涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术
舒曼1,2, 赵明琨3, 许明标1     
1. 非常规油气湖北省协同创新中心(长江大学), 湖北武汉 430100;
2. 荆州嘉华科技有限公司, 湖北荆州 434000;
3. 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司, 重庆 408014
摘要: 涪陵页岩气田焦石坝区块三开水平段采用油基钻井液钻进过程中,因堵漏材料与现场钻井液配伍性差导致堵漏成功率低、易复漏,针对该问题,研究了油基钻井液随钻防漏堵漏体系。基于"刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透"的堵漏原理,通过室内试验,优选了JHCarb刚性堵漏剂、HIFlex变形颗粒与H-Seal弹性封堵剂,并配制了油基钻井液用随钻防漏堵漏体系。该体系与油基钻井液配伍性好,耐油耐温性能佳,可长时间在井浆中循环,预防渗透性漏失,封堵宽度小于3.0 mm的裂缝,承压能力大于7 MPa。该体系在焦石坝区块页岩气水平井水平段油基钻井液钻进过程中进行了应用,有效防止了易漏地层的渗透性漏失,成功解决了钻进过程中漏速10.0 m3/h左右的漏失问题。研究结果表明,该油基钻井液随钻堵漏技术能解决页岩地层的漏失问题,有效提高了地层承压能力,保证了固井作业顺利进行。
关键词: 页岩气     油基钻井液     堵漏剂     涪陵页岩气田     焦石坝区块    
Plugging while Drilling Technology Using Oil-Based Drilling Fluid in Fuling Shale Gas Field
SHU Man1,2, ZHAO Mingkun3, XU Mingbiao1     
1. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas (Yangtze University), Wuhan, Hubei, 430100, China;
2. Jiahua Technology Co.Ltd., Jingzhou, Hubei, 434000, China;
3. Sinopec Chongqing Fuling Shale Gas Exploration & Development Co.Ltd., Chongqing, 408014, China
Abstract: The horizontal interval in the 3rd Section drilled by using oil-based drilling fluids during the development of the Jiaoshiba Block in Fuling Shale Gas Field was susceptible to low success rates in plugging operations and the reoccurrence of lost circulation due to incompatibility of lost circulation materials (LCM) and drilling fluids.Accordingly, lost circulation systems for oil-based drilling fluids were developed.Based on working principles characterized by "Joint application of rigidity and flexibility, plugging through deformation and filling by fine particles", lab tests were conducted to select JHCarb rigid LCM, HIFlex deformation particles and H-Seal elastic plugging additives to prepare plugging while drilling systems for oil-based drilling fluids.Highly compatible with oil-based drilling fluids and with outstanding performances in oil and temperature resistance, the newly developed systems may be circulated for prolonged periods in drilling fluids to eliminate the possibility of lost circulation.With pressure-bearing capacities over 7 MPa, the system could be deployed to plug fractures with widths below 3.0 mm.The system has been deployed during drilling of the horizontal well interval for shale gas development in Jiaoshiba Block by using oil-based drilling fluids.The system was proved to be capable of effectively eliminating lost circulation with velocities around 10.0 m3/h during drilling.Research results showed the plugging while drilling system of oil-based drilling fluids could effectively enhance the pressure-bearing capacities of formations and protect shale formations from lost circulation.Eventually, the system might facilitate execution of well cementation operations.
Key words: shale gas     oil-based drilling fluid     lost circulation material (LCM)     Fuling Shale Gas Field     Jiaoshiba Block    

