储气库钻井液工艺技术

储气库钻井液工艺技术黄达全为了满足北京天然气用气调峰的需要，北京华油天然气有限公司从二000年开始在大港油田板桥地区利用枯竭气田建设地下储气库，我公司参加了地下储气库建设钻井工程服务中全过程的钻井液技术服务工作。二00四年为了适应江苏盐隙储气库地质条件和环保要求，我们还开展了欠饱和盐水钻井液体系的配方研究和完井后废弃钻井液无害化处理实验研究，取得了研究成果。一、大港油田地下储气库钻井液技术总结从二000年到二00五年，我公司累计完成了25口井的钻井液技术服务，分别位于四座储气库，其中第一储气库8口井，平均井深2778.38m，第二储气库3口井，平均井深2365.67m，第三储气库10口井，平均井深3052.6m，第四储气库4口井，平均井深3316.5m。在所完成井中除库6井为直井外，其余均为定向井，最大井斜达到43.63度，井底位移达到1843.78m，其综合情况统计见下表。2000-2005年储气库完成井综合统计 表1井号井型井深m井斜度井底位移m钻井周期事故复杂完成时间备注库12定向井289028820.8028d无2000年三开库11定向井279526.5488.9529d3h无三开库5定向井275328468.3215d22h无二开库7定向井277927428.2915d16h无二开库6直井267518d12h无二开库2定向井285029.2742.1828d10h无三开库2-1定向井240524.92563.3223d无2001年三开库2-2定向井236220.1937929d23h无三开库2-4定向井233024142.9929d18h无三开库3-2定向井291031.92315.823d8h无2003年二开库3-3定向井294525.40557.4419d22h无二开库3-1定向井290420.9238223d19h无二开库13定向井271521.43139.3921d13无二开库14定向井277032.97342.5720d17无二开库3-8定向井299426.92664.5821d6h无2004年二开库3-10定向井302226.781515d7h卡电缆二开库3-9定向井288725.5243.3839d22h无二开库3-7定向井309622.181153.9342d23h无二开库4-1定向井339640.341657.4338d17.5h无2005三开库4-3定向井344043.631843.7836d12.8h无三开库4-4定向井328037.281604.7426d10.5h无三开库4-2定向井315031.501245.0022d19h无三开库3-13定向井336340.471582.8837d2h无三开库3-14定向井333037.101560.9333d22.5h无三开库3-15定向井307531.611001.1925d8h无三开1、地层特性大港油田地下储气库位于大港油田板桥地区，是利用该地区枯竭天然气构造建设储气库，从二000年至二00五年已建成四座地下储气库，分别是板中断块大张坨储气库、板876断块储气库、板中区块中北部储气库和板中区块南高点储气库，其储气层位均为下第三系沙一下板II砂层，所钻遇地层岩性及地层特性见下表。地质分层及岩性描述 表2地质年代地层分层(m)大概分层厚度(m)主要岩性描述故障提示第四系平原组320黄色粘土及散砂防塌上第三系明化镇1180-1280棕红色泥岩与浅灰色细砂岩，夹浅灰色泥质砂岩，棕红色砂质泥岩防缩径馆陶组220-340浅灰色细砂岩、含砾不等粒砂岩、灰绿色泥岩、底部为杂色砾岩、细砾岩防卡防掉下第三系东营组350-400灰色泥岩夹浅灰色粉砂岩、局部细砂岩防卡沙一上100-200灰色泥岩夹浅灰色细砂岩防卡沙一中250-400大段灰色泥岩夹浅灰色细砂岩防漏沙一下130-150深灰色泥石与浅灰色细砂石、灾光细砂石互层防卡上表表明：板桥储气库所钻遇的地层主要包括明化镇、馆陶组、东营组和沙河街地层，其中明化镇地层存在大段泥岩，成岩性较差，地层粘土容易水化，造浆性较强，易发生井眼缩径；馆陶组地层底部存在含砾砂岩，施工中容易发生井漏；沙河街地层中沙一段泥岩容易发生水化掉块、坍塌，目的层孔隙压力低，容易发生压差卡钻。2、钻井液工艺技术依据上述地层特点，我们在一开井段采用般土浆或聚合物钻井液，二开上部井段采用聚合物钻井液，下部井段采用硅基防塌钻井液，三开井段采用硅基防塌钻井液，各井段钻井液工艺技术措施概括如下。