油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用 - 图文-

1、【理论研究与应用技术】油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用何涛1,李茂森1,杨兰平1,何劲1,赵思军1,谭宾2,李晓阳2(1.川庆钻探川东钻探公司,重庆;2.川庆钻探工程有限公司,成都何涛等.油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用J.钻井液与完井液,2012,29(3:1-5.摘要威远地区页岩气储层石英含量较高,岩石脆性特征明显,属弱水敏;同时具有较强的层理结构,极易发生层间剥落;页岩强度有显著的各向异性,层理面倾角为 40°60°,岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏,造成定向段和水平段井壁失稳。根据威远地区页岩气储层特性,威201-H3井在定向、水平段应用了油基钻井液

2、体系。该技术重点保证了合理的钻井液密度、强封堵性、低滤失量和良好的携砂能力;同时在实钻中建立了遇仙寺组及以下地层全套岩石流体中水的活度剖面数据库,为钻井液的活度防塌提供了很好的理论支撑。结果表明,该油基钻井液成功应用于威201-H3页岩气水平井钻探,较好地解决了威远地区泥页岩层垮塌的问题。关键词油基钻井液;防塌;井眼稳定;页岩气水平井;层理结构中图分类号:TE254.3文献标识码:A文章编号:1001-5620(201203-0001-05威201-H3井钻探目的层为威远地区下古生界筇竹寺页岩层,并评价该地区页岩气水平井产能状况。该井在215.9mm 井眼钻进中井下情况异常复杂,水基钻井液已不

3、能满足钻井安全,故在井深2 135 m处替换为油基钻井液。在邻井威201-H1井油基钻井液应用技术的基础上,对威201-H3井油基钻井液的各项性能进行了优化,并强调了钻井液密度的合理使用,较好地解决了威远地区泥页岩层垮塌问题。1威远地区页岩层钻进难点分析四川盆地威远地区遇仙寺组至筇竹寺组中高活性泥页岩含量很低,层状结构中含有10%15%的膨胀性页岩,以运移性伊利石为主,储层属弱水敏,泥页岩的吸水、水化能力不高,但是具有较强的层理结构,裂隙和微裂隙在液体侵入后所产生的毛细管压力作用使井壁极易发生层间剥落。威201-H1井的取心资料表明,该构造储层页岩层理面倾角为40°60°,

4、存在强构造应力作用,层理断面上2个水平主地应力之间的差值很大,层理面受外力诱因影响垮塌的机率很高。同时为了评价该地区的页岩气储层水平井产能状况,井身轨迹必须沿产层倾角变化而改变,这也增大了水平段钻进难度。在定向及水平钻进过程中,钻井液技术存在以下难点。1地层倾角变化较大,皱褶形态明显,页岩层应力系统特别复杂,至今还无法获得较有规律的井下实际坍塌压力1-2。钻井液密度的确定需要结合岩石力学研究结果和现场摸索。2页岩气储层岩性总体体现为低分散度、低活度、高层理剥落趋势。钻井液必须拥有非常强的封堵能力和化学抑制能力。3地层坍塌压力和地层破碎压力较为接近。实钻中密度窗口控制难度较大。4水平段长、井身轨

5、迹差,钻井液工艺必须与钻井工程措施密切配合。靠近邻井压裂区域,井壁稳定性变差。2油基钻井液配方优选及性能评价2.1钻井液配方优选总结威201-H1井油基钻井液现场应用技术后,第一作者简介:何涛,工程师,2003年毕业于西南石油学院应用化学专业,现在从事钻井液技术研究和现场服务工作。地址:重庆市江北区大石坝大庆村川东钻探公司钻井液作业部;邮政编码 400021;电话 138*;E-mail:544820504。2认识到威201-H3井油基钻井液必须具有稳定井眼和净化井眼的能力,故实验室优选该井油基钻井液配方时,重点考虑了体系的稳定性、热敏性、封堵性和化学抑制性,最终优选出的配方如下1-10。柴油

6、+3.5%有机土+10%CaCl2水溶液(质量体积比为20%40%+(4%6%主乳化剂+(1% 2%辅乳化剂+(2%3%降滤失剂+(1%3%塑性封堵剂+(0.5%1%润湿剂+(1%2%CaCO3 (粒径为0.043 mm+(2%3%CaCO3(粒径为0.030 mm+(1.0%1.5%CaO+重晶石2.2性能评价2.2.1稳定性不同密度油基钻井液老化后的性能见表1。从表1可以看出,该钻井液乳化能力较强,体系稳定,破乳电压均在400 V以上,且受温度、固相介入的影响较小。同时高温高压滤液在静置24 h后油水不分层,说明该乳化剂能很好地保证乳状液的稳定。表1威201-H3井油基钻井液的室内稳定性/

