低渗透气田水平井钻井完井液技术探讨.docx
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低渗透气田水平井钻井完井液技术探讨
低渗透气田水平井钻井(完井)液技术探讨
摘要:
针对低渗透气田平井钻井过程中的井壁稳定、钻头泥包、及保护储层技术难题,室内研发了用于斜井段的双钾盐聚合物钻井液体系和用于长水平段配合裸眼完井工艺特点的无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系,并在长北气田20余口分支水平井成功应用。
结果表明,斜井段易塌层平均井径扩大率低于20%,95/8″技术套管均安全顺利下达窗口,这种尺寸套管及其下深在长庆油田尚属首次。
水平段安全顺利钻过2245m水平段分支,裸眼完井并直接气举投产,获得无阻流量超过200×104m3/D的单井高产,创造了长庆气田新纪录,保护储层效果明显。
关键词:
低渗透气田;钻井液;井壁稳定;钻头泥包;储层保护
0前言
地处鄂尔多斯盆地的长庆气田主要含气层属低丰度、低渗气田。
其中长北气田位于陕西省榆林北部和内蒙古自治区境内,是国际知名大公司SHELL公司与CNPC合作开发的一个气田,面积1558km2。
壳牌计划在23个井场布35口双分枝水平井和18口水平井,其中双分支水平井的单枝水平段长设计为2000m,第一枝水平井为筛管完井,第二枝水平井为裸眼完井,该完井方式和如此长的水平段在中国陆上油田尚不多见。
水平井钻井过程中的摩阻控制、井眼净化、井壁稳定、防漏堵漏措施及保护储层五个方面的问题更为突出。
我们对现有钻井液体系进行分析评价的基础上,结合SHELL对钻井(完井)液技术要求及裸眼完井对完井液保护储层的特殊要求,研制出了两套适合不同井段和施工要求的钻井(完井)液体系,即适合于大井眼大斜度井段的双钾离子聚合物钻井液体系和用于长水平井段裸眼完井的无土相低伤害暂堵钻井(完井)液体系,成功应用并创下多项指标。
1技术难点分析
在地层相对复杂的区块钻水平井,而且邻井常出现卡钻、井漏等复杂情况,见表1,所以其复杂程度和难度都是显而易见的,所有水平井钻井液技术难题都将严重存在,其中井壁稳定问题在于易坍塌层、裸眼井段长达近2800米大斜度段就显得更为突出。
表1邻井井下复杂情况分析
井号
S211
Y36-9
Y34-9
复杂情况描述
井深2145米起钻,至2002.37米遇阻,接方钻杆开泵循环,泥浆只进不出。
钻具上提下放困难,地层漏失后,配堵漏浆堵漏,蹩压上提下放、循环通。
起钻继续遇阻,处理泥浆循环,起钻正常。
损失39小时。
一开采用低固相坂土浆。
2698米工艺堵漏。
坍塌层延长组上部
井深2040米,下钻至2020米由于井壁掉块严重、堆积在钻头及钻铤处,至使钻具活动困难、卡死,震击活动后钻具缓慢下移,退扣,留8根钻铤。
套铣、再次对扣钻具活动正常。
损失51.45小时
在此难度基础上,壳牌公司提出了更高的要求,如体系中不能混入原油,只能使用润滑剂,而且要求润滑剂必须是无萤光环保类型。
由此带来下述技术难题需要重新研究并加以解决:
①长裸眼、长浸泡时间的井壁稳定问题及安全钻穿多个煤层问题。
从定向到进入窗口井段,处于易坍塌的“双石层”,而且山西组多个煤层的存在,是全井施工的关键井段,也是钻井液技术难度最大的一段;再加上井眼尺寸大(121/4″钻头),地层可钻性差,机械钻速慢,钻井周期长,因而,全部井眼的不稳定地层长时间浸泡于钻井液中,使得跟容易坍塌,加之又不能有效使用强抑制型的处理剂,防塌问题更加突出。
②长裸眼井段的润滑降摩阻问题。
长达将近2800米的裸眼井段,井眼规则程度差,石盒子上部泥岩易造浆,粘度、切力高,钻井液固相含量不易控制,含砂量高;为了提高防塌能力,必须对钻井液进行适当加重,固相含量更高,润滑性降低,摩阻和扭矩大增大,不利于井下安全。
