程常修 李朝川 姚先榮 吳凱彬 林兆勇 李朝凱 彭寬軍 王清

川慶鉆探工程公司川西鉆探公司

川中地區(qū)蓬萊1井超高壓氣水層的安全鉆井技術

程常修 李朝川 姚先榮 吳凱彬 林兆勇 李朝凱 彭寬軍 王清

川慶鉆探工程公司川西鉆探公司

川中地區(qū)蓬萊1井在第四次開鉆鉆進過程中,用密度1.97 g/cm3的鉆井液鉆至下三疊統嘉陵江組嘉二段,遇高壓氣水顯示,用密度2.14 g/cm3鉆井液壓井后仍不能平衡,將鉆井液密度逐步加重至2.55 g/cm3。由此導致了在鉆進過程中泵壓高、易粘卡、鉆井液性能維護難等問題,同時還出現了起鉆灌鉆井液困難、溢流、不能正常起下鉆等井控問題。針對這些難題,在試驗探索的基礎上,采用HHH塞封隔技術、超高鉆井液密度維護技術、特高壓井控技術和加重鉆井液防粘附卡鉆等技術,最終安全順利地完成了這口超高壓井的鉆井工作,并獲得高產油氣流,取得了超高鉆井液密度情況下的鉆井經驗。

深井 超深井 密度 鉆井液 鉆井技術 四川 中

四川盆地川中地區(qū)蓬萊構造鉆井較多,鉆井時間較早,但多為20世紀60年代完成的井,且都未鉆達下三疊統嘉陵江組地層,所以對嘉陵江組的儲層特征等還存在認識上的不足。蓬萊1井是蓬萊構造上的一口風險預探井,井型為直井,設計井深3 970 m,目的層為須家河組、雷口坡組、嘉陵江組。蓬萊1井于2009年8月26日用`444.5 mm鉆頭開鉆。2009年11月6日下入`177.8 mm油層套管至井深3 721.45 m,層位為嘉陵江組。2009年11月12日用`152.4 mm鉆頭、密度為1.97 g/cm3的聚磺鉆井液(設計鉆井液密度為1.97～2.05 g/cm3)第四次開鉆。2009年11月13日鉆至井深3 759.08 m,層位為嘉二段,見氣顯示,并發(fā)生溢流,后用密度為2.14 g/cm3鉆井液壓井。

1 鉆井中出現的問題

1)壓井后,因一直不能實現井內平衡,鉆井液密度分7次逐步由2.14 g/cm3加重至2.46 g/cm3后,井下基本平衡,恢復鉆進。

2)2009年11月24日用密度2.46 g/cm3的鉆井液,鉆至井深3 938.00 m,決定完鉆。為了井控安全,后將鉆井液密度由2.46 g/cm3加重至2.48 g/cm3進行電測。由于電測時間較長,出于安全考慮,電測中途通井循環(huán)后效強烈,關井排后效中發(fā)生卡鉆。解卡后循環(huán)正常,準備起鉆。從起鉆開始,就一直灌不進去鉆井液,鉆井液池液面不降反升,起鉆中途發(fā)展為溢流,井涌,被迫強行下鉆(包括關球型防噴器,搶下鉆),控壓循環(huán),將鉆井液密度加重至2.52 g/cm3,直至循環(huán)正常。起鉆前,兩次短起下鉆,都出現鉆井液灌不進的情況,無法起鉆。后將密度提高至2.55 g/cm3后,循環(huán)時又發(fā)生井漏,出現了比較嚴重的復雜情況。

2 原因和難點分析

2.1 對井下不穩(wěn)定的原因分析

為何將鉆井液密度提至2.52 g/cm3后,在循環(huán)時井下平穩(wěn),短起下鉆時鉆井液卻灌不進去,泵停后不斷流,循環(huán)后效嚴重這一情況?分析認為,可能該井在使用超高密度鉆井液后井下出現壓裂性漏失,幾次起下鉆波動,引起后效,井漏,又使井下產層通道更加通暢,產層更加活躍。高密度、高黏切鉆井液循環(huán)壓力較高,在循環(huán)時,當量鉆井液密度可以平衡地層壓力,故循環(huán)時表現為井下平穩(wěn)。當停止循環(huán)后,循環(huán)壓力消失,加上起鉆時的抽汲作用,井內失去平衡,流體隨即流入井筒,導致出現灌不進鉆井液等復雜情況。

