中原老区井壁稳定技术应用

中原老区井壁稳定技术应用技术发展部秦献民作者简介：秦献民，男。一九九四年毕业于中原石油学校钻井钻业。二零零六获中国石油大学本科学位。现为中原油田钻井二公司技术发展部钻井工艺室副主任。工程师。摘要：造成井壁失稳的原因是多方面的，主要可归结为力学因素，化学因素和工程技术因素。本文由理论结合2010年所钻井分析入手，进行了井壁稳定技术的研究。根据施工中遇到的问题，采取的措施，提出了关于油田老区井壁稳定技术的一些想法，利于提高油田老区钻井的速度和质量。关键词：中原油田老区井壁稳定力学因素和化学因素抑制性钻井过程中所钻遇的地层大部分由泥页岩构成，由于力学和化学等方面因素影响，井壁会发生不同程度的失稳现象，有的井眼失稳问题非常严重。这给钻井、固井等作业带来严重后果。因此，人们总是十分注意井眼失稳问题，采取各种防范措施来避免井眼失稳的发生，以提高钻井的速度和质量。井眼失稳的原因主要可归结为力学因素，化学因素和工程技术因素。井壁不稳定的实质是力学不稳定。力学因素引起井眼失稳的主要原因有负压差钻井和坍塌层压力异常。化学因素所引起的井眼失稳主要原因则是地层中粘土矿物的吸水膨胀与分散。坍塌层中的粘土矿物大多数由蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石、伊蒙混层、绿蒙混层构成，遇水后便会发生水化膨胀，其膨胀率可在极短时间内达到很大，从而引起井眼失稳。另外，钻井工程因素和钻井液处理方法也会造成井眼失稳。老区是近年来中原油田重点勘探的区块。钻井过程中井塌时有发生，严重影响了该地区勘探开发的速度和质量。为了解决井壁不稳定问题，还要求我工程技术人员做出许多研究工作，以解决井壁失稳问题。一、施工中遇到的问题中原油田东濮凹陷作为一个中新界陆相沉积的盆地，既有湖泊相沉积，也有河流相沉积，地层复杂。其主要垮塌井段如下：沙一上主要为灰、深灰色泥岩夹生物灰岩、泥灰岩、白云质泥岩、粉砂岩，易垮塌，井径极不规则。沙二上主要为紫红色、灰色泥岩与灰白色粉砂岩、细砂岩呈不等厚互层。沙二下主要为紫红色、棕红色泥岩与浅棕色粉砂岩互层。沙二上易垮塌，井径大；沙二下井径不规则。沙三1主要为灰色泥岩与浅灰色、灰白色粉砂岩不等厚互层，下部见页岩、油页岩；沙三2有盐剖面主要为灰白色盐岩、膏岩与深灰色含膏泥岩、页岩、泥质白云岩，无盐剖面主要为灰色、深灰色泥岩与浅灰色粉砂岩、页岩、泥质白云岩互层。易垮塌，井径不规则。东濮凹陷不同区块井壁失稳情况又各不相同，钻井施工中井壁不稳定现象还比较严重。从目前情况看，该地区钻井存在的问题有：一是井壁不稳定，所使用的钻井液体系少，突出表现为钻井液体系针对有的区块的抑制性差，井径扩大率大，导致井眼不规则，对测井和固井产生很大影响;二是为了平衡地层压力而提高钻井液密度，常常造成实际钻井液密度大于地层孔隙压力，压漏地层，造成井底压力下降而出现井塌或压死油气层，影响油气层的发现和保护，影响了勘探开发的速度和质量；三是因井下出水造成泥浆污染而加剧地层的不稳定。二、实施对策与技术措施2010年中原钻井二公司所钻井中出现井壁失稳影响正常钻进现象的井有两口，分别隶属于采油四厂的文72区块和采油二厂的濮城区块，现将出现现象及采取的技术措施分别表述如下：1、文72-429井位于东濮凹陷中央隆起带文留构造文72断块区北部。该区块地层压力系数高，上部地层吸水性好，造浆性强、沙二段剥落膨胀，引起垮塌掉块；下部污染水敏性好、易涌、易漏、压力不稳，钻进中压差大、污染、水敏性强、垮塌掉块，将同步出现，钻井液粘切的控制、流动性的调整，压差卡钻的预防，如何能协调满足井下需要是关键。该井设计井深：3520/3648m，实际钻达井深3648m，设计最高密度：1.77/1.95g/㎝3，实际密度1.90g/㎝3。全井最大井斜：43°×129°×3648m。该井设计层位井深如下：层位层位垂深m对应井深m钻井液密度g/cm3地层压力系数平原组3003001.03～1.081.05明化镇12001200馆陶组14501450～1.10东营组21802180～1.15沙一段上23102310～1.20下26202620沙二段上305030511.20～1.301.10～1.20下325032791.40～1.501.30～1.40沙三段上32803320中352036481.77～1.951.70～1.80下文72-429井于2010年08月18日第三次开钻（2630m~3648m）。转换泥浆为聚磺钾盐钻井液，该体系具有较强的抑制性、抗温性和稳定性；能够抑制泥、页岩的水化膨胀，保持井壁稳定和控制井径扩大率。根据设计要求，配泥浆100m3＋NaOH1000kg＋LV-CMC1000kg＋COP－HFL1000㎏＋PL1000㎏＋SMP2000kg＋CAS4000kg＋PMC4000kg＋KCL14000kg，替浆35m3。性能：1.45g/㎝3×56s、MBT18g/l、HTHP10mL.预防地层剥落掉块。钻进中为满足井下要求，密度始终走的上限，在井深2788m循环均匀后又混入原油9。