微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用
崔贵涛1, 2, 李宝军1, 2, 王兆政3    
1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(中国石油川庆钻探工程有限公司), 陕西西安 710018;
2. 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院, 陕西西安 710018;
3. 中国石油川庆钻探工程有限公司厄瓜多尔分公司, 四川成都 610051
摘要: 厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段在钻井过程中经常出现钻头泥包、井壁坍塌、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,在分析原因的基础上,选择有利于环保的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和隔离膜剂EX等材料,优选出微乳液强抑制强封堵钻井液配方,并通过室内试验评价了其性能,结果表明:该钻井液在100 ℃条件下热滚16 h后仍具有良好的基本性能;具有良好的抑制性能和封堵性能,对TENA层岩屑的回收率达到90%以上,膨胀率仅有1.32%,对高孔高渗储层岩心的封堵率达到99%。微乳液强抑制强封堵钻井液已经在厄瓜多尔SACHA区块的8口井进行了应用,均没有出现钻头泥包、起下钻遇阻、测井和下尾管阻卡等问题,且φ215.9 mm井段平均井径扩大率降至10%以下。这表明,微乳液强抑制强封堵钻井液能够有效解决厄瓜多尔SACHA区块φ215.9 mm井段的一系列井下复杂问题。
关键词: 钻井液    微乳状液    抑制    封堵    SACHA区块    厄瓜多尔    
The Application of Strong-Inhibition Plugging Microemulsion Drilling Fluid in SACHA Block
Cui Guitao1, 2, Li Baojun1, 2, Wang Zhaozheng3    
1. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields(CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.Ltd.), Xi'an, Shaanxi, 710018, China;
2. Engineering Technology Institute of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Xi'an, Shaanxi, 710018, China;
3. Ecuador Branch of CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., Chengdu, Sichuan, 610051, China
Abstract: During drilling in the SACHA Block of Ecuador, downhole troubles often occurred at φ215.9 mm hole section, such as bit balling, hole collapse, tight points met in tripping, logging and liner running. In order to solve these problems, a strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid was developed by using environmentally friendly organic inhibitor SUPHIB, semi-permeable diaphragm MS and isolating membrane agent EX, its performance was evaluated by means of laboratory experiments. The research results showed that this system had good performance after being boiled at 100 ℃ for 16 h, with good inhibition and plugging effect, the recovery rate of TENA cutting reached over 90%, expansion ratio and plugging rate were 1.32% and 99% respectively for high-porosity high-permeability reservoir cores. It has been successfully applied to 8 wells in SACHA Block, no bit balling, tripping sticking ro drag in logging and liner running occurred, and average hole enlargement rate at φ215.9 mm hole section dropped to less than 10%. It is shown that the problems that occurred at φ215.9 mm hole section in the SACHA Block of Ecuador can be solved effectively by using strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluids.
Key words: drilling fluid    microemulsion    inhibition    plugging    SACHA Block    Ecuador    

厄瓜多尔SACHA区块地层属于海相环境沉积,主要采用S形定向井开发,目的层位于NAPO层下部和HOLLIN层顶部,埋深3 100.00 m,Φ215.9 mm井段主要钻遇新近系—古近系TENA层、白垩系NAPO层和HOLLIN层。TENA层泥岩段造浆性强,会破坏钻井液性能,使钻井液失去防塌抑制作用,易发生钻头泥包。NAPO层页岩段井壁易坍塌掉块,造成起下钻遇阻。NAPO层属于高孔高渗地层,且压力系数低于1.0,在钻井过程中易发生渗透性漏失,对储层造成伤害。该区块原用聚合物钻井液已不能有效解决井壁坍塌、钻头泥包、起下钻遇阻遇卡等问题[1, 2, 3],且当地环保要求高,对环境危害较大的钻井液材料(如磺化材料和盐类)使用受到限制。因此,有必要研究一种抑制防塌封堵能力强且对环境友好的钻井液。

1 钻井液技术难点

1) 厄瓜多尔SACHA区块新近系—古近系TENA地层为极易水化的泥岩层,造浆性强,钻井液密度上升快,钻进过程中极易发生PDC钻头泥包。

2) 白垩系NAPO地层以页岩为主,中部夹杂多层灰岩,下部有多套含油砂岩。NAPO层页岩、灰岩和砂岩交替发育,且页岩裂缝发育,易松散破碎,钻进过程中易发生垮塌掉块。

3) NAPO地层温度97.4 ℃,压力系数0.953,为高孔高渗-特高渗储层,平均孔隙度在20%左右,平均渗透率大于200 mD,高的甚至超过1 000 mD,井壁上易形成虚厚滤饼,钻进过程中易造成卡钻。

