川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术

作者:程常修 李朝川 姚先荣 吴凯彬 林兆勇 李朝凯 彭宽军 王清 来源:川庆钻探工程公司川西钻探公司 点击:  评论: 更新日期:2016年10月06日
摘要:川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中,用密度1.97g/cm3的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段,遇高压气水显示,用密度2.14g/cm3钻井液压井后仍不能平衡,将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm3。由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题,同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。针对这些难题,在试验探索的基础上,采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术,最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作,并获得高产油气流,取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。
关键词:深井;超深井;密度;钻井液;钻井技术;四川;中
    四川盆地川中地区蓬莱构造钻井较多,钻井时间较早,但多为20世纪60年代完成的井,且都未钻达下三叠统嘉陵江组地层,所以对嘉陵江组的储层特征等还存在认识上的不足。蓬莱1井是蓬莱构造上的一口风险预探井,井型为直井,设计井深3970m,目的层为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组。蓬莱1井于2009年8月26日用Φ444.5mm钻头开钻。2009年11月6日下入Φ177.8mm油层套管至井深3721.45m,层位为嘉陵江组。2009年11月12日用Φ152.4mm钻头、密度为1.97g/cm3的聚磺钻井液(设计钻井液密度为1.97~2.05g/cm3)第四次开钻。2009年11月13日钻至井深3759.08m,层位为嘉二段,见气显示,并发生溢流,后用密度为2.14g/cm3钻井液压井。
钻井中出现的问题
    1) 压井后,因一直不能实现井内平衡,钻井液密度分7次逐步由2.14g/cm3加重至2.46g/cm3后,井下基本平衡,恢复钻进。
    2) 2009年11月24日用密度2.46g/cm3的钻井液,钻至井深3938.00m,决定完钻。为了井控安全,后将钻井液密度由2.46g/cm3加重至2.48g/cm3进行电测。由于电测时间较长,出于安全考虑,电测中途通井循环后效强烈,关井排后效中发生卡钻。解卡后循环正常,准备起钻。从起钻开始,就一直灌不进去钻井液,钻井液池液面不降反升,起钻中途发展为溢流,井涌,被迫强行下钻(包括关球型防喷器,抢下钻),控压循环,将钻井液密度加重至2.52g/cm3,直至循环正常。起钻前,两次短起下钻,都出现钻井液灌不进的情况,无法起钻。后将密度提高至2.55g/cm3后,循环时又发生井漏,出现了比较严重的复杂情况。
原因和难点分析
2.1 对井下不稳定的原因分析
    为何将钻井液密度提至2.52g/cm3后,在循环时井下平稳,短起下钻时钻井液却灌不进去,泵停后不断流,循环后效严重这一情况?分析认为,可能该井在使用超高密度钻井液后井下出现压裂性漏失,几次起下钻波动,引起后效,井漏,又使井下产层通道更加通畅,产层更加活跃。高密度、高黏切钻井液循环压力较高,在循环时,当量钻井液密度可以平衡地层压力,故循环时表现为井下平稳。当停止循环后,循环压力消失,加上起钻时的抽汲作用,井内失去平衡,流体随即流入井筒,导致出现灌不进钻井液等复杂情况。
2.2 钻井液处理的难点
    该井超高钻井液维护处理的主要难点是,网固相含量太高导致的流变性、润滑性及失水造壁性之间矛盾难以协调,在面临盐水浸污染的同时,要完成取心钻进、穿越嘉二段石膏层等作业,钻井液性能维护处理难度很大,主要体现在,超高钻井液维持优良流变性及抗高温能力难度大;超高密度钻井液保持良好润滑性能难度大;含气水层对钻井液性能造成反复破坏;平衡地层压力的密度“窗口”窄,要求对钻井液维护处理更加精细[1~2]