一开井段对于井深小于300m的正常表层套管，采用般土浆，井深大于300m的深表层套管，采用聚合物钻井液。开钻前在3#、4#罐中打入清水，通过混合漏斗加入膨润土5000kg、纯碱400kg，充分预水化后稀释开钻。钻井液性能为：密度1.05g/cm3、粘度38—45s。在钻进过程中，用清水和稀释剂调整钻井液粘切。钻穿平原组地层后逐渐补充大钾、胺盐等聚合物处理剂，抑制明化镇地层粘土造浆，同时用好固控设备，清除有害固相，保证施工安全。钻完进尺后，大排量充分循环，然后根据施工情况进行短起下钻，起钻前用CMC配制稠钻井液并替入井内，保证电测顺利，下套管前仍采取同样措施，保证套管顺利下入。二开井段本井段技术难点概括为：抑制地层造浆、搞好井眼净化、防止井壁坍塌，因此，馆陶组以上井段采用聚合物钻井液，馆陶组以下井段采用硅基防塌钻井液，技术措施概括为：二开前清除一号罐钻井液及沉砂，加水补充钻井液量，利用固控设备清除钻井液中的有害固相，以降低钻井液的固相含量。钻井液的配制：基浆中按照配方加入足量大钾、铵盐进行预处理。然后在表套内充分循环泥浆，控制性能为：密度1.05-1.08g/cm3、粘度35—38s、中压失水20—10ml、泥饼＜1.0mm、切力0-0.5/0.5-1.0Pa、含砂0.2%、PH值8-10。二开钻水泥塞时，加入适量纯碱，清除钙离子，防止水泥污染钻井液。钻进过程中，在平原组和明化镇上部地层，加大K-PAM用量，保持钻井液低粘度、低比重、低固相。根据钻进情况及时补充聚合物，抑制地层造浆，保持钻井液优良的流变性能。聚合物以胶液的形式按1-2kg/m加入钻井液，保证井下各种施工作业的正常进行。定向前混入原油，加入乳化剂，使钻井液中的含油达到6%以上，以降低摩阻，提高钻井液的润滑性。为了预防井塌、改善泥饼质量，适时补充KHm、SAS，保证井眼稳定。随着裸眼井段的增加，及时补充混入原油，降低泥饼摩阻系数，同时补充KHm、SAS，防止形成虚厚泥饼；根据井斜和位移调整钻井液粘度、切力和流变参数，配合适时短起下钻，保证泵排量等工程措施，防止卡钻事故的发生。在馆陶组地层中部或进入东营组地层后将钻井液转化为硅基防塌钻井液，转型前对钻井液进行分析，做小型转化实验，依据实验结果对井浆进行调整，然后按顺序加入相应的处理剂，调整好钻井液性能。钻进过程中及时补充处理剂，保证钻井液性能稳定。进入馆陶组底部地层前加入单封等防漏材料，将钻井液粘度提高到55-60s，从而提高钻井液的防漏能力。在需要提高钻井液密度时，提前调整好泥浆性能，同时避免加重过猛和起钻前加重，防止卡钻事故的发生。加重后及时补充原油等润滑剂，以降低泥饼摩擦系数(Kf<0.08)，保证井下施工安全。钻完二开进尺前，调整钻井液性能，完钻后大排量循环清洗井眼，短起下钻刮拉井壁，再充分循环，然后用SAS配稠钻井液30m3左右，配合加入1%的塑料小球封定向井段，保证电测顺利。电测完通井时，仍然保持电测时的钻井液性能，充分循环洗井，开启全部固控设备，彻底清除钻井液中劣质固相，保证套管顺利下入和固井施工的正常进行。三开井段本井段技术工作重点是防漏、防塌、保护储层，采用硅基防塌钻井液，技术措施概括为。三开前清除一号罐内沉砂，放掉部分钻井液，对井浆进行取样化验，根据分析结果和小型实验结果，确定方案，启动固控设备，清除有害固相，并加水稀释，然后按配方顺序加入处理剂，将其转化为硅基防塌钻井液，调整钻井液性能，达到设计要求。钻进时根据实际情况不定期地补充硅稳定剂、硅稀释剂、防塌剂、磺化沥青等处理剂，用好固控设备，保持低固相含量。进入砂河街地层后，加大防塌剂用量，使钻井液中KHm、SAS含量保持在2%以上。钻进时按上述加量补充各种处理剂，保证钻井液性能稳定，以利于携砂和井下安全。随着井深的增加，适时补充原油和润滑剂，控制摩阻系数小于0.08，以增强井壁的润滑性能，确保起下钻和定向施工的顺利进行。井深3000m后，必须加入抗高温材料(SMP)，降低钻井液高温高压失水，防止钻井液高温增稠，提高其高温稳定性。在正常钻进中，保证泵排量大于30l/s，配合短起下钻，及时清除岩屑床，保证井眼畅通，确保井下安全。在进入油气层前100m调整好钻井液性能，严格控制钻井液的API滤失量(<5ml)，HTHP滤失量(<12ml),降低钻井液的有害固相含量，然后加入足量复合油溶暂堵剂，保护好油气层。在进入油层后，加强坐岗，控制钻井液密度走设计低限，如果需要提高密度，首先补充单封，控制加重速度，防止目的层井段发生井漏。