同时,壳牌公司还要求不能进行混油处理,更进一步增大了润滑降摩阻难度。
③大尺寸井眼的有效携屑问题。
邻井在“双石层”的井径扩大率基本都15%以上,而水平井不仅井眼尺寸大,而且塌层段施工时间长,更容易导致井眼进一步扩大,形成“大肚子”井眼,增加了岩屑的上返难度,特别是在大斜度井段岩屑堆积的可能性大,严重影响井下安全。
④长水平井段储层保护问题。
水平井段处于含有泥岩夹层的山2气层,水平段长,长时间的浸泡,水平井段的防塌问题显得非常突出,同时水平井产层裸露面积大,浸泡时间长,钻井(完井)液对产层的伤害严重。
⑤井眼净化及润滑防卡问题。
为了使水平段尽可能穿过主力气层,轨迹成波浪型是必然的,由此带来井眼净化困难,钻井液含砂量高,影响井下安全。
⑥体系高温稳定问题。
长时间的钻进对钻井(完井)液体系本身的稳定性和抗污染能力都是严峻的考验(产层温度近100℃)。
2室内研究
2.1121/4″井眼斜井段的双钾离子聚合物钻井液体系研究
对于长庆油田所属的鄂尔多斯盆地来说,气井水平井造斜井段钻遇多个相对不稳定的泥页岩层位或煤层以及煤、泥页岩混层,由于泥页岩容易吸水膨胀引起井壁失稳和钻头泥包;煤层具有各向异性的层理和纹理结构,抗拉强度较弱、易于坍塌等不利因素,使得井壁失稳问题一直是制约正常钻井、钻井提速的一个难题。
本研究从钾离子的防塌性、无机盐降低水相渗透压、聚合物的包被絮凝三个方面的考虑,尝试了将无机钾盐和有机钾盐结合增强钻井液抑制性,优选环保型生物聚合物控制钻井液流变性,通过絮凝降低有害固相和改善井壁泥饼实现润滑减阻等技术措施,并在长庆气井水平井成功现场试验。
2.1.1复合抑制剂优选及抑制性的评价
通过大量试验,室内优选出了对环境无害的无机钾盐CP-1和有机钾盐KP-A聚合物作为复合防塌抑制剂,将CP-1和KP-A进行复配试验,并评价其抑制性强弱,见表2.
表2复合抑制剂页岩回收率试验数据
配方
密度
g/cm3
AV
mPa.s
一次回收率
%
二次回收率
%
0.3%KP-A
1.00
2.50
40.64
32.17
0.3%KP-A+0.5%CP-1
1.00
2.25
53.74
43.65
0.5%KP-A+1.0%CP-1
1.01
2.25
59.38
50.39
0.3%KP-A+2.0%CP-1
1.02
2.00
65.66
58.44
0.3%KP-A+3.0%CP-1
1.02
2.25
72.16
62.18
0.5%KP-A+5.0%CP-1
1.03
2.00
84.58
72.83
0.3%KP-A+7.0%CP-1
1.02
1.75
87.02
75.96
0.5%KP-A+8.0%CP-1
1.04
2.00
92.68
78.52
注:
该岩屑在清水中一次回收率为15%
从表2可看出,有机钾盐KP-A和无机钾盐CP-1复配,大幅度提高了钻井液体系的抑制性能。
实验数据还表明,CP-1的浓度超过7%以上,抑制性基本趋于稳定,说明CP-1的适宜浓度应选择在7%左右。
对含有两种抑制剂的混合溶液测试过一次回收率的岩屑在清水中浸泡做页岩二次回收率,页岩二次回收率可高达78.52%,说明利用复合抑制剂浸泡后的井壁仍然稳定。
2.1.2体系的基本配方
在“0.3%KP-A+7.0%CP-1”主配方基础上,进而开展了流型调节剂、提粘剂、降失水剂、润滑剂等处理剂筛选,然后通过大量的配伍试验研发双钾盐生物聚合物钻井液体系的基本配方,其基本配方性能见表3。
表3钻井液基本配方性能参数
序号
性能名称
常温指标
1
密度,g/cm3
1.05-1.20(根据井下情况可适当调整)
2
FV,sec.
