.1 第1主井眼施工情況

埕北斜397井設(shè)計為評價水平井,設(shè)計井深為4675.18m,構(gòu)造位置位于濟(jì)埕寧隆起埕北低凸起埕島東部斜坡帶埕北30斷階帶。埕北斜397井技套下深3352.55m,技術(shù)套管底及下100m左右,地層破碎,承壓能力降低,屬于本井筒壓力最薄弱環(huán)節(jié),承壓能力差。根據(jù)鄰井實測壓力情況,東營組4砂組以上地層為常壓,自東營組4砂組開始壓力逐步抬升,本井第一個井眼在垂深3688m左右鉆遇暗色油泥巖、油頁巖,設(shè)計鉆井液密度1.30～1.40g/cm3;臨井埕北89井實測壓力系數(shù)1.84,實際最高密度1.48g/cm3;埕北85井實測壓力系數(shù)1.61,實際最高密度1.44g/cm3,該兩口井均因地層坍塌而填井側(cè)鉆。

為防止井壁坍塌,埕北斜397井第一個主井眼采用的合成基鉆井液施工,配方:合成基基液80%+25%氯化鈣水溶液20%+2.5%主乳化劑+1.5%輔乳化劑+1.5%潤濕劑+1.5% 堿度調(diào)節(jié)劑+3%有機(jī)土+3%油基封堵劑+8%級配超細(xì)碳酸鈣+重晶石粉。鉆進(jìn)期間鉆井液性能:密度:1.38～1.40g/cm3;漏斗粘度:51～75s;塑性粘度:36～55mPa·s;動切力:6.5～10Pa;靜切力:3～4.5/6～8.5Pa/Pa;高溫高壓失水:2.4～3.4ml;泥餅:1mm;固含:20%;破乳電壓:731～1187V;油水比:80～82∶20～18。鉆進(jìn)過程中巖屑返出正常,未見掉塊。但從3984m鉆進(jìn)至4325m后進(jìn)行常規(guī)短起作業(yè),循環(huán)后倒劃眼起鉆至4177m,上提過程中扭矩突然上漲,下放過程中憋泵,難以建立循環(huán)。通過上提下放,多次建立循環(huán),但頻繁憋堵環(huán)空通道,耗時101h方才建立穩(wěn)定循環(huán),以11.3L/s(25沖)以上排量循環(huán)19h,同時調(diào)整鉆井液性能,提高密度及漏斗粘度(密度由1.40 g/cm3提高至1.50 g/cm3,粘度由53s提高至75s),井內(nèi)返出細(xì)砂(泥巖為主)較多,少許油泥巖掉塊可見,待篩面干凈后,倒劃眼起鉆至套管鞋。最終因漏失加劃眼困難而填井,累計漏失合成基鉆井液168.7m3。

2.2 第2主井眼施工情況

因前期井眼的復(fù)雜情況,側(cè)鉆后采用高粘切合成基鉆井液施工,加足封堵防塌劑應(yīng)對下部易坍塌油泥巖段,但仍將鉆井液密度限定為1.40g/cm3,鉆進(jìn)期間鉆井液性能:密度1.40g/cm3,粘度80～96s,破乳電壓700v,六速:146/88,60/37,11/9,塑粘58mPa.s,動切力15Pa,靜切力5.5/10Pa/Pa,高溫高壓失水2.6ml,油水比83∶17,直至鉆至設(shè)計井深4210m后起鉆遇阻,劃眼過程再次出現(xiàn)坍塌,將密度提高至1.45g/cm3,由于未做好承壓堵漏工作,導(dǎo)致劃眼過程又發(fā)生漏失,終因無法繼續(xù)劃眼導(dǎo)致井眼再次報廢填井。

2.3 承壓堵漏施工情況

承壓堵漏期間配方如下:

配方一：井漿+有機(jī)土2%+3%油基鉆井液封堵劑2+2%高效油基納米封堵劑+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅰ型+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅲ型+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅶ型+3.5%隨鉆堵漏劑+2%一袋式堵漏劑

配方二：井漿+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅰ型+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅲ型+3%超細(xì)碳酸鈣Ⅶ型+3.5%隨鉆堵漏劑+2%一袋式堵漏劑+2%橡膠顆粒