2 钻井液配方优选

根据以上技术难点,以抑制性和封堵性为突破口,优选出环保型、利于储层保护的有机抑制剂SUPHIB、半透膜剂MS和微乳液剂EX。以有机抑制剂SUPHIB为主抑制剂,SUPHIB吸附在黏土表面,通过与水分子竞争黏土的活性来降低黏土膨胀;半透膜剂MS和微乳液剂EX复配,在裸露岩石表面形成一层稳定致密的保护膜,封堵地层层理或微裂缝,阻止自由水或钻井液渗入地层中,抑制地层水化膨胀,防止井壁坍塌,保护油气层[4, 5, 6, 7, 8]。以上述3种材料为基本组分,再选取对环境友好的其他钻井液处理剂,进行常温、高温条件下的一系列优选试验,最后确定了微乳液强抑制强封堵钻井液的基本配方:2.0%~3.0%降滤失剂LS+0.3%~0.5%提切剂XC+1.0%~2.0%有机抑制剂SUPHIB+0.5%~1.0%半透膜剂MS+1.0%~2.0%微乳液剂EX+1.0%~2.0%润滑剂+适量防腐剂。其基本性能见表1

表 1 微乳液强抑制强封堵钻井液的基本性能 Table 1 Basic properties of strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid
测定条件 漏斗黏度/s API滤失量/mL 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa
老化前 45~85 3~5 15~30 10~25 2~4/4~10
老化后 35~65 4~6 10~25 7~20 1~3/2~8
注:钻井液密度为1.05~1.25 kg/L;老化条件为100 ℃下滚动16 h。

根据地层特征,在钻至储层前钻井液要能有效抑制地层造浆、防止页岩垮塌,还要以低密度钻井液钻开储层,尽量降低钻井液对储层的伤害。因此,在基本配方基础上,将配方优化为:3.0%降滤失剂LS+0.5%提切剂XC+1.5%有机抑制剂SUPHIB+1.0%半透膜剂MS+2.0%微乳液剂EX+1.0%润滑剂+适量防腐剂+石灰石。由上述配方配制的钻井液在100 ℃温度条件下热滚16 h后,其性能为:密度1.20 kg/L,漏斗黏度54 s,表观黏度29 mPa·s,塑性黏度16 mPa·s,动切力13 Pa,API滤失量为5 mL,pH值为9,初切力与终切力之比为2∶4。

3 性能评价 3.1 抑制性能评价

钻井液的抑制性能主要通过页岩膨胀率和岩屑回收率2个指标评价[9]

3.1.1 页岩膨胀试验

取TENA层岩屑碾碎、烘干,备用。用智能页岩膨胀仪测定TENA层岩屑在清水、复合盐水钻井液和微乳液强抑制强封堵钻井液中的线性膨胀率,结果见表2

表 2 TENA层岩屑膨胀试验结果 Table 2 Expansion test results of TENA cutting
介质 试验温度/℃ 24 h膨胀量/mm 24 h膨胀率,%
清水 100 2.20 10.40
复合盐水钻井液 100 0.36 1.70
微乳液钻井液 100 0.28 1.32

表2可以看出,TENA层岩屑在清水中的膨胀率为10.40%,在复合盐水钻井液中的膨胀率为1.70%,在微乳液强抑制强封堵钻井液中的膨胀率只有1.32%,说明微乳液强抑制强封堵钻井液的抑制性能优于复合盐水钻井液[10]

3.1.2 岩屑回收试验

将TENA层岩屑放入清水、基浆和微乳液强抑制强封堵钻井液中,在100 ℃下热滚16 h,测定岩屑回收率,结果见表3

表 3 TENA层岩屑回收试验结果 Table 3 Recovery test results of TENA cutting
钻井液 pH值 密度/(kg·L -1) 回收率,%
清水 7 1.00 25.34
基浆 9 1.20 56.26
微乳液钻井液 9 1.20 91.38
注:基浆配方为3.0%降滤失剂LS+0.5%提切剂XC+1.0%半透膜剂MS+2.0%微乳液剂EX+1.0%润滑剂+适量防腐剂+石灰石;微乳液钻井液为基浆+1.5%有机抑制剂SUPHIB。

表3可以看出,基浆中只含有半透膜剂MS和微乳液剂EX,岩屑的回收率就超过50%,说明其已经具有一定的抑制能力,加入1.5%有机抑制剂SUPHIB形成微乳液强抑制强封堵钻井液后,岩屑回收率达到90%以上,说明微乳液强抑制强封堵钻井液具有较强的抑制性能。