40-90
3
APIFL,ml
<6.0
4
滤饼,mm
<0.5
5
PV,mPa.s
15-30
6
YP,Pa
10-25
7
Kf
≤0.07(滑块式摩阻仪)
8
静切力,Pa
1-7/2-9
基本配方确定后,结合现场应用情况,深入开展了大量的室内评价试验:
2.1.3体系抗温性能评价
由于长庆气田水平井斜井段至水平入窗时井下温度约有100-120℃左右,长时间钻进对钻井液的抗温性和稳定性要求较高,抗温性的评价试验结果见表4。
表4室内配方的抗温性评价试验数据
热滚温度
℃
失水
ml
PV
mPa.s
YP
Pa
粘度损
失率/%
90℃
×16h
滚前
4.0
64
42.0
滚后
1.6
51
29.5
29.4
100℃
×16h
滚前
61
35.5
滚后
2.0
44
21.5
29.4
110℃
×16h
滚前
56
32.5
滚后
2.8
45
23.3
26.3
120℃
×16h
滚前
49
25.5
滚后
4.0
36
11.5
36.2
130℃
×16h
滚前
40
16.0
滚后
3.6
25
6.3
44.2
140℃
×16h
滚前
64
40.5
滚后
2.4
16
3.5
81.4
150℃
×16h
滚前
3.6
57
38.0
滚后
3.8
18
4.0
76.8
160℃
×16h
滚前
4.0
64
42.0
滚后
5.2
15
3.0
83
由表4中试验数据可以看出,130℃热滚后粘度损失率仍低于50%,。
然而温度从130℃升高至140℃,粘度降低率由不到50%突然增至80%以上,表明该钻井液体系使用温度可达到130℃,完全满足长庆气井水平井斜井段钻井抗温要求。
2.1.4体系润滑性能评价
在基本配方中改变润滑剂DFL-1的加量,该防塌钻井液体系润滑性的试验结果见表5。
表5润滑试验数据
配方
FL
ml
AV
mPa.s
PV
mPa.s
润滑系数
R
基浆
5.4
38
18
0.191
基浆+0.25%DFL-1
5.5
35
18
0.168
基浆+0.75%DFL-1
5.8
33
17
0.146
基浆+1.0%DFL-1
5.8
33
17
0.075
基浆+1.5%DFL-1
5.8
31
16
0.04
(130℃×16h)热滚
4.4
26
15
0.029
从表5中可以看出,DFL-1可有效降低基浆的润滑系数R值,加量1.5%时润滑系数降低率可达79%以上。
数据还说明是该润滑剂在热滚试验后,润滑系数进一步降低,说明体系经井下循环温度升高后润滑性增强,对现场施工有利。
2.281/2″井眼水平段的无土相低伤害暂堵钻井(完井)液体系研究
首先考虑既要求有“钻井液”的特点,又要求有“完井液”的特点,特别考虑储层根保护问题,研究容易转化成完井液的钻井液体系。
对此,我们依据ASS-1全酸溶钻井(完井)液体系在苏平1、2井及几口深探井的成功使用经验,对其进行技术改进和提升,形成了无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系。
2.2.1基本配方选择
我们选择了能生物降解的组分,运用正交试验方法,安排在正交表(L82,L43等)上,进行常温、高温条件下的一系列的配方优选试验,最后得出得出了该体系的基本配方如下:
1~3%降失水剂+0.1~0.3%提粘切剂+2~4%暂堵剂+1~3%QS-2+0.2~0.5%MgO+适量防腐剂+适量润滑剂
基本配方性能见表6。
表6无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系性能参数
序号
性能名称
常温指标
120℃*16h热滚后指标
1
密度,g/cm3
1.03-1.08
1.03-1.08
2
FV,sec.