7、 g/cm3T/t老化/hPV/mPa·sYP/Pa6/3YP/PV/Pa/mPa·sES/V1.30120242487/60.33635 1.701202435119/80.31672 1.9012024581411/100.246312.2.2热敏性深井油基钻井液的塑性黏度、动切力、静切力等值均随温度的升高而减小,随压力的升高而增大。参考国外资料3,在相同温度下,油基钻井液的剪切速率读值受处理剂的影响显著。在传统油基钻井液配方中,通常选用氧化沥青类处理剂作为主要亲油胶体以达到降低滤失量的要求。但由于氧化沥青对温度敏感,其分散在油基钻井液中后,在高温和水眼剪切作用下充分分

8、散,导致油基钻井液中内摩擦力增大,塑性黏度变化较大,体系热敏性变差。该井钻井液选用油溶性树脂类处理剂作为亲油胶体,可以使体系中的细小液滴和其他油溶性分散剂颗粒之间的距离扩大,使钻井液塑性黏度降低,体系的热敏性变好,如表2所示。该钻井液热敏性好的另一原因是使用的乳化剂性能好。乳化剂在油基钻井液中的作用机理有3方面:在油/水界面形成具有一定强度的吸附膜;降低油水界面张力;增加外相黏度,以上3方面均可阻止分散相液滴聚并变大,从而使乳状液保持稳定。故选用乳化性能优良的乳化剂,可以使油基钻井液体系中细小液滴之间的距离扩大,塑性黏度和外相黏度降低,从而减少其对表观黏度的影响。此外,通过补入石灰乳液来调整油

9、基钻井液碱度,对热敏性的控制也非常重要。表2温度对威201-H3井油基钻井液流变性的影响T/g/cm3FV/sPV/mPa·sYP/Pa6/3Gel/Pa/Pa 60 1.60583489/86/990 1.60533267/65/760 1.8067501111/97/990 1.8064461010/95/8 2.2.3封堵性图1是威远构造龙马溪、筇竹寺组页岩的电镜扫描图。从图1可以看出,龙马溪、筇竹寺组的页岩,其层理和裂缝相当发育,比表面积巨大,毛细管效应突出;同时最大主应力方向与层理面法线之间夹角大约为40°60°。故其产生层理间相对滑动的可能性非常大,从

10、而导致井壁失稳。故要提高该井 油基钻井液防塌能力,必须提高其封堵性能。a龙马溪组页岩 b筇竹寺组页岩图1龙马溪、筇竹寺组页岩的光电显微镜扫描图根据在光电显微镜下测得的威201-H1井页岩气储层取心样品的裂缝平均大小(见图1,选择了2种尺寸的刚性颗粒在裂缝上架桥,使缝变为孔,然后再在孔上架桥进行多级填充,最后用可塑性变形的树脂粒子进行覆盖,使得该钻井液具有很高的封堵能力,见表3。表3是用GGS71-A型高温高压失水仪对油基钻井液进行封堵能力的评价结果。实验用砂床的底部为60 g钻屑(粒径为0.280.45 mm,上部为100 g岩屑粉(粒径为0.090.10 mm。实验结果表明:该油基钻井液在9

11、0 、3.5 MPa条件下的砂床滤失量为0;升高压力到4.5何涛等:油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用3MPa 后仍然无滤液流出,说明可塑性变形粒子和刚性封堵材料配比合理,封堵能力强,形成的封堵层承压能力高。表3对威201-H3井油基钻井液的高温高压砂床封堵效果/g/cm 3 3.5 MPa ×90 4.5 MPa ×90 FL /mL L 滤液/mm FL /mL L 滤液/mm 1.300 1.00 1.51.600 1.00 1.51.901.01.02.2.4化学抑制能力邻井威201-H1井龙马溪组页岩的CST 值与剪切时间的关系见图2。从图2看出,3060

12、s 曲线段斜率大于60120 s 曲线段斜率,即初期的分散速度大于中后期的分散速度。所以,在滤液侵入岩石初期控制其对层理面的作用,就能减轻页岩刚开始的剥落速度,利于层理间稳定。因此,油基钻井液除具有超强的封堵能力以外,渗入地层的滤液还要具有较强的化学抑制能力,以最大限度地保证井眼的稳定性。威远构造龙马溪、筇竹寺组页岩中流体的活度绝大部分在0.50.7之间,活度偏低。通过调整油基钻井液中氯化钙水溶液浓度,使其活度在0.40.6之间,以确保钻井液水活度页岩中流体的活度平衡。 图2威201-H1井龙马溪组页岩CST 值与剪切时间的关系3现场应用威201-H3井在215.9 mm 井眼钻进中井下情况异

