海水鉆井液體系在渤海灣盆地老168區(qū)塊的應(yīng)用

摘 要

摘要：渤海灣盆地老河口油田區(qū)內(nèi)的老168區(qū)塊是中石化海上油氣重點(diǎn)開發(fā)的叢式井組，設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)69口，其中大部分井的水平位移都在1500m以上、最長的超過2000m。該區(qū)大部分井都屬于
摘要：渤海灣盆地老河口油田區(qū)內(nèi)的老168區(qū)塊是中石化海上油氣重點(diǎn)開發(fā)的叢式井組，設(shè)計(jì)總井?dāng)?shù)69口，其中大部分井的水平位移都在1500m以上、最長的超過2000m。該區(qū)大部分井都屬于淺層大井眼定向井，完全采用海水配漿，對(duì)鉆井液的要求很高。為此，采取了以下技術(shù)對(duì)策：①選擇強(qiáng)抑制性聚合物，以抑制泥巖水化膨脹；②充分利用地面四級(jí)固控設(shè)備，結(jié)合高分子包被絮凝巖屑，及時(shí)清除鉆井液中的有害固相；③選用抗鹽能力強(qiáng)的護(hù)膠劑，降低鉆井液的濾失量；④勤做短起下并清洗井眼以降低摩阻，避免巖屑床的形成；⑤根據(jù)摩阻扭矩情況及時(shí)混入原油以提高泥漿的潤滑性能。最后，結(jié)合4口大位移第三次開鉆井(老1 68斜2、老168-斜55、老18-斜43、老168-斜59井)鉆井液的具體施工經(jīng)驗(yàn)，介紹了海水聚合物潤滑防塌鉆井液體系在該區(qū)的成功應(yīng)用。
關(guān)鍵詞：海水聚合物；潤滑防塌；鉆井液；叢式井；應(yīng)用；大位移；老河口油田；渤海灣盆地
1 地質(zhì)簡況
    渤海灣盆地老河口油田地處山東省東營市河口區(qū)的東北部，其西南部為飛雁灘油田，東北部為埕島油田。老168區(qū)塊(以下簡稱研究區(qū))位于老河口油田的北部，其南與樁106塊相鄰[1]，東部為老163塊，區(qū)域構(gòu)造位于埕東凸起北部緩坡帶上，是中石化海上油氣重點(diǎn)開發(fā)的叢式井組。該區(qū)海水水深在2m左右，距海岸線2～4km。
1.1 地層
    該地區(qū)地層發(fā)育比較齊全，自下而上鉆遇：新近系中新統(tǒng)館陶組(Ng)、新近系上新統(tǒng)明化鎮(zhèn)組(Nm)、第四系更新統(tǒng)平原組(Qp)，研究區(qū)主要只鉆到館陶組上段。館陶組巖性主要為棕紅色、淺灰色泥巖與細(xì)砂巖、粉砂巖間互層，地層厚度一般介于800～1000m。
1.2 構(gòu)造
    該區(qū)構(gòu)造簡單，整體構(gòu)造格局為一西南高、向北東方向變低的單斜構(gòu)造，地層較平緩，地層傾角多為1°～2°。老168老163地區(qū)地層非常平緩，地層傾角在0.3°左右，該部位館上段3砂組頂構(gòu)造深度為1390m。
1.3 儲(chǔ)層
1.3.1儲(chǔ)層巖性
    根據(jù)老168地區(qū)錄井資料及樁106塊資料[2]，研究區(qū)館上段為河流相砂巖沉積，儲(chǔ)層巖性以灰色或灰褐色細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，底部見少量含礫砂巖。
1.3.2儲(chǔ)層物性
    研究區(qū)儲(chǔ)層埋藏較淺，埋藏深度為1400m左右。研究區(qū)館上段為河流相砂巖沉積，物性好，為特高孔隙度、特高滲透率儲(chǔ)層?？紫抖纫话憬橛?2%～37%，平均為35.3%；滲透率多介于1000～6000mD，平均為2576mD；碳酸鹽巖含量平均為0.7%。
2 鉆井液設(shè)計(jì)難點(diǎn)
    1) 造斜點(diǎn)淺(表層以內(nèi)或淺表層第二次開鉆大井眼定向)，易形成軟鍵槽。平原組上部為海相沙層，中間有貝殼層，下部為棕黃色松散沙層，膠結(jié)性差，易水化分散，造斜穩(wěn)斜難控制(表1)。