40-90
35-60
3
APIFL,ml
5.0-8.0
6.0-10.0
4
滤饼,mm
痕迹
0.3
5
PV,mPa.s
20-40
15-25
6
YP,Pa
10-25
10-20
7
Kf
0.04-0.07
0.04-0.06
8
静切力,Pa
1-2/4-5
0.5-1/2—5
2.2.2抗温性评价试验
由于长北区块井底温度高达近100度,水平段长,长时间钻进对钻井液的抗温性和稳定性要求较高,为此开展了体系的热稳定性实验,结果见表7。
表7体系抗温试验
热滚温度
℃
失水
ml
泥饼
mm
PH
PV
mPa.s
YP
Pa
粘度损失率%
90℃×16h
滚前
3.2
0.5
8
68
51
滚后
3.6
0.5
8
56
32.5
25.6
100℃×16h
滚前
8
64
46
滚后
2.8
0.5
8
46
17
42.7
110℃×16h
滚前
52
24
滚后
4.0
0.5
9
32
9.3
45.7
120℃×16h
滚前
9
39
14.5
滚后
5.2
0.5
9
20
3
57
130℃×16h
滚前
9
24
7
滚后
5.6
0.5
9
15
2.5
43.5
140℃×16h
滚前
2
0.5
8
64
46
滚后
4.4
0.5
8
12
1.5
87.7
150℃×16h
滚前
3.6
0.5
8
63
48.5
滚后
3.6
0.5
8
9
1
91.0
160℃×16h
滚前
3.2
0.5
8
68
51
滚后
36
1.0
8
10
2
90.0
注:
原浆的配方为:
清水+3%降失水剂+4%暂堵剂0.2%提粘切剂+0.3%MgO
由表7试验数据可以看出:
未加甲酸钠的无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系最佳使用温度110℃以下,超过110℃则粘度损失率超过50%,钻井液粘度大幅度下降,没有切力,暂堵剂ASP-1250的悬浮出现问题,而且滚动后开罐时会发现上部有清液罐底有沉淀,钻井液变为黄褐色,并有异味,聚合物发生分解。
为增加体系抗温性,我们在进一步开展了甲酸盐改善抗温性的试验,结果如表8:
表8甲酸盐对体系抗温性的作用
热滚温度
℃
失水
ml
泥饼
mm
PH
PV
mPa.s
YP
Pa
粘度损失率%
90℃×16h
滚前
4
0.5
8
64
42
滚后
1.6
0.5
8
51
29.5
29.4
100℃×16h
滚前
61
35.5
滚后
2
0.5
8
44
21.5
29.4
110℃×16h
滚前
56
32.5
滚后
2.8
0.5
9
45
23.3
26.3
120℃×16h
滚前
49
25.5
滚后
4
0.5
9
36
11.5
36.2
130℃×16h
滚前
40
16
滚后
3.6
0.5
25
6.3
44.2
140℃×16h
滚前
64.5
40.5
滚后
2.4
0.5
8
16
3.5
81.4
150℃×16h
滚前
3.6
0.5
8
57
38
滚后
3.8
0.5
8
18
4
76.8
160℃×16h
滚前
4
0.5
8
64
42
滚后
5.2
0.5
8
15
3
83
注:
原浆的配方为:
清水+3%降失水剂+4%暂堵剂+0.5%PACL+0.3%PACH+0.2%提粘切剂+0.3%MgO+1%甲酸钠
由表8可以看出:
虽然甲酸钠加量只有1%,钻井液的抗温性能也有明显改善,110℃粘度损失率由45.7%下降到26.3%,120℃的粘度损失率由57%降到36.2%,130℃热滚后粘度损失率仍低于50%,ф3读数为1。