2.2 鉆井液處理的難點

該井超高鉆井液維護處理的主要難點是,因固相含量太高導致的流變性、潤滑性及失水造壁性之間矛盾難以協調,在面臨鹽水浸污染的同時,要完成取心鉆進、穿越嘉二段石膏層等作業(yè),鉆井液性能維護處理難度很大,主要體現在,超高鉆井液維持優(yōu)良流變性及抗高溫能力難度大;超高密度鉆井液保持良好潤滑性能難度大;含氣水層對鉆井液性能造成反復破壞;平衡地層壓力的密度“窗口”窄,要求對鉆井液維護處理更加精細[1-2]。

3 采取的措施與對策

3.1 采用HHH塞封隔技術

在鉆井液密度因井漏不能再進一步上提的情況,為了實現井內平衡,必須堵塞產層通道。考慮到施工風險和保護產層,不宜打水泥封堵,決定采用可解堵的HHH塞進行封堵[3-14]。第一次注入濃度為40%的HHH漿,推入地層8 m3,堵漏后,將密度調高至2.49 g/cm3,循環(huán)時井內平衡,不漏,全烴值較低。但短起時仍然灌不進去鉆井液,后下鉆循環(huán),后效強烈,并且發(fā)現有鹽水侵。于是決定再注入 HHH漿封堵氣水通道,以便進行下步作業(yè)。第二次再注入濃度40%的HHH漿,推入地層11 m3,關井候堵后,循環(huán)正常,短起下鉆灌鉆井液正常,到底循環(huán),后效可控,達到了封堵氣水通道,具備安全起鉆的條件。

3.2 鉆井液維護處理

該井超高鉆井液維護處理的重點是,維持鉆井液優(yōu)良流變性及抗溫能力。該井用重晶石加重,鉆井液中固相與液相體積比達1∶1,鉆井液流變性迅速惡化。使用密度2.48～2.52 g/cm3的鉆井液取心、穿越嘉二段石膏層,還要滿足井下100℃(電測井底溫度103℃)的抗溫及抗污染能力,其流變性控制矛盾更加突出?，F場通過嚴格控制膨潤土含量小于等于10 g/ L,加入一定濃度 H TX堿液進行處理等措施,取得了較為理想的效果。

3.2.1 保持鉆井液的良好潤滑性

由于鉆井液固相含量太高,導致內摩擦力快速上升,潤滑性能急劇惡化,摩擦系數測定值由加重前的0.11上升至加重后的0.16。壓井后,通過向鉆井液中加入潤滑劑并逐步混入柴油,潤滑性能得到了顯著改善,摩擦系數測定值恢復至0.11,起鉆摩阻顯著減小。由于混油時,鉆井液黏切上升較快,現場以高濃度H TX堿液進行預處理,同時按比例加重以恢復井內鉆井液密度,減少鉆井液其他性能的大幅波動,保證了鉆進及取心作業(yè)時井下安全。

3.2.2 改善濾餅質量

超高密度鉆井液因固相含量高,H THP濾餅相對較厚,在高壓差情況下更容易發(fā)生壓差卡鉆;同時由于地層水的侵入,使受污染井段的鉆井液濾失量大大上升,在污染嚴重時鉆井液API失水達13 mL,濾餅質量變差,極易導致壓差卡鉆?，F場以抗鹽膏侵效果好的降濾失劑SM P-Ⅱ、RSTF等為主處理,取得了良好效果,鉆井液API失水快速降至4 m L以內,90℃H THP失水控制在14 mL以內,濾餅厚度小于等于3 mm,濾餅韌度顯著加強,濾餅質量得到顯著改善。

3.2.3 提高鉆井液的抗污染性能

由于每次起鉆(包括短起下鉆)地層水都不同程度侵入井筒,對鉆井液產生嚴重影響。現場通過密切監(jiān)測循環(huán)周性能,及時將受污染的鉆井液排放或隔開,起鉆前盡可能下調鉆井液黏切以降低抽汲壓力,減少地層水進入井筒的數量,并在裸眼段打入含過量的抗鹽、抗高溫降濾失劑及油含量為10%的“封閉液”,以緩解地層水對鉆井液性能的破壞程度。