配方三：井漿+10%隨鉆堵漏劑+2.5%細(xì)核桃殼1mm+2.5%中核桃殼1-3mm+5%復(fù)合堵漏劑+5%橡膠顆粒

配方四：井漿+5%核桃殼(0.5-1mm)+2%核桃殼(1-2mm)+5%橡膠顆粒+3%一袋式堵漏劑+8%酸溶堵漏劑

采用以上配方承壓堵漏后,低排量循環(huán)時井下不發(fā)生漏失,但在提高排量或者劃眼過程中,由于憋泵等原因均會造成漏失,承壓堵漏失敗。

分析原因:沒有提前做好承壓堵漏工作,盲目進(jìn)行鉆進(jìn)作業(yè),一旦下部易塌地層因支撐力不夠就會出現(xiàn)坍塌掉塊。當(dāng)井壁出現(xiàn)坍塌后,再進(jìn)行承壓堵漏作業(yè)以恢復(fù)井壁穩(wěn)定性非常困難[6],且效果很差。因此,承壓堵漏需要提前開始才能達(dá)到最佳效果。

2.4 堵漏技術(shù)方案

2.4.1 工程設(shè)計方案

根據(jù)前兩次失敗井眼報廢的經(jīng)驗教訓(xùn),最后改變承壓堵漏程序,并配合工程設(shè)計方面解決井塌問題。

(1)工程設(shè)計上,將油泥巖段的井斜角降低至50°左右。

(2)開始側(cè)鉆前,提前做好承壓堵漏工作,將地層承壓能力提高至1.50g/cm3后開始側(cè)鉆鉆進(jìn),并采用堵漏漿全程隨鉆堵漏。

(3)油泥巖井段施工過程中,進(jìn)尺最多不超過150m就要進(jìn)行一次短起下。正常鉆進(jìn)期間兩次短起下間隔控制48h以內(nèi)。

(4)油泥巖段井段起下鉆速度控制在每小時10柱以下,防止猛剎猛放撞擊井壁造成掉塊。

2.4.2 油泥巖層段鉆進(jìn)技術(shù)措施

(1)在油泥巖鉆進(jìn)參數(shù):排量26.5～28L/s,頂驅(qū)轉(zhuǎn)速60r/min,不在油泥巖段定點循環(huán)。

(2)每鉆進(jìn)3～5m時,上提下放活動鉆具,觀察是否有阻卡現(xiàn)象,正常則繼續(xù)鉆進(jìn),否則調(diào)整鉆井液性能,保證井眼正常后再恢復(fù)鉆進(jìn)。

(3)起下鉆過程中避開油泥巖、油頁巖井段劃眼、開泵、定點循環(huán),降低薄弱層的擾動,維持井壁穩(wěn)定;

(4)鉆井液性能:密度1.49～1.50g/cm3,漏斗粘度88～96s,破乳電壓798～1203V,塑性粘度50～55mPa·s,動切力14～16Pa,靜切力7～8/15～17Pa/Pa,油水比85∶15,固相含量26%,高溫高壓濾失1.6～2.0ml。

(5)每班加入隨鉆堵漏劑0.5t,有機(jī)土0.5t,超細(xì)碳酸鈣1t,油基封堵劑1t,高效納米封堵劑2t,微納米封堵劑1t,提切劑0.2t。

(6)提前加足封堵類材料,并隨鉆進(jìn)地層及固控設(shè)備消耗及時補(bǔ)充。

2.5 承壓堵漏結(jié)果

在密度1.50g/cm3下承壓成功;鉆進(jìn)期間未發(fā)生大量坍塌掉塊,成功鉆穿該段油泥巖;施工完井作業(yè)順利完成。

3 結(jié)論

1)通過對埕北斜397區(qū)塊東營組易塌油泥巖地層的掉塊做理化分析,掃描電鏡分析研究,可知該油泥巖黏土礦物、石英、方解石含量較高,層理發(fā)育,極易產(chǎn)生剝落坍塌,造成井壁不穩(wěn)定現(xiàn)象。

2)堵漏材料顆粒級配沒有更好的匹配是油基鉆井液不易堵漏成功的關(guān)鍵因素,當(dāng)材料顆粒級配不合適時濃度再高也無法承壓堵漏成功。

3)承壓堵漏工作應(yīng)該提前完成,一旦地層坍塌后邊處理復(fù)雜再進(jìn)行承壓堵漏相當(dāng)困難。承壓堵漏直至完鉆后應(yīng)保持全程堵漏漿作業(yè)。

4)易塌層井斜角過大也是導(dǎo)致地層易坍塌的重要因素,為確保該區(qū)塊東營組油頁巖地層井壁穩(wěn)定,工程設(shè)計上需優(yōu)化軌跡設(shè)計,根據(jù)本井經(jīng)驗應(yīng)確保此井段井斜不宜超過50°。

5)埕北斜397井承壓堵漏成功,為合成基鉆井液在該區(qū)塊油頁巖、油泥巖段的后續(xù)作業(yè)、廣泛勘探開發(fā)提供了經(jīng)驗做法和技術(shù)保障。