在此温度下热滚后颜色无变化,也无明显沉淀。
可以认为加入1%的甲酸盐可将该体系的使用温度提高20℃。
我们又试验了不同加量甲酸盐对体系抗温性的影响试验,得出以下结论:
①低浓度甲酸盐加量对该体系抗温性也有很大帮助。
随着甲酸盐加量的不断增加,钻井液的抗温能力越来越强,甲酸盐含量达到饱和时抗温能力最强。
②试验表明,加入1%的甲酸钠抗温性就可以从110℃提高到130℃。
甲酸盐加量从2%、3%增加到5%时,140℃×16h后各项性能都非常优越,外观基本无变化,但是粘度损失率仍然高达59.6%,无法突破140℃的界限。
加量增加到7%时140℃下粘度损失率接近50%,其它性能能过140℃大关。
当加量增加到10%时,抗温可达150℃,加量15%时才能突破160℃。
③由于钻井液是不断循环的,而井底温度从下到上是逐渐降低的,因此钻井液始终达不到井底温度,即使长期停钻也只有井底很少一部分钻井液能达到井底最高温度,因此我们可以用抗温性低于井底温度的钻井液钻达较深的井。
一般选择的温度界限是不低于井底温度的0.8。
根椐这个原则将不同井深所需加入的甲酸盐推荐浓度列于下表9。
表9甲酸盐推荐浓度
井深
(米)
井底温度
(℃)
80%井底温度
(℃)
甲酸盐加量
(%)
6500
195
156
≥15
6000
180
144
≥7
5500
165
132
≥2
5000
150
130
≥1
4500
135
108
0
2.2.3体系润滑性试验评价
由于长水平段钻进,摩阻将会是严重的问题,我们筛选了不同种类润滑剂,和体系比较配伍的且环保符合要求的两种润滑剂对比试验结果见表10,热滚条件为100℃×16h。
表10润滑性试验结果
配方
失水
ml
PV
mPa.S
YP
Pa
YP/PV
R值
原浆
4.2
14
13.5
0.96
0.183
原浆+0.5%多元聚醚
4.4
13
14.5
1.12
0.155
原浆+0.5%RT-888
4
14
13
0.93
0.116
原浆+1%多元聚醚
5.6
13.5
15
1.11
0.143
原浆+1%JN-301
3.6
14.5
14.8
1.02
0.081
原浆+1.5%多元聚醚
5.8
13
15
1.15
0.141
原浆+1.5%JN-301
3.4
14.5
14.8
1.02
0.084
原浆+2%JN-301
4
14.5
14.8
1.02
0.078
1#样热滚
2.8
13
11.5
0.88
0.110
2#样热滚
7.6
12.5
9.5
0.76
0.270
3#样热滚
4.2
13.5
13
0.96
0.092
4#样热滚
100
10.5
8.5
0.81
0.233
5#样热滚
5.0
15
13
0.86
0.179
6#样热滚
7.4
13
13
1.0
0.189
7#样热滚
4.4
14
12.5
0.89
0.105
8#样热滚
3.8
14.5
13
0.89
0.081
注:
原浆的配方为:
清水+2.5%降失水剂+5%暂堵剂+0.35%提粘切剂+0.3%MgO
由表10可以看出:
①同样加量下JN-301的润滑系数要比多元聚醚好得多,如在1%的加量下JN-301的R值比多原聚醚的R值低43%。
②随着JN-301加量的增加,润滑系数和R值也不断降低,但达到一定加量后,随着加量的增加R值则增加很慢,甚至于不再增加。
③高温滚动后都无絮凝、结块等异常反应,性能很稳定。