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气藏采用长水平段水平井分段压裂的方式开发,为了实现长水平段安全高效钻井,通常选用油基钻井液,但是该区块目的层龙马溪组页岩层理发育、地层破裂压力低,容易发生井漏。截至2015年8月,该区块共钻井207口,其中有54口井在目的层(龙马溪组—五峰组)发生漏失,10口井的漏失量达500 m3以上,造成了巨大的经济损失和地层伤害,甚至影响了固井、完井质量,导致产量降低。如焦页17-2HF井,钻至井深2 399.81 m发生漏失后,采用核桃壳、单向压力封堵剂、复合堵漏剂等常用水基钻井液堵漏剂配制桥浆堵漏,仍反复漏失达22次,共漏失钻井液608 m3,且堵漏以后油基钻井液电稳定性较差。分析认为,该区块堵漏成功率低、易复漏的主要原因是:1) 油基钻井液进入裂缝后,裂缝表面的润湿性由亲水性反转为亲油性,油相润滑导致其与壁面的摩擦减小,且液体充填导致裂缝不容易闭合,造成堵漏成功率低、易发生复漏[1-3];2) 现场没有油基钻井液专用的堵漏材料,应用了常规水基钻井液堵漏材料,而这些材料多为亲水性材料,与油基钻井液配伍性差,长时间循环会降解发酵,不仅影响堵漏效果,还会破坏油基钻井液的性能;3) 井筒压力通过油基钻井液传递进入裂缝后,裂缝长度和裂缝宽度随压力动态变化,对于微裂缝和诱导性裂缝,常规封堵材料粒径级配不足,不能变形封堵,材料匹配能力差导致实现密实封堵困难[4-5]。鉴于国内目前尚无专门适用于油基钻井液的高效堵漏材料,国外堵漏材料又具有单次堵漏成本高、供货周期长等问题,笔者基于国内外学者在粒径匹配及加量选择方面的研究成果,通过优选刚性堵漏剂、柔性堵漏剂和弹性封堵剂,研制了一种与油基钻井液配伍性好的随钻防漏堵漏体系,并在涪陵页岩气田进行了推广应用,取得了有效封堵裂缝、降低漏失、提高地层承压能力的良好效果。

1 随钻防漏堵漏技术思路

针对涪陵页岩气田焦石坝区块的漏失情况,通过调查和分析研究,发现该区块三开井段应用油基钻井液钻进时,为了减少油基钻井液漏失,主要采取随钻防漏堵漏技术,要求在定向工具存在的情况下堵漏,不需起钻,实现“小漏随钻堵,大漏高效堵”,能短时间恢复循环。因此,油基钻井液防漏堵漏的技术思路为[6-10]:依据“刚柔并济,变形封堵,细粒充填及限制渗透”的堵漏原理,利用刚性封堵剂的刚性,使其在与其尺寸相匹配的裂缝中某个位置卡住,起到架桥作用,而具有可变形性的柔性粒子能减小填塞层的渗透性,相对较小粒径的弹性颗粒填充裂缝,并最终堵住裂缝,形成高强度的堵塞层,从而提高地层的承压能力,有效降低和防止堵漏材料的返吐,防止钻完井等后续作业时发生漏失。随钻防漏堵漏体系的理想充填效果如图 1所示。

图 1 随钻防漏堵漏体系理想充填效果 Fig.1 Ideal filling performances of the plugging while drilling system
2 随钻防漏堵漏材料的选择

按照上述防漏堵漏的技术思路,从材质、粒径和加量3方面对防漏堵漏材料进行选择。

1) 材质选择。选择随钻堵漏材料最重要的一点是,要求堵漏材料与油基钻井液无明显的化学作用,对钻井液性能无影响,且具有一定的耐水、耐油、耐温能力;同时,还可以配合选择使用不同形态、不同软硬程度、不同粒径或者有弹性的材料。刚性、可变形和弹性堵漏材料的主要性能要求为:

a) 刚性堵漏材料为随钻防漏堵漏体系的主要架桥粒子,在优选该类材料时,除了对其粒径有一定的要求以外,还要考虑其在钻井液中的悬浮稳定性和承压能力,所以要综合考虑材料的抗压强度和密度;

b) 可变形堵漏材料为柔性堵漏材料,能在温度作用下产生一种可塑性高强凝胶,具有一定的变形能力,挤入裂缝后能随着裂缝的形状改变填塞漏层缝隙,减小填塞层的渗透性,有效阻止钻井液向地层漏失;

c) 弹性堵漏材料为封堵微裂缝和诱导裂缝的关键,能在压力作用下挤入微裂缝中,在自身弹性作用下增大与裂缝面的摩擦,增加整个封堵层的弹性,避免堵漏材料向裂缝深处滑动,或者由于地层呼吸作用产生返吐。

2) 粒径选择。为实现高效短周期堵漏的目的,所有堵漏材料的粒径必须小于3.0 mm方可正常通过定向工具,无需更换钻头。堵漏颗粒粒径选择的依据是日本学者提出的三颗粒相接和四颗粒相接的架桥模型理论[11-12]:三颗粒相接架桥模型中,2种不同粒径级别的颗粒材料配合使用,粒径比应满足1.00:0.15;四颗粒相接架桥模型中,4种不同粒径级别的颗粒配合使用,粒径比应满足1.00:0.40:0.10:0.05。随钻防漏堵漏材料的粒径可大致分为50~150 μm、150~250 μm、1 000~1 400 μm和2 000~2 500 μm等4个级别。