3.3 井控工作慎之又慎

該井屬于異常高壓,井控的難度和風險更大,工作必須慎之又慎。發(fā)生溢流后立即用密度2.14 g/cm3的鉆井液壓井。為了實現井內平衡,調整壓井鉆井液密度時,為了避免出現井漏,采取了比較穩(wěn)妥的辦法,分7次逐步將鉆井液密度調整為2.14～2.46 g/cm3,建立起井內平衡。每次起鉆前,都進行短程起下鉆。每次起鉆包括短起下鉆,對后效的觀察和處理都格外仔細認真。在出現起鉆困難復雜情況后,經過3次短起下鉆,調整鉆井液性能,兩次打HHH漿封堵,確認確實具備安全起鉆的條件后,才正式起鉆。

3.4 加重鉆井液防卡技術

該井在超高鉆井液密度、長段石膏層縮徑、小井眼多重不利條件下,發(fā)生壓差粘附卡鉆的可能性相當大,此前在密度較低時,就曾發(fā)生粘卡2次。為此,壓井后,起鉆將光鉆鋌換成螺旋鉆鋌,以減少鉆具與井壁的接觸面積;優(yōu)化鉆井液性能,在鉆井液中加混柴油及潤滑劑,調整鉆井液性能,減小摩阻;強化管理,精細化操作,盡最大可能減少鉆具在井內的靜止時間。通過這些措施,在壓井后的鉆進和其他作業(yè)過程中,都沒有發(fā)生壓差粘附卡鉆。

4 結論與認識

在噴漏頻繁,鉆井液密度“窗口”較窄的超高壓產層,考慮到注水泥封堵的風險及保護儲層的需要,使用可解堵的HHH塞進行臨時封堵,證明是一條可行的好方法。超高密度鉆井液處理與維護難度和重點,在于維持鉆井液優(yōu)良的流變性和良好潤滑性,雖然難度較大,通過努力是可以實現的。使用超高密度鉆井液的風險和防范重點,應是規(guī)避井控風險和防粘卡,只要措施得當,操作上更加嚴細謹慎仍然是可以實現安全鉆井的。

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Safe drilling technology for high pressure water-bearing gas zones in the well Penglai-1,central Sichuan Basin

Cheng Chang xiu,Li Chao chuan,Yao Xian rong,Wu Kai bin,Lin Z hao yong,Li Chao kai,Peng Kuan jun,Wang Qing
(Chuan xi Dril ling Company,Chuan qing Drilling Enginee ring Co.,Ltd.,CN PC,Cheng du,Si chuan 610051,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 7,pp.62-64,7/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

High p ressure water-gas indication was observed during the fourth spud-in of drilling the well Penglia-1 at the central Sichuan Basin,w hen drilling came to the second member of the Jialingjiang Fo rmation of the Lower Triassic w ith the 1.97 g/cm3drilling fluid.Then the 2.14 g/cm3drilling fluid was used to kill the well without avail,so the density of the fluid was increased up to 2.55 g/cm3.However,this resulted in great difficulties in well control,such as a high pump p ressure during drilling,sticking potential and hard drilling fluid maintenance,as well as hard feeding of drilling fluid during tripping out,overflow s and no smooth trips,etc.Through investigation and tests,many technicalmeasures like HHH p lug isolation,special maintenance techniques for super-high-density drilling fluid,well control under super-high p ressure and weighted drilling fluids,were p resented and tried out w ith success in this super-high p ressure wellw ith a high p roductivity of oil and gas.This success isof great value in p roviding good drilling experiences in drilling wells w ith such super-high density drilling fluid.

deep well,ultra-deep well,density,drilling fluid,drilling technology,Sichuan,central

中國石油天然氣集團公司科研項目“氣體/欠平衡鉆井新技術研究”(編號:07G2030206)。

程常修,1942年生,教授級高級工程師;長期從事深井、復雜井鉆井技術工作,現為高級鉆井技術顧問。地址: (610051)四川省成都市泰安街1號。電話:(028)86012691。E-mail:ccx42@163.com

程常修等.川中地區(qū)蓬萊1井超高壓氣水層的安全鉆井技術.天然氣工業(yè),2010,30(7):62-64.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.017

2010-04-27 編輯 鐘水清)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.07.017

Cheng Changxiu,p rofesso r of senio r engineer,born in 1942,has been engaged in drilling of deep wells and complex wells during all these years.He is now a senio r drilling consultant.

Add:No.1,Tai’an Street,Chengdu,Sichuan 610051,P.R.China

Tel:+86-28-8601 2691E-mail:ccx42@163.com