    2) 井眼大，井斜大(均為60°以上，其中最大井斜66.01°)，水平位移長(最長水平位移達(dá)2174.59m)。在大位移井正常鉆進(jìn)過程中，鉆屑脫離鉆井液流向低邊井壁沉積，此時(shí)環(huán)空分為穩(wěn)定沉積層、沉積移動(dòng)層、非均相的懸浮液流動(dòng)層和假均相流動(dòng)層，使鉆井液流型和流變性更加復(fù)雜，導(dǎo)致鉆井液懸浮體的均勻性被破壞；斜井中低邊井壁的鉆屑沉積層在停泵時(shí)會(huì)整體下滑，使攜巖更為困難，并易造成砂橋卡鉆。在斜井段容易形成穩(wěn)定巖屑沉積層，其厚度隨井斜角增大而增厚。隨著井斜角的增大，巖屑的運(yùn)動(dòng)方向逐步偏離軸向，而接近徑向運(yùn)移，從而形成巖屑床。同時(shí)，隨著井斜角的增大，鉆柱偏心躺在井筒的低邊井壁上，鉆柱下側(cè)環(huán)空間隙變小，使巖屑床清除更為困難，要求鉆井液有良好的攜砂能力，以免巖屑細(xì)分散及巖屑床的形成而很難除去。
   3) 海水配漿。由于海水礦化度高，配漿護(hù)膠難度系數(shù)大。因此要選用強(qiáng)抑制性的護(hù)膠劑。
   4) 館上段以上地層成巖性差，疏松，地層造漿性強(qiáng)，易坍塌，故要求鉆井液有較強(qiáng)的抑制性和防塌能力。
   5) 摩阻大，扭矩大，潤滑性能要高。由于井斜大及水平段長，在井斜段由于地層疏松，滲透性強(qiáng)，易黏附卡鉆；鉆進(jìn)過程中拖壓，起下鉆易黏卡。因此要求鉆井液有很強(qiáng)的潤滑能力。
3 技術(shù)對(duì)策
    1) 針對(duì)地層軟，膠結(jié)性差的特點(diǎn)，選擇強(qiáng)抑制性聚合物，以抑制泥巖水化膨脹，防止縮徑，井壁坍塌。
    2) 充分利用地面四級(jí)固控設(shè)備，結(jié)合高分子包被絮凝巖屑，及時(shí)清除鉆井液中的有害固相[3]，保持較低的固相含量及含砂量，避免有害固相在體系中惡性循環(huán)。
    3) 海水配漿，鉆井液護(hù)膠難[3]，選用抗鹽能力強(qiáng)的護(hù)膠劑(HQ-6、KFT-Ⅱ等)降低鉆井液的濾失量，在井壁形成薄而致密的泥餅，提高井壁的穩(wěn)定性。
    4) 井斜大，裸眼井段長，為避免巖屑床的形成，勤做短起下(150～200m/次)，清洗井眼以降低摩阻，減小扭矩。
    5) 水平位移長(最長水平位移達(dá)2174.59m)。應(yīng)根據(jù)摩阻扭矩情況及時(shí)混入原油(15%～20%)，提高泥漿的潤滑性能。電測(cè)前用2%的白油封裸眼井段，以確保電測(cè)的順利進(jìn)行。電測(cè)后應(yīng)用刮刀加扶正器通井，破壞巖屑床，并用2%的塑料大球封裸眼井段，變滑動(dòng)摩擦為滾動(dòng)摩擦，以便套管順利下入。
4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用
4.1 第一次開鉆井段(Φ444.5mm井眼)
    由實(shí)際井深結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)表可知：該叢式井組第三次開鉆井第一次開鉆主要鉆遇平原組和明化鎮(zhèn)組上部。平原組松散黏土及沙層易水化分散，以致井徑擴(kuò)大；明化鎮(zhèn)上部地層造漿性強(qiáng)，易坍塌，縮徑[5]。
    所采取的具體措施：①該叢式井組第一次開鉆采用老漿開鉆，小循環(huán)鉆進(jìn)，向鉆井液中不斷補(bǔ)充天然高分子強(qiáng)抑制性包被絮凝劑(IND-30)及高分子包被絮凝劑(ZH-O2)，利用高分子聚合物的絮凝作用及聚合物間的交聯(lián)，協(xié)同能力提高鉆井液的抑制能力；②對(duì)于淺地層(平原組)大井眼定向的井(如老168-斜55、老168-斜43、老168-斜59井)，當(dāng)井斜達(dá)到30°左右時(shí)及時(shí)混入原油，并根據(jù)進(jìn)尺情況加以補(bǔ)充，以提供足夠的潤滑性來降低摩阻及扭矩；③鉆進(jìn)過程中保持足夠的排量(≥55L/s)，充分清洗井眼攜帶巖屑；④鉆完第一次開鉆井深，用前井回收的老漿并加入2%的白油封裸眼井段，確保表層套管的順利下入。