3) 加量选择。R.Caenn等人[13]介绍了堵漏材料在钻井液中的加量与封堵裂缝的最大闭合尺寸的关系(见图 2),钻井液中堵漏材料的加量越大,架桥的孔洞就越大,且颗粒类材料比片状和纤维类材料效果更好,但颗粒材料需具有较高的强度,封堵宽度小于3.0 mm裂缝堵漏材料的加量不许超过15%。

图 2 堵漏材料加量对封堵裂缝宽度的影响 Fig.2 Impact of concentrations of plugging materials on sealing crack widths

基于以上原则,结合室内试验结果,从亲油性、抗温性、承压能力等多方面的综合考虑,笔者选择了刚性堵漏剂JHCarb、柔性堵漏剂HIFlex和弹性封堵剂H-Seal来配制油基钻井液随钻防漏堵漏体系,各堵漏剂的基本性能见表 1

表 1 3种堵漏剂的基本性能 Table 1 The basic properties of the three LCMs
3 随钻防漏堵漏体系性能评价

以焦石坝区块现场用油基钻井液为堵漏基浆(配方1,密度1.45 kg/L),选用不同加量的刚性堵漏剂JHCarb、柔性堵漏剂HIFlex及弹性封堵剂H-Seal,配制了3套油基钻井液随钻防漏堵漏体系(配方2、配方3和配方4), 密度均为1.45 kg/L。配方2—4分别适用于易漏地层的防漏、渗透性地层的防漏堵漏和微裂缝地层的堵漏。

配方1:柴油+2.4%HLEMUL-B+0.6%HLCOAT-B+1.5%CaO+2.5%MOGEL+3.0%HIFLO+26.0%CaCl2水+重晶石粉。

配方2:配方1+1.0%HIFlex150+0.5%H-Seal+2.0%JHCarb150。

配方3:配方1+2.0% HIFlex150+1.0% HIFlex250+2.0% JHCarb150+1.0% JHCarb250+0.5% JHCarb1400。

配方4:配方1+2.0% H-Seal+1.0% HIFlex250+3.0% HIFlex2500+2.0% JHCarb150+1.5% JHCarb250+4.0% JHCarb1400。

3.1 配伍性评价

为了评价堵漏材料对油基钻井液性能的影响,选用现场油基钻井液与3套防漏堵漏体系分别进行了配伍性试验,结果见表 2

表 2 堵漏剂对油基钻井液性能的影响 Table 2 Effects of LCMs on the performance of oil-based drilling fluid

表 2可知,焦石坝区块现场用油基钻井液在加入随钻堵漏材料后,黏度、切力和破乳电压等基本性能都保持稳定,随着堵漏材料加量增加其基本性能依然保持稳定,且高温高压滤失量明显降低(由4.0 mL降至2.4 mL),表明随钻堵漏材料与油基钻井液具有良好的配伍性。

3.2 承压封堵性评价

随钻防漏堵漏体系主要适用于渗透性地层和微小裂缝地层,因此,室内采用20目砂床模拟渗透性地层,将配方1—4等4种流体分别在0.7 MPa压力情况下承压30 min,分析其侵入砂床的深度情况。试验结果显示,配方1油基钻井液全部侵入砂床,配方2防漏堵漏体系侵入砂床的深度为13.0 cm,随着堵漏材料加量增大,侵入砂床的深度逐渐变小,配方4防漏堵漏体系侵入砂床的深度仅为4.3 cm。由此可知,该随钻防漏堵漏体系能有效地封堵微裂缝,提高地层的承压能力。

3.3 封堵性评价

高温高压天然裂缝堵漏仪可以模拟地层温度、压力条件下,精确测量钻井液在不同天然岩心(模拟不同漏失通道)的漏失量、封堵位置、侵入深度和承压能力等,并可观察封堵层结构。为此,室内应用高温高压天然裂缝堵漏仪,在80 ℃条件下分别进行3种随钻防漏堵漏体系(配方2—4) 对宽度为1.0,2.0和3.0 mm模拟裂缝的封堵试验。试验结果发现,3种随钻防漏堵漏体系均可在裂缝中间或深部形成致密的封堵层,承压7 MPa无漏失。由此可知,随钻防漏堵漏体系对裂缝具有良好的封堵性。

3.4 惰性评价

堵漏材料需要在井下长时间连续循环作业,所以应具有良好的惰性,以免影响钻井液(特别是油基钻井液)的性能。室内对堵漏材料加量相对较高的防漏堵漏体系(配方5) 和现场应用的传统水基钻井液堵漏体系(配方6) 进行了热滚性能试验,结果见表 3。其中,配方5为配方1+2.0% H-Seal+1.0% HIFlex250+3.0% HIFlex2500+2.0% JHCarb150+1.5% JHCarb250+4.0% JHCarb1400;配方6为配方1+1.0%橡胶粉+2.0%核桃壳(20目)+2.0%酸溶暂堵剂(300目)+2.5%单向压力封堵剂+4.0%复合堵漏剂。