采取的措施与对策
3.1 采用HHH塞封隔技术
    在钻井液密度因井漏不能再进一步上提的情况,为了实现井内平衡,必须堵塞产层通道。考虑到施工风险和保护产层,不宜打水泥封堵,决定采用可解堵的HHH塞进行封堵[13~14]。第一次注入浓度为40%的HHH浆,推入地层8m3,堵漏后,将密度调高至2.49g/cm3,循环时井内平衡,不漏,全烃值较低。但短起时仍然灌不进去钻井液,后下钻循环,后效强烈,并且发现有盐水侵。于是决定再注入HHH浆封堵气水通道,以便进行下步作业。第二次再注入浓度40%的HHH浆,推入地层11m3,关井候堵后,循环正常,短起下钻灌钻井液正常,到底循环,后效可控,达到了封堵气水通道,具备安全起钻的条件。
3.2 钻井液维护处理
    该井超高钻井液维护处理的重点是,维持钻井液优良流变性及抗温能力。该井用重晶石加重,钻井液中固相与液相体积比达1:1,钻井液流变性迅速恶化。使用密度2.48~2.52g/cm3的钻井液取心、穿越嘉二段石膏层,还要满足井下100℃(电测井底温度103℃)的抗温及抗污染能力,其流变性控制矛盾更加突出。现场通过严格控制膨润土含量小于等于10g/L,加入一定浓度HTX碱液进行处理等措施,取得了较为理想的效果。
3.2.1保持钻井液的良好润滑性
    由于钻井液固相含量太高,导致内摩擦力快速上升,润滑性能急剧恶化,摩擦系数测定值由加重前的0.11上升至加重后的0.16。压井后,通过向钻井液中加入润滑剂并逐步混入柴油,润滑性能得到了显著改善,摩擦系数测定值恢复至0.11,起钻摩阻显著减小。由于混油时,钻井液黏切上升较快,现场以高浓度HTX碱液进行预处理,同时按比例加重以恢复井内钻井液密度,减少钻井液其他性能的大幅波动,保证了钻进及取心作业时井下安全。
3.2.2改善滤饼质量
    超高密度钻井液因固相含量高,HTHP滤饼相对较厚,在高压差情况下更容易发生压差卡钻;同时由于地层水的侵入,使受污染井段的钻井液滤失量大大上升,在污染严重时钻井液API失水达13mL,滤饼质量变差,极易导致压差卡钻。现场以抗盐膏侵效果好的降滤失剂SMP-Ⅱ、RSTF等为主处理,取得了良好效果,钻井液APl失水快速降至4mL以内,90℃HTHP失水控制在14mL以内,滤饼厚度小于等于3mm,滤饼韧度显著加强,滤饼质量得到显著改善。
3.2.3提高钻井液的抗污染性能
    由于每次起钻(包括短起下钻)地层水都不同程度侵入井筒,对钻井液产生严重影响。现场通过密切监测循环周性能,及时将受污染的钻井液排放或隔开,起钻前尽可能下调钻井液黏切以降低抽汲压力,减少地层水进入井筒的数量,并在裸眼段打入含过量的抗盐、抗高温降滤失剂及油含量为10%的“封闭液”,以缓解地层水对钻井液性能的破坏程度。
3.3 井控工作慎之又慎
    该井属于异常高压,井控的难度和风险更大,工作必须慎之又慎。发生溢流后立即用密度2.14g/cm3的钻井液压井。为了实现井内平衡,调整压井钻井液密度时,为了避免出现井漏,采取了比较稳妥的办法,分7次逐步将钻井液密度调整为2.14~2.46g/cm3,建立起井内平衡。每次起钻前,都进行短程起下钻。每次起钻包括短起下钻,对后效的观察和处理都格外仔细认真。在出现起钻困难复杂情况后,经过3次短起下钻,调整钻井液性能,两次打HHH浆封堵,确认确实具备安全起钻的条件后,才正式起钻。
3.4 加重钻井液防卡技术
    该井在超高钻井液密度、长段石膏层缩径、小井眼多重不利条件下,发生压差粘附卡钻的可能性相当大,此前在密度较低时,就曾发生粘卡2次。为此,压井后,起钻将光钻铤换成螺旋钻铤,以减少钻具与井壁的接触面积;优化钻井液性能,在钻井液中加混柴油及润滑剂,调整钻井液性能,减小摩阻;强化管理,精细化操作,尽最大可能减少钻具在井内的静止时间。通过这些措施,在压井后的钻进和其他作业过程中,都没有发生压差粘附卡钻。
结论与认识
    在喷漏频繁,钻井液密度“窗口”较窄的超高压产层,考虑到注水泥封堵的风险及保护储层的需要,使用可解堵的HHH塞进行临时封堵,证明是一条可行的好方法。超高密度钻井液处理与维护难度和重点,在于维持钻井液优良的流变性和良好润滑性,虽然难度较大,通过努力是可以实现的。使用超高密度钻井液的风险和防范重点,应是规避井控风险和防粘卡,只要措施得当,操作上更加严细谨慎仍然是可以实现安全钻井的。
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