完井电测前加入适量SAS，提前调整好了钻井液性能，完钻后起钻通井，下钻到底充分循环至振动筛无砂，再在4#罐配封闭液，加入1%塑料小球封闭斜井段后起钻电测，保证电测顺利。（10）电测完通井时，仍然保持电测时的钻井液性能，充分循环洗井，开启全部固控设备，彻底清除钻井液中的劣质固相，保证套管顺利下入。4） 油气层保护措施储气库建设的目的是先注后采，储层的保护就非常重要，要求钻井液具有良好的储层保护功能，阻止和减少固、液相侵入储层孔隙通道，损害储层，因此，在施工过程中我们主要采取以下措施保护储层：（1） 进入目的层前50-100m，钻井液中按设计加足储层保护剂一复合油溶暂堵剂，达到保护目的层的要求。（2） 用SAS、SMP等改善滤饼质量，严格控制钻井液滤失量，减少滤液侵入储层。（3） 使用好固控设备，尤其是高目震动筛和离心机，及时清除有害固相，控制含砂量，降低般土含量，保持低密度近平衡钻进，尽量减少有害固相侵入目的层。（4） 保持良好的钻井液性能，确保钻进、起下钻、电测、下套管、固井等各项施工作业顺利进行，缩短钻井液对目的层的浸泡时间。（5） 控制起下钻速度，减少抽吸压力和压力激动，防止井漏污染目的层，从而达到保护目的层。5） 完井双级固井措施由于储气库井在其生产运行中需要进行频繁的注采气作业，对固井质量要求非常高，加之封固井段长，因此，25口井均采用双节注固井。因第一节固井水泥环必须与第二节固井水泥环相连，要求第一节固井时水泥浆返到分级箍之上的环空内，然后打开分节箍将这部分水泥浆替出，这必然造成水泥浆对钻井液的接触污染。为了配合搞好固井施工，我们采取了以下措施。（1） 套管下入后对钻井液进行处理，降低粘度和固相，提高其抗水泥污染能力。在注水泥浆过程中对循环罐内钻井液进行特别处理，进一步增强其抗水泥污染能力。（2） 第一节固井注水泥浆完成后，在顶替作业时，在分节箍附近注入6m3具有除钙功能的无固相胶液，用于打开循环孔后隔离钻井液和水泥浆，同时清洗井壁残留水泥浆。（3） 循环顶替水泥浆时，在振动筛处加密测量密度，及时排放水泥浆和受污染的钻井液。（4） 完成第一节固井后，立即调整钻井液性能，做好二节固井准备，并在一节固井候凝时罐准备密度为1.50g/cm3的钻井液40m3，以降低二节固井时的顶替压力。3、实施效果分析针对不同的地层井段选用了与地层特性相适应的钻井液体系，采取了针对性的技术措施，较好地解决了井眼净化、井壁稳定和润滑防卡等问题，有效地保证了各种施工作业的顺利进行，在25口井的施工中，除库3-10井在完井电测时发生一次卡电缆事故外，其余井均没有发生任何事故和复杂。这说明所选钻井液体系适合该地区地层特性，所采取措施具有较强的针对性。1）抑制防塌效果在上部井段施工中采用聚合物钻井液体系，由于大小分子聚合物配比合理，有效地抑制了明化镇地层造浆，在该井段钻进中钻井液粘度变化不大，起下钻无阻卡，拉力正常，说明该钻井液体系较好地解决了明化镇泥岩缩径问题。在下部地层井段采用了具有良好的稳定性和剪切稀释性的硅基防塌钻井液，能够在粘度较低的情况下悬浮岩屑，确保了定向、电测、下套管等各项施工的顺利进行，每次下钻能顺利到底，循环返出岩屑代表性强，无掉块，这说明了该钻井液体系具有良好的井壁稳定效果，适合于该地层。25口井平均井径扩大率仅为8.74%，这表明我们所选择的钻井液体系抑制防塌效果好。2） 井眼净化效果在钻井施工中，根据实际情况及时调整钻井液的粘度、切力和流变性能，在井斜大于30度的井施工中控制动塑比为0.35-0.50Pa/mPa.s，下部井段粘度大于45s；控制泵排量，在钻头直径大于等于①374.6mm的井眼中，保证泵排量大于55l/s，在钻头直径为①241.3mm井段，控制泵排量大于30l/s，实现紊流携砂。钻进时适时进行短起下作业，及时破坏岩屑床，开启全部固控设备，及时清除钻井液中的有害固相，保证入井钻井液清洁。通过上述措施的综合应用，保持了钻井液性能的稳定，始终控制钻井液含砂量小于0.3%，起下钻和下套管无阻卡现象，中完电测成功率为84%，完井电测成功率达到92%，这说明井眼净化效果较好。3） 润滑防卡效果在我们所服务的25口储气库井中，24口为定向井，最大井斜达到43.63度，井底位移达到1843.78m，因此，在钻进中及时混入原油，加入润滑剂，补充磺化沥青，以改善泥饼质量，严格控制泥饼摩阻系数小于0.08，保证了定向、电测、下套管等各项施工的正常进行，25口井在钻井施工过程中未发生任何事故与复杂。