表 3 堵漏材料惰性评价试验结果 Table 3 Test results related to inertia evaluation of LCMs

表 3可知,随钻防漏堵漏体系连续循环7 d后依然保持良好的流变性和抗温性,同时还具有降滤失效果。传统水基堵漏体系虽然也能降滤失,但其中的核桃壳、单向压力封堵剂、复合堵漏剂等在油基钻井液中长时间高温循环后,容易降解发酵,导致油基钻井液的黏度、切力升高,破乳电压降低,使油基钻井液性能变差而无法满足安全钻井需要。

4 现场应用 4.1 随钻防漏堵漏工艺

一般情况下,在钻井过程中如果预计可能发生渗透性漏失,可以在油基钻井液中加入0.5%~1.0% H-Seal、0.5%~1.5% HIFlex 150和1.0%~2.0%JHCarb150,换用100目振动筛布,以保证堵漏材料能有效地在井眼中循环,并每12 h补充0.5% HIFlex 150和1.0%JHCarb150,以预防渗透性漏失的发生;若发生漏速小于5 m3/h的轻微渗透性漏失,可适当降低钻井液密度和排量,在新钻开地层井壁上形成滤饼后,渗透性漏失会自然停止,然后恢复排量钻进;若渗透性漏失依然存在,则推荐在井浆中加入1.0%HIFlex150+0.5%H-Seal+2.0%JHCarb150,小排量循环,并观察钻井液有无渗漏,如无漏失,逐步提高排量,直至恢复正常钻进。

如果漏失控制效果不够理想,漏速持续大于5 m3/h,分析其原因,可能是地层裂缝较大,建议在井浆中加入大颗粒堵漏材料,在漏失持续时,起钻至安全井段,并保持钻具活动状态,以保证井下安全;配制20~40 m3随钻堵漏浆,在油基钻井液中加入3%~8%刚性堵漏剂(JHCarb150、JHCarb 250和JHCarb 1400)、2%~5%柔性堵漏剂(HIFlex150、HIFlex 250和HIFlex 2500) 与2%~5%弹性封堵剂H-Seal,将钻具下入至漏点以下50 m(若漏点在井底,则下入井底即可),替入上述堵漏浆;然后上提钻具至安全井段静止,灌浆观察井口液面;如继续漏失,可以调整堵漏材料比例继续进行堵漏,重复上述操作,直至漏失停止。

4.2 典型井例

油基钻井液随钻防漏堵漏体系已在涪陵页岩气田9个平台成功应用20多井次,主要用于易漏地层的防漏、裂缝性地层的堵漏和提高地层承压能力。笔者以3口井为例介绍随钻防漏堵漏体系的现场应用情况。

4.2.1 焦页44-3HF井

焦页44号平台共设计6口井,前期已钻3口井,水平段在采用油基钻井液钻进过程中均发生了漏速为5~15 m3/h的裂缝性漏失。结合地震资料预测结果可知,焦页44-3HF井水平段中、前段裂缝不发育,后段裂缝相对发育,预测漏点在A靶点(井深3 550.00 m)以后。为此,该井在钻至井深3 488.00 m(即预测漏点前)时在井浆中加入2.0%JHCarb150、1.0%HIFlex150和0.5% H-Seal,钻至井深3 700.00和3 982.00 m时分别补充加入2.0%JHCarb150、1.0%HIFlex150和0.5% H-Seal,该井顺利完钻未发生钻井液漏失。现场钻井液性能测试结果显示,加入堵漏材料前后油基钻井液的基本性能保持稳定,高温高压滤失量由3.6 mL降至3.4 mL,具有良好的抑制性和封堵性,能有效预防因地层裂缝或诱导缝而导致的钻井液漏失。

4.2.2 焦页17-4HF井

焦页17号平台的焦页17-2HF井在钻进志留系龙马溪组地层时发生了22次井漏,焦页17-3HF井在钻进层龙马溪组地层时共发生了9次漏失。统计分析认为,已钻井的漏失情况可以分为3种:1) 漏失层位未知(可能是老漏层,也可能是新漏层);2) 漏失时间不定(各种工况下均出现漏失);3) 漏速忽大忽小,对激动压力特别敏感。通过分析前面31次漏失后的堵漏情况可知,因细颗粒堵漏材料憋不进漏层,堵漏彻底成功的情况几乎为零。

