该井设计井深7310m, 实钻井深7168.56m, 实钻地层从上到下依次为第四系、新近-古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、奥陶系, 岩性以砂岩、泥岩、灰岩为主, 目的层为奥陶系蓬莱坝组。该井采用五开制井身结构。
1钻井液技术难点
1.1三叠系以浅地层岩屑水化分散及井眼缩径
三叠系以浅地层发育大段浅棕色、灰黄色砂岩, 成岩性差, 岩屑上返过程中易分散为细小砂粒, 不易被固控设备清除, 出现密度快速上升, 固相超标;棕红色泥岩较为发育, 易水化分散, 造成膨润土含量快速上升, 粘切升高;砂岩井段渗透性好, 易形成虚厚泥饼, 泥岩井段易水化膨胀, 造成井眼缩径, 起下钻阻卡。
1.2奥陶系却尔却克组井壁坍塌
奥陶系却尔却克组为巨厚泥岩段, 岩性为灰、深灰色泥岩, 粘土矿物含量20%左右, 伊蒙混层高, 分散性强, 微裂隙发育, 极易出现井壁失稳。邻井顺南3井在该层位出现井壁坍塌, 连续划眼无法到底, 处理复杂耗时126天。
1.3高温高压下钻井液性能不易控制
奥陶系蓬莱坝组地层岩性为白云质泥晶灰岩、泥晶灰岩、细晶白云岩, 地层压力系数大于1.80, 井底温度高达190℃, 水基钻井液在高温高压条件下易出现流变性恶化、滤失量显著增大、加重材料沉降等问题, 严重危及钻井施工安全。
2钻井液技术对策
2.1抑制岩屑分散
2.1.1使用K-PAM及FA367抑制泥岩水化分散, 保持其含量大于0.5%, 控制钻井液膨润土含量小于40g/L;在进入三叠系前, 加入3%KCl及0.5%硅醇抑制剂, 进一步提高钻井液抑制能力。
2.1.2控制钻井液粘度为50-60s、塑性粘度15-20m Pa.s、动切力6-10Pa, 保持泥浆泵排量大于65L/s, 及时携带岩屑, 防止岩屑在井内滞留、翻滚而过度分散。
2.2防止井眼缩径
2.2.1在白垩系以浅地层, 保持低密度、低固相, 四级固控设备使用率达到100%, 控制密度小于1.12g/cm3、固相含量小于6%;随着井深的增加, 逐步控制钻井液滤失量小于5m L, 使用QS-2封堵砂岩孔隙, 减少砂岩井段虚厚泥饼。
2.2.2进入白垩系后, 提高钻井液抑制能力, 控制泥岩水化膨胀;将密度提高至1.20g/cm3, 平衡地层应力;定期短起下钻, 修整井壁, 防止泥岩井段缩径。
2.3防止奥陶系却尔却克组井壁垮塌
2.3.1使用钾胺基聚磺钻井液体系, 利用KCl与聚胺抑制剂协同作用提高钻井液的抑制防塌能力, 有效抑制却尔却克组泥岩水化分散。
2.3.2控制钻井液密度为1.30-1.32g/cm3, 高温高压滤失量 (150℃) 小于12m L, 复配使用聚合醇、阳离子沥青粉、高软化点乳化沥青封堵泥岩微裂隙。
2.4提高聚磺钻井液高温稳定性
优选抗温能力强的处理剂, 优化聚磺钻井液体系配方, 提高体系抗温能力。通过试验确定体系膨润土含量、抗温材料种类及加量, 使体系在190℃下具有良好的流变性、滤失造壁性及沉降稳定性。
3现场维护处理
3.1一开 (0-403m)
一开钻遇第四系和新近系-古近系, 岩性以灰黄色砂岩为主, 夹褐黄色泥岩。使用膨润土-聚合物体系。
3.1.1使用10%膨润土浆开钻, 以补充6-8%的预水化膨润土浆为主, 配合0.5%HV-CMC胶液, 控制粘度60-80s钻进, 确保携砂及防止浅表流沙层垮塌。
3.1.2使用好四级固控设备, 经常排放沉砂漏斗, 及时清除有害固相, 密度控制在1.10-1.12g/cm3钻完进尺。
3.2二开 (403-3746m)
二开钻遇新近-古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系, 岩性以砂岩、泥岩为主, 二叠系含有灰黑色玄武岩。使用聚合物、KCl-聚合物体系。
3.2.1在新近-古近系, K-PAM、FA367的加量为0.5-0.8%, 抑制、包被泥岩钻屑, JMP-1、NH4-HPAN加量为0.5-1%, 控制密度低于1.12g/cm3, 粘度50-60s, 滤失量小于10m L, 膨润土含量40g/L左右, 确保钻井液具有良好的流动性。
3.2.2进入白垩系后逐步将密度提高至1.14-1.15g/cm3, 使用QS-2封堵高渗透砂岩段。
3.2.3在三叠系顶部加入1%LV-CMC、3-5%KCl、0.3-0.5%硅醇抑制剂, 将钻井液转化为氯化钾-聚合物体系, 将密度提至1.20g/cm3, 控制滤失量小于5m L。
3.2.4进入二叠系前加入阳离子沥青粉2-3%、聚合醇0.5-1%、随钻堵漏剂3-5%, 密度维持在1.22-1.23g/cm3, 防止玄武岩垮塌及井漏。