JN-301既可和该体系配伍,润滑效果又比多元聚醚强,试验中也未出现失水失控现象,还可降低钻井液的失水量,因此选择JN-301作为水平井段润滑剂,加量在0.5—1%之间。
润滑系数降低率可达到30—75%。
2.2.4体系伤害试验评价
表11是各种该完井液体系对气层岩心的伤害评价结果。
从表11中可以明显看出无粘土低伤害暂堵钻井(完井)液体系对气层伤害很小,基本无伤害,是清洁完井液。
表11钻井液伤害结果
岩心号
kg×10-3μm3
伤害介质
伤害率
(%)
1
0.4009
无粘土暂堵完井液
5.5
2
0.097
无粘土暂堵完井液
4.6
3
0.8210
反乳化泥浆
63.19
4
0.1053
油基泥浆
61.81
5
0.04488
油溶暂堵
96.6
6
0.1854
油溶暂堵
89.32
7
0.1218
钾离子聚合物泥浆
21.9
8
0.1706
现场用钻井液
64.4
注:
Kg为伤害前的渗透率
3.现场应用效果
3.1双钾离子聚合物钻井液在分支水平井斜井段的应用效果
长北气田作为长庆气田的重要组成部分,钻井过程中,难度最大属于二开121/4″井段2800多m的大尺寸长裸眼斜井段,存在刘家沟易漏地层,又有双石层泥页岩的吸水膨胀,底部山西煤层又容易坍塌。
其中2006年至2007年,CB3-1井因在该井段就发生掉钻具事故4次,累计报废进尺超过2100m,CB1-3和CB2-3井在该井段多次因钻井液体系抑制防塌性差导致泥岩、炭质泥岩、多套煤层垮塌,造成掉螺杆、断钻具、测井仪器下不到井底等井下复杂。
2008年至2009年复合钾盐生物聚合物钻井液体系在该气田12口井均取得成功应用,获得十分良好的效果。
(1)井下复杂情况和事故大大减少。
由于体系具有强烈的抑制性,大幅度减少钻头泥包、井下复杂情况和事故率急剧下降,在该井段整个钻井中,平均每口井的下钻次数由15.5次降到9.5,下降率38.7%;平均每口井的遇阻划眼时间有213.4小时降至36.8小时,减少80.6%;平均下技术套管时间节约63.4%。
表12使用新旧钻井液体系钻井工程指标对比
完井数目
平均年完井数
增加率
掉钻具数
平均下套管时间天
下降率
旧体系
9
4.5
33.3
8
8.2
63.4
新体系
6
6
1
3
平均遇阻划眼小时
减少率
平均下钻次数
减少率%
旧体系
213.4
54.6
15.5
38.7
新体系
96.8
9.5
(2)平均机械钻速得到突破性提高。
钻井液表现出良好流变性能和合理的技术措施的实施,该体系采用后12口井中8口井机械钻速超过6m/h,其中CB5-2最快达到7.8m/h,该体系采用后12口井的平均机械钻速也由以前旧体系的4.64m/h提高至6.53m/h,提高达40%。
图1钻进中ROP对比图
(3)润滑性能的创新。
创造性的将聚丙烯酰胺作为主润滑剂,改变传统水基钻井液对润滑剂的强依赖性,从其絮凝降低固相和改善井壁泥饼两个方面实行润滑减阻技术。
在新的体系中,创新性的大胆加大PHP处理剂的用量,通过PHP絮凝降低固相,改变钻井液体系润滑性同时,还通过PHP本身改变井壁泥饼的润滑性两个方面降低了钻井中的扭矩和摩阻,使加入的润滑剂量大幅度下降,为此节约大量的扭矩成本。
见表13,平均每口井PHP用量上升到4.33吨,润滑剂的平均用量反而降至4.59吨,平均每口井PHP和润滑剂的总费用较以前的
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