为此,在焦页17-4HF井钻进过程中应用了随钻防漏堵漏体系。该井在采用油基钻井液钻进水平段时共发生了5次漏失:1) 在钻至井深3 314.73 m时发生了漏速21.0 m3/h的漏失,加入随钻堵漏材料HIFlex150、HIFlex250和JHCarb150各2 t,强钻至井深3 317.72 m后液面正常,判断为裂缝性漏失;2) 钻至井深3 436.65 m后发生了漏速3.3 m3/h的漏失,加入随钻堵漏材料HIFlex150、HIFlex250和JHCarb150各2 t,强钻至井深3 442.49 m后液面正常;3) 钻至井深4 163.91 m时发生了漏速8.0 m3/h的漏失,加入随钻堵漏材料HIFlex150、HIFlex250和JHCarb150各2 t,强钻至井深4 173.53 m后液面正常;4) 钻至井深4 287.33 m时又发生了漏速4.0 m3/h的漏失,强钻至井深4 309.33 m后液面正常;5) 继续钻至井深4 613.52 m时发生了漏速2.0 m3/h的漏失,加入随钻堵漏材料HIFlex150、HIFlex250和JHCarb150各2 t,强钻至井深4 660.01 m后液面正常,后无漏失情况,顺利钻至设计井深,完钻时油基钻井液密度为1.45 kg/L,且固井顺利。焦页17-4HF井堵漏作业效果表明,油基钻井液随钻防漏堵漏体系能很好地封堵裂缝,降低漏失量,减少堵漏时间。

4.2.3 焦页65-3HF井

焦页65-3HF井完钻井深5 955.00 m,完钻时油基钻井液密度1.39 kg/L,井底垂深3 696.00 m,鉴于该井三开钻进中在井深4 067.00,4 080.00,4 096.00,5 210.00和5 907.00 m处发生了不同程度的漏失,为保证下套管和固井作业顺利,下套管前需要采用随钻防漏堵漏体系对地层进行承压堵漏。

该井承压堵漏井段为3 660.00~5 955.00 m,配制堵漏浆110 m3,其中堵漏材料配方为3.0% JHcard150+2.0%HIFLEX250+3.0% H-Seal+3.0% JHCarb150+3.0%JHCarb250。下钻至井深5 955.00 m,循环一周,排量25~30 L/s,每10 min监测1次油基钻井液的密度,后分3次共注入100 m3堵漏浆,注配堵漏浆时多次活动钻具,注替完以后起钻至堵漏浆液面以上,逐步开泵至25~30 L/s循环无漏失。关井憋压,憋挤压力≥2.4 MPa,憋挤排量5~2 L/s,憋挤量≤6 m3,观察记录井口压力变化情况。憋挤压力达到3.2 MPa且30 min压力不下降,分2~3次泄压,并记录返吐情况。下钻至井底(井深5 955.00 m),循环筛除堵漏材料,循环钻井液至均匀后起钻。该井下套管顺利,且固井质量优良。

5 结论与建议

1) 研制了一种由硬质刚性颗粒、可变形柔性粒子和弹性颗粒组合而成的油基钻井液用随钻防漏堵漏体系,利用各组分间的协同作用封堵裂缝,形成坚硬牢固的低渗透率封堵层。

2) 室内试验结果表明,刚性堵漏剂JHCarb、变形颗粒HIFlex与弹性封堵剂H-Seal具有良好的惰性,与油基钻井液配伍性好,封堵宽度小于3.0 mm裂缝后的承压能力大于7 MPa。

3) 20井次的现场应用表明,随钻防漏堵漏技术能有效解决涪陵页岩气田焦石坝区块三开油基钻井液的漏失问题,不但能大幅降低漏失量,而且可以有效提高地层承压能力,从而提高固井质量。

4) 建议涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井在钻进至易漏地层前加入随钻堵漏材料,以预防漏失的发生;钻进漏失多发井段时,固井前应用随钻防漏堵漏体系进行承压堵漏,以提高地层承压能力,避免固井过程中发生漏失,保证固井作业顺利进行。

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文章信息

舒曼, 赵明琨, 许明标
SHU Man, ZHAO Mingkun, XU Mingbiao
涪陵页岩气田油基钻井液随钻堵漏技术
Plugging while Drilling Technology Using Oil-Based Drilling Fluid in Fuling Shale Gas Field
石油钻探技术, 2017, 45(3): 21-26.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(3): 21-26.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201703004

文章历史

收稿日期: 2016-08-23
改回日期: 2017-02-21

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