3.2.5二叠系以浅井段, 四级固控设备使用率达到100%, 二叠系以深井段, 离心机使用率不低于80%;二叠系玄武岩井段使用较粗的筛布, 其它井段尽可能使用较细的筛布;定期排放沉砂漏斗, 及时清掏循环罐沉砂, 清除有害固相。
3.3三开 (3746-6285m)
三开钻遇奥陶系却尔却克组, 岩性以灰、深灰色泥岩为主, 井底温度大于140℃, 使用钾胺基聚磺钻井液体系。
3.3.1钻塞后, 将井浆与高浓度聚磺胶液按4:1混合均匀, 使膨润土含量在30g/L左右, CSMP-2、SPR含量达到4%, 聚胺抑制剂含量达到0.5%, KCl含量大于3%, K-PAM含量为0.3%。随着井深增加逐步提高磺化材料的浓度, 5000m以深, 磺化材料浓度不低于6%, 6000m以深不低于8%, 控制高温高压滤失量小于12m L。
3.3.2控制密度1.30-1.32g/cm3, 粘度50s左右, 复配使用1%阳离子沥青粉和1%高软化点乳化沥青, 定期补充聚胺抑制剂和KCl, 加入0.5-1%聚合醇, 防止井壁坍塌。
3.3.3振动筛使用200目筛布, 间断使用离心机。短起下时清掏沉砂漏斗, 将固相控制在12%以内。
3.4四开 (6285-6890m)
四开钻遇奥陶系恰尔巴克组、一间房组和鹰山组, 岩性以灰岩为主, 中完电测井底温度175℃, 采用抗高温聚磺钻井液体系。
3.4.1四开开钻前将密度提高至1.45g/cm3, 钻进至6407m, 出现全烃异常, 逐渐上提密度, 至中完时密度提高至1.60 g/cm3。
3.4.2使用0.5%PAC-HV将粘度维持在50-55s, 添加0.2-0.3%硅氟降粘剂调整流型, 逐步提高磺化材料加量至10-12%, 添加0.2%表面活性剂, 提高钻井液高温稳定性。
3.5五开 (6890-7168m)
五开钻遇奥陶系蓬莱坝组, 岩性以白云质灰岩为主, 井底温度超过190℃。采用抗高温高密度聚磺钻井液体系。
3.5.1控制膨润土含量为20-25g/L, 保持CSMP-2和SPR含量达到12%, 表面活性剂含量达到0.3-0.5%、SF260含量0.3%、PAC-HV含量0.5-0.8%、高软化点乳化沥青含量2%, 添加0.3-0.5%极压减磨剂, 确保钻井液在高温下具有良好的沉降稳定性、流变性、滤失造壁性和润滑性。
3.5.2以1.80g/cm3密度开钻, 采用控压钻井技术, 根据后效情况逐步将密度提高至1.85g/cm3。钻进至7108m后多次出现溢流及漏失, 钻至7168m, 因密度窗口窄, 开泵出现漏失, 停泵出现溢流, 提前完钻转入完井测试。
3.5.3储备2.20g/cm3重浆400m3, 持续搅拌, 定期循环处理, 确保储备重浆性能稳定。
4认识与体会
4.1二开上部井段钻速快, 钻屑易分散, 膨润土含量及固相含量不易控制, 在聚合物体系转化为KCl-聚合物体系时, 易出现粘切过高的现象。采取大分子聚合物与硅醇抑制剂配合使用, 抑制粘土水化分散, 强化使用固控设备, 及时清掏沉砂罐, 可有效控制膨润土及固相含量, 保持良好流型。
4.2三开井段采用钾胺基聚磺钻井液体系, 将密度控制在1.30-1.32g/cm3, 使用阳离子沥青粉、高软化点乳化沥青及聚合醇协同防塌, 成功地解决了奥陶系却尔却克组井壁坍塌难题, 井径扩大率仅为4.81%。
4.3本井通过优选磺化处理剂, 优化聚磺体系配方, 在五开钻进及完井作业期间, 钻井液密度高达1.85g/cm3, 井底温度高达190℃, 性能稳定, 钻井液长时间静止后, 未出现下钻遇阻、开泵困难等现象, 较好地解决了高密度水基钻井液在高温下性能不易控制的技术难题。
4.4本井五开井底温度高、地层压力大, 密度窗口窄, 在钻井及完井作业期间多次使用2.0-2.2g/cm3重浆压井, 井控风险极大。因此, 现场储备足量的优质重浆, 持续搅拌、定期循环处理, 确保储备重浆性能稳定及管线畅通, 对降低井控风险至关重要。
摘要：顺南501井位于新疆巴音郭楞蒙古自治州且末县境内, 是西北油田分公司部署在塔中北坡顺南斜坡区的一口重点评价井。该井地层复杂, 井深超过7000m, 井底温度高达190℃, 地层压力系数大于1.80, 是典型的高温高压深井。该井钻井液施工先后采用了聚合物体系、氯化钾聚合物体系、钾胺基聚磺体系及抗高温高密度聚磺体系, 解决了上部地层大井眼造浆严重, 二叠系、奥陶系却尔却克组易掉块垮塌, 奥陶系蓬莱坝组高温高压等难题, 有力保障了钻井施工安全, 是顺南区块第一口安全钻揭奥陶系蓬莱坝组的井。
关键词：岩屑分散,缩径,井壁垮塌,高温,高压,钻井液