4.2 第二次開鉆井段(Φ311.1mm井眼)
    第二次開鉆井段主要鉆遇明化鎮(zhèn)組及館陶組上部，此井段泥巖中伊利石、蒙脫石無序間層吸水膨脹，易分散，縮徑。
    所采取的具體措施：①加大高分子絮凝劑的量(0.6%～0.8%)，抑制地層造漿，充分使用地面固控設(shè)備清除鉆屑及劣質(zhì)黏土，保證足夠的排量(≥32L/s)以低粘切的性能紊流鉆進(jìn)，清潔井眼；②隨著井深的增加，向鉆井液中加入適量的改性銨鹽來調(diào)節(jié)流型及濾失量，并保持適當(dāng)?shù)木蹟U(kuò)大率；③由于井斜較大(最大井斜66.01°，為了避免巖屑床的形成，勤做短起下(150～200m/次)，一次起過新井眼或更長(以情況而定)，同時(shí)向鉆井液中混入適量原油保證足夠的潤滑性能[6]，既降低摩阻又減小了扭矩，保證了鉆進(jìn)及起下鉆工作的順利進(jìn)行；④鉆完第二次開鉆井深前加入KFT-Ⅱ，改性銨鹽調(diào)節(jié)API失水，控制失水(API≤8mL)，PH值介于9～10。
4.3 第三次開鉆井段(Φ215.9mm井眼)
    該第三次開鉆井段主要鉆遇明化鎮(zhèn)下部及館陶組上部，本井段隨著水平位移的增大，加之井斜大，鉆進(jìn)過程中摩阻，扭矩亦隨之增大。該段主要以潤滑防塌，防卡及油氣層保護(hù)為主。
    所采取的具體措施：①以高分子包被絮凝劑配合改性銨鹽調(diào)節(jié)鉆井液的流型，控制鉆井液處于低粘切紊流鉆進(jìn)的理想狀態(tài)。并加入適量的LV-CMC降低濾失量，改善濾餅質(zhì)量；②進(jìn)入油氣層之前100m調(diào)節(jié)鉆井液性能，選用抗鹽性能好的抗復(fù)合鹽降失水劑(HQ-6)及抗高溫抗鹽防塌降失水劑(KFT-11)控制海水鉆井液的濾失量(API≤5mL)，同時(shí)起很好的防塌作用，并加入具有良好頁巖抑制性能及潤滑性能且與體系配伍性強(qiáng)的納米乳液油層保護(hù)劑，以保護(hù)油氣層。
實(shí)鉆鉆井液性能如表2所示。
 
5 認(rèn)識(shí)與建議
    1) 該老168叢式井組第一次開鉆采用回收老漿開鉆，所采用的強(qiáng)抑制性海水聚合物潤滑防塌鉆井液體系提高了機(jī)械鉆速，縮短了鉆井周期(表3)，節(jié)約了成本，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益，且從第一次開鉆到完鉆全程小循環(huán)鉆進(jìn)，鉆井液性能穩(wěn)定。
    2) 海水配漿與淡水配漿有所不同，為了有效抑制地層造漿，防止鉆屑水化分散，高分子包被絮凝劑的用量較淡水有所增加(加量0.5%～0.8%為宜)。
    3) 針對(duì)該區(qū)造斜點(diǎn)淺，井斜大，裸眼井段長所造成的摩阻，扭矩大的特點(diǎn)，在鉆井液中混入適量的原油(15%～20%)，提高足夠的潤滑性，并定期(150～200m/次)實(shí)施短起下，破壞巖屑床，保證鉆進(jìn)，起下鉆工作的順利進(jìn)行。完鉆采用2%的白油與2%的塑料大球封裸眼井段，保證了電測(cè)與下套管工作的順利進(jìn)行。
    4) 海水聚合物潤滑防塌鉆井液體系通過以上幾口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，已經(jīng)構(gòu)成了模式，不僅有效地抑制了地層造漿，還防止了井壁的坍塌，穩(wěn)定了井壁，在老168區(qū)塊成功應(yīng)用。
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(本文作者：趙暉 中國石化勝利油田渤海鉆井一公司)