13、常复杂,水基钻井液已不能满足钻井安全,故替换为油基钻井液钻进在井深2 135 m 处,使用井段为寒武纪下统遇仙寺组筇竹寺组。其中导眼A 点井深为3 010 m (井斜为98°正眼于井深2 320 m 处开窗,A 点井深为2 910 m (井斜为90.14°,其中定向造斜段为沧浪铺组中部到筇竹寺组上部,水平位移为291 m ,岩性多为硅质、硅钙质页岩,硬脆性较大、易垮易塌。正眼进入A 水平段后,主产层地层倾角变化较大,由上倾2°变为9°。为确保后期完井作业产量,井身轨迹一直跟踪主产层高伽玛段,井斜变化范围为90°98.14°,水平段井身

14、轨迹较差,见图3。图3威201-H3井正眼井身轨迹曲线3.1保证井眼稳定技术措施1确定合理的钻井液密度。威201-H1井采用油基钻井液钻进时曾出现井壁失稳问题,事后论证是由于地层的强度特征引起的,故确定威201-H3井油基钻井液初始密度为1.30 g/cm 3。为验证是否合理,在导眼钻进初期将钻井液密度由1.30降至1.10 g/cm 3,1 d 后振动筛明显返出较多小薄片(平均为 2 cm ×3 cm 。在逐步回调密度后,返砂恢复正常。在威201-H3井实钻过程中,钻井液密度根据井下返砂情况及ECD 值变化进行调整。导眼在页岩层钻进23 d ,最大井斜角为96°,未发生井

15、壁失稳,电测井径扩大率非常小,平均为2%3%。正钻井眼从井深2 320 m 开窗侧钻,到井深3 647 m 完钻,密度变化范围为1.701.83 g/cm 3。在施工中严格执行逐步上提密度的工艺,大斜度井段(45°75°和水平段井壁一直相对稳定。但正眼在靠近威201井压裂区域时(距威201井最小中心距离为290 m , 掉块明显增多, 上提密度后逐渐稳定, 最高密度为1.85 g/cm 3。2强化封堵、活度防塌措施。威201-H3井油基钻井液的封堵能力比威201-H1井大大加强,能有效控制钻井液液柱压力向地层深部传递。由威201-H3井钻井液的高温高压滤失量及滤饼的油相渗透

16、率(见表4可见,刚性封堵材料和可塑性变形材料的加入进一步增强了体系的封堵能力,实钻钻井液滤饼的油相渗透率较基浆下降了2个数量级。进入定向、水平段后封堵能力维护方法如下。每钻进50 m ,加入粒径为0.043、0.030 mm 的超细碳酸钙各200 kg 。每钻进50100 m ,加入200300 kg 可塑性变形封堵剂。保证油溶性树4脂含量一直维持在3%。加强性能监控,及时控制中压滤失量为0,高温高压滤失量小于1 mL 。根据室内实验CST 值分析,油基钻井液活度对井壁稳定也起到了很大作用。因此,根据测得的岩石流体活度,实时调整了油基钻井液活度,如图4所示,油基钻井液的活度始终保持在低于岩石流

17、体活度0.100.15的范围。值得一提的是,如果体系中盐浓度过高会导致盐重结晶,钻井液中有微小的盐晶体存在,导致钻井液破乳电压下降,稳定性变差3。表4威201-H3井钻井液的滤失量及泥饼渗透率井深/m /g/cm 3FV /s FL /mL 泥饼/mm K 泥饼/10-7 µm 2API HPHT API HPHT 2 340 1.3058000.10.3 1.802 680 1.827100.40.20.4 1.552 910 1.838500.40.20.4 1.603 230 1.837000.40.20.4 1.203 500 1.827400.40.20.4 1.153 6

18、471.83770.40.20.41.10注:FL HTHP 在120 下测定,基浆泥饼的油相渗透率为1.1×10-5m 2,K 泥饼为高温高压泥饼的油相渗透率。 图4威201-H3井钻井液及岩石活度随井深变化曲线威201-H3井水平钻进时扭矩通常为3.55.0 kN ·m ,起下钻平均摩阻为4060 kN ;双扶通井顺利,139.7 mm 套管一次下入到底。3.2井眼净化措施3.2.1保证优良流变性措施在温度的影响下,油基钻井液低剪切速率的剪切应力相比高剪切速率下变化幅度大5。故在威201-H3井实钻中,通过调整乳化剂用量、钻井液碱度、固相含量,始终保持油基钻井液塑性黏度