这表明钻井液润滑性满足了钻井施工的需要，具有较强的润滑防卡特性。二、欠饱和钻井液体系及固化实验研究1、欠饱和钻井液体系研究为了满足江苏盐隙储气库钻井施工需要，我们于2004年开展了用于盐层钻井的钻井液体系研究。由于对当地地层情况不了解，我们初步设计了两套钻井液方案，如果技套下到岩层顶部，则上部地层井段采用普通聚合物钻井液，下入技套后再转化为欠饱和盐水钻井液;如果仅下深表层套管，然后直接钻进到目的层完井，则用抗盐般土直接配制欠饱和盐水钻井液。1）聚合物钻井液转化为欠饱和盐水钻井液研究为了模拟现场井浆，我们首先配制密度为1.05g/cm3的般土浆，然后在般土浆中加入PAC141、SMP-II、提粘降滤失剂等处理剂，调整钻井液性能，再与饱和盐水按2：3进行混合稀释后，最后以石灰石粉加重，补充相应处理剂，调整钻井液性能。实验结果如下表。转化欠饱和盐水钻井液配方实验 表3密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml/mmGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1#：般土浆：饱和盐水=2：3+0.4%PAC141+1.5%PAC+3%SMP-II+3%CaCO。1.17314.8/0.21/1.5403552#：般土浆：饱和盐水=2：3+0.5%PAC141+1.5%PAC+3%KHm+3%CaCO。1.17358/0.21/1.546.5406.53#：般土浆：饱和盐水=2：3+0.8%CMC+1%抗盐II型降失水剂+3%KHm+3%CaCO。1.17478.2/0.21/2.56751164#：般土浆：饱和盐水=2：3+1.5%淀粉+0.3%XC+4%KHm+3%CaCOo1.17286.4/0.24/5362412上表中1#配方钻井液综合性能最优，4#配方抗温性能较差，2#配方滤失量偏高，但能满足钻井施工的需要，综合考虑成本因素，确定现场施工时采用2#配方。2）抗盐般土配欠饱和盐水钻井液研究在欠饱和盐水中加入4%的抗盐般土，高速搅拌20分钟后形成实验基浆，然后再加入不同的处理剂，调整钻井液性能，实验结果见下表。

抗盐般土欠饱和盐水钻井液配方实验 表4密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml/mmGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1#：4%抗盐般土浆+0.4%PAC141+1%PAC+3%SMP-II+3%CaCO。1.16476.4/0.21.5/36146152#：4%抗盐般土浆+0.8%CMC+1%抗盐II型降失水剂+3%KHm+3%CaCO 2 1.16438/0.21.5/25339143#：4%抗盐般土浆+2.0%改性淀粉+0.3%XC+4%KHm+3%CaCO 2 1.16409.2/0.24/7514110上表表明：1#配方粘度偏高，其它性能最优，3#配方抗温性较差，2#配方性能较好。如果井温低于100°C，建议采用2#配方；如果井温高于100°C，则选用1#配方。2、废钻井液固化实验研究由于没有现场井浆，因此，实验用浆为室内配制。按前述实验配方配制欠饱和钻井液，使钻井液性能达到要求后，为了模拟现场废弃钻井液条件，加入岩心粉污染，其性能见下表。欠饱和盐水浆及加入岩心粉污染后井浆性能 表5密度g/cm3漏斗粘度sAPI失水ml/mmPH值e600e300切力Pa固相％般含％1#基浆1.22336.4/1.0880542/4162.111#+10%Nm岩心粉1.284715.6/1.082#1.2340.28.0/1.09114632/3.52#+10%Nm岩心粉1.284811.8/1.093#1.2435.510/1.0690501/1.53#+10%Nm岩心粉1.28378.4/1.063#+15%Nm岩心粉448.8/1.063.1由上表可以判断，体系加入15%岩心粉后，般含达到3.1%，固相含量基本达到20%，且失水基本保持不变，满足固化条件要求。因此，固化用欠饱和盐水浆配方为：1.05g/cm3般土浆+0.4%PAC141+30%NaCL+1.5%CMC+3%KHm+15%血岩心粉。在15%Nm岩心粉污染后的盐水浆（以下由A