3.2 封堵性能评价

采用压力传递试验和观察岩样经钻井液处理前后电镜扫描照片评价钻井液的封堵性能。

3.2.1 压力传递试验

选用NAPO层砂岩岩心(长12.5 cm,直径19.05 cm)进行压力传递试验。试验过程为:将岩心放入压力传递试验装置中,给定一个上游压力并保持不变,利用压力传感器和压差传感器实时检测岩心下端流体的动态压力,从而得到岩心上下两端的压差Δpp=pupd;其中,pu为岩心上端压力,MPa;pd为岩心下端压力,MPa)。先进行岩心钻井液处理前的压力传递试验,再进行钻井液处理后的压力传递试验,结果见表4

表4可以看出,由于岩样取自高孔高渗储层,它与模拟地层水作用后压力传递很快;而岩样经过微乳液强抑制强封堵钻井液处理后,压力传递很慢,渗透率由处理前的853.6 mD降至处理后的0.023 mD,封堵率在99%以上,表明微乳液强抑制强封堵钻井液具有较强的封堵能力。

表 4 岩样经微乳液强抑制强封堵钻井液处理前后压力传递试验结果 Table 4 Pressure transmission test results of cores before and after treated with strong-inhibition strong-plugging microemulsion drilling fluid
时间/min Δ p/MPa 渗透率/mD
处理前 处理后 处理前 处理后
0 1.50 1.50 853.600 0.023
3 0.60
6 0.20
9 0
30 1.12
60 0.89
120 0.71
240 0.55
480 0.48
注:试验条件为围压2.2 MPa,上游压力1.5 MPa,温度70 ℃。
3.2.2 电镜扫描试验

用电镜扫描用微乳液强抑制强封堵钻井液处理前后的岩心表面,结果见图1图2

图 1 处理前的岩心表面 Fig.1 The surface of the cores before treated with strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid
图 2 处理后的岩心表面 Fig.2 The surface of the cores after treated with strong-inhibition plugging microemulsion drilling fluid

对比图1图2可看出,微乳液强抑制强封堵钻井液在岩心表面形成一层薄而致密的保护膜。该保护膜能够封堵地层中的微裂缝,减少钻井液滤液渗透到地层中的量,从而抑制泥页岩水化膨胀分散,使地层稳定性增加。

4 现场应用

厄瓜多尔SACHA区块以S形定向井为主,其中Φ215.9 mm井段软泥岩、页岩和砂岩共存,容易出现钻头泥包、泥页岩坍塌和钻具遇阻遇卡等问题。厄瓜多尔SACHA区块采用微乳液强抑制强封堵钻井液完成了8口井,Φ215.9 mm井段起下钻非常顺利,电测一次成功,在不通井的情况下套管一次下至预定位置。其中SACHA290V井钻井周期只有11.88 d,比设计提前5.63 d,创造了该区块钻井周期最短纪录。下面以SACHA443D井为例,介绍微乳液强抑制强封堵钻井液的应用情况。

SACHA443D井为S形定向井,从井深2 427.30 m(井斜角24°)开始采用Φ215.9 mmPDC钻头钻进,钻至井深3 258.31 m完钻,完钻井斜角2°,钻遇TENA层、NAPO层和HOLLIN层。在钻井过程中,钻井液维护处理的重点是强化钻井液抑制防塌和封堵能力。抑制剂以有机抑制剂SUPHIB为主,再复配半透膜剂MS和隔离膜剂EX,提高钻井液的抑制防塌和封堵能力;同时将滤失量降至5 mL以下,降低在正压差作用下的钻井液滤失量。

该井Φ215.9 mm井段钻进安全顺利,起下钻畅通,电测及下尾管顺利,未出现PDC钻头泥包现象,也未发生垮塌掉块,井壁稳定,井径规则,井径扩大率2.5%~15.2%,平均5.0%。而邻井SACHA372D井使用聚合物钻井液掉块垮塌严重,井径极不规则,井径扩大率-2.5%~42.0%,起下钻遇阻,电测发生卡钻事故,尾管未下至预定位置。

5 结论

1) 微乳液强抑制强封堵钻井液封堵能力强,可以阻止自由水及钻井液进入地层,有效防止地层水化膨胀和井壁坍塌,保护油气层。

2) 微乳液强抑制强封堵钻井液抑制能力强、防塌性能突出。

3) 微乳液强抑制强封堵钻井液成功解决了厄瓜多尔SACHA区块TENA层泥岩造浆性强和NAPO层页岩剥落性掉块坍塌带来的起下钻遇阻、测井及下尾管阻卡的问题。

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文章信息

崔贵涛, 李宝军, 王兆政
Cui Guitao, Li Baojun, Wang Zhaozheng
微乳液强抑制强封堵钻井液在SACHA区块的应用
The Application of Strong-Inhibition Plugging Microemulsion Drilling Fluid in SACHA Block
石油钻探技术, 2015, 43(06): 20-23
Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(06): 20-23.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201506004

文章历史

收稿日期: 2015-02-16
改回日期: 2015-10-19

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