19、和动切力在一个合理的范围,把温度对油基钻井液流变性的影响控制在理想范围内。同时重视低剪切速率下钻井液流态维护,减缓岩屑沉降现象。根据现场经验得出,当油基钻井液的6读值为井眼直径(in 的1.01.2倍时,携砂能力能得到保障。具体维护措施如下。1在保证破乳电压的情况下,控制主乳化剂含量为最低值。不使用沥青类处理剂。2钻井液的碱度V SA 根据密度范围变化:密度为1.301.50 g/cm 3时,V SA 为1.21.5;密度为1.601.90 g/cm 3时,V SA 为0.81.2。3高速离心机使用率在70%以上,并采用高转速、低供量、长时间使用的方式。威201-H3井定向、水平井段钻井液流变

20、性能见表5。现场施工也证明了该油基钻井液能很好地控制热敏性的影响:通常10 h 左右的短程起下钻后,泵压在几分钟内就能恢复到短程起下钻前的水平;振动筛没有出现跑浆情况;现场倒换钻具和修整窗口为期8 d ,直至下钻完成开泵循环,泵压较8 d 前只上涨2 MPa 左右,在50 min 就恢复了正常。表5威201-H3井定向、水平井段钻井液流变性能井深/m /g/cm 3FV /s PV /mPa ·s YP /Pa 6/32 328 1.74653566/52 682 1.827155138/72 732 1.8376581210/92 900 1.8381601211/93 203 1

21、.8479621110/93 515 1.8277621211/103 6471.8375641111/10为判断钻井液流变性是否满足井下携砂要求,现场采用2种方式进行确定:观察钻进与接立柱循环砂量是否明显不同,如有明显不同则说明井下干净,携砂没有问题;定量判断返砂量是否正常。3.2.2工程技术措施威201-H3井为保证井眼净化,还制定了几条非常有针对性的工程技术措施。1钻进中使用1 500 L/min 的大排量钻进,高速转动钻具(6080 r/min 。接立柱前大幅上下拉划新井眼(严禁倒划,并循环20 min 以上,密切关注扭矩变化。2通过斯伦贝谢LWD 实时提供的ECD 值,判断井下情况和

22、钻井液携砂能力是否正常。强化短何涛等:油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用5程起下钻刮拉井壁。每钻进水平段100150 m短程起下钻一次。短程起下钻过程中,分别在水平段、A点、小斜度井段(<20°循环1次。3钻进中尽量带砂干净,避免重稠浆举砂。4威201-H3井与邻井实钻效果对比威201-H1井与威201-H3井钻探目的层同属威远地区页岩气构造带,直线距离为300 m。2口井井身结构大致相同,钻探目的层分别为龙马溪和筇竹寺组,均使用油基钻井液钻进。由于对威201-H1井页岩层垮塌机理和构造特点认识不足,在水平段钻进后期发生了严重的井下垮塌,通过大量努力才成功下入套管。威20

23、1-H3井在威201-H1井的基础上,优化了油基钻井液的各项性能,并强调钻井液密度的合理使用,故在实钻效果上优于威201-H1井。2口井的密度使用、井径扩大情况、平均机械钻速、时效分析情况见表6和表7。表62口井215.9 mm井段密度及平均井径对比威201-H3井威201-H1井斜深/ m/g/cm3井径/mm井斜/(°斜深/m/g/cm3井径/mm井斜/(°2 375 1.30230.988 2.315 1 500 1.20232.91811.39 2 400 1.30237.287 1.969 1 780 1.28239.01414.24 2 425 1.10249.

24、225 1.549 1 890 1.42236.98225.04 2 450 1.10225.755 2.313 2 611 1.48284.48048.35 2 475 1.33224.765 2.483 2 700 1.85458.47069.58 2 575 1.41217.500 6.811 2 750 1.85579.37472.55 2 625 1.62224.28224.8782 800 2.10588.01075.85 2 800 1.77226.21288.7882 823 2.26508.00077.392 900 1.81216.63798.4022 823 2.21508.00078.003 203 1.85230.48097.9002 823 2.10508.00078.66 3 600 1.82215.90098.8302 823 2.00508.00097.90注:以上数据来自斯伦贝谢LWD;威201-H1井2 823 m提高钻井液密度为处理井下垮塌。表72口井215.9 mm井段机械钻速及时效对比井号井段长度/m平均机械钻速/(m/ht划眼/h电测遇阻通井次数/次威201-H3 2 040 2.15160威201-H1 1 918 1.518935结论1. 威201-H3井油基钻井液配方在现场应用后,能够适应威远地区弱水敏、强层理结构、低活度页