76t，加入乳化剂SEA0.3﹪；各项指标十分稳定，这次转换较彻底，坂含、固相较低，剪切稀释性好；用NaOH.PL.SMP.PMC.KCL复配胶液精心维护，性能：1.60×50×3.6×0.2×0∕0×10。钻穿沙二下进入沙三上组井下掉块20℅，r:1.60—1.65g/㎝3之间性能稳定，掉块消失，起下钻畅通无阻，井下正常。该井有一个特点，钻井液密度加高一次（0.03-0.05），掉块消失一天，随着钻进一天掉块又增多，再加再控制，钻井液比重逐渐加至1.90g/㎝3。该井出技套不到100m后，钻时就逐渐减慢。H：3220m，显示井斜方位：26°×130°，钻时越来越慢，在短程起下钻时起不好起，下不好下，出口返出有大的掉块（如图1），严重威胁井下安全，从地面加如LV—CMC300㎏，把粘切提升到107，循环一周返出大量的掉块和细砂，经分析可能是粘切低携砂不好，建议再提粘切，后又加COP—HFL500㎏，T：165。性能：1.85*165*2.6*0.3*6/12*10。井下正常。在进入沙三中前把密度提升到1.90g/㎝3。复配胶液以SMP、KCL、CAS、PMC、PL为主，改善泥饼质量，保护井壁预防井漏，控制坂含固相抑制造浆，有着良好的热稳定性和流变性，润滑性和抑制性，及时了解性能的变化，满足悬浮携沙的要求。图1文72-429井实钻中掉块图：在井深2940m时，缓慢加入油保：GYB－I2000㎏，QS－Ⅱ4000㎏，更有利于发现和保护油气层，提前把中压、高温高压失水控制在最小范围内，满足井下要求。严格按照设计施工。提高机械钻速，减少对油气层侵泡时间。该井进入沙三中后，一天钻进20-30m，一天短起下一次（超过一天就会不好起），长短起相互结合。确保了井下安全。随着频繁的短起下清沙，充分净化清洁井底；2010年09月29日完钻：3648m。完钻性能：1.90×140×3×0.3×6∕10×10。起钻换三牙轮+双扶正器通井，配制封闭液30m3，原浆＋CGY1000㎏＋玻璃球700㎏。性能：1.90×130。替浆28m3，封至裸眼约1000m，电测顺利到底。数据下来后再测RFT、电测情况：配制封闭液46m3，原浆＋CGY9000㎏＋玻璃球700㎏。性能：1.90×120，由于密度高电测遇阻，后经商议加测MFT，电测顺利。电测顺利到底。压塞液3m3＋黄河Ⅱ号＋SMP＋HV－CMC各75。T：220。顶替液配置情况：原浆19.5m3＋黄河Ⅱ号400㎏＋SMP200㎏性能：1.75×94，加热90°后下T：94↓63，静止无沉淀无分层无增稠无变化。下套管顺利，固井、试压合格。于2010年10月09日顺利交井。2、濮75-1井位于濮城区块，该区块因长期产层注水，导致自沙二下地层开始出现地层压力异常。个别产层压力系数已达到1.55—1.70的惊人高度。给钻井施工造成的风险和难度越来越大。易发生井漏，从馆陶到沙三中都是易漏层。产层连通性好，易受到注水井的影响。同一裸眼内多套压力系统共存，为了平衡异常高压层而提高密度时，低压层极易发生漏失。产层抗破能力一般为1.50左右，钻进过程中涌和漏往往都是成对出现。濮75-1井设计层位井深如下：层位深度（m）钻井液密度（g/cm3）地层压力系数平原组3001.05～1.10明化镇12501.03～1.08馆陶组1460～1.10东营组2060～1.121.05沙一段2350～1.15沙二上2520～1.20沙二下2850～1.20沙三上32601.25～1.551.05～1.10沙三中1～535401.50～1.551.20沙三中6～736301.50～1.55沙三中8-1037001.50～1.55沙三下濮75-1井，三开后采用饱和盐水钻井液，该井钻至沙二后掉块增多，（如图2）采取了提高钻井液密度，增粘的措施，逐步由1.20g/㎝3提高至1.55g/㎝3，井下掉块得到控制。但在钻进中，井漏时有发生，该井共发生井漏7次，均为起钻静止+随钻堵漏剂堵漏成功。钻进至沙三中后掉块基本得到控制。井下恢复正常。图2濮75-1井返出掉块图三、实施效果文72-429井普通电测顺利到底。通井后配制封闭液46m3，原浆＋CGY9000㎏＋玻璃球700㎏。性能：1.90×120，加测MFT，电测顺利到底。双扶正器通井后顺利下套管，配压塞液3m3＋黄河Ⅱ号＋SMP＋HV－CMC各75。T：220。顶替液配置情况：原浆19.5m3＋黄河Ⅱ号400㎏＋SMP200㎏性能：1.75×94，加热90°后下T：94↓63，静止无沉淀无分层无增稠无变化。固井、试压合格。于2010年10月09日顺利交井。电测曲线井径图如下：（图3,4,5），我们可以发现该井在进入沙二下后井径明显增大，在进入沙三上后，井径得到一定的控制，但还是很大。图3文72-429井沙二下电测曲线井径图图4文72-429井沙三上电测曲线井径图图5文72-429井沙三中电测曲线井径图濮75-1井钻穿沙二进入沙三段后，按设计取芯35米，通过钻井液的处理，频繁的短起下清沙，下入川83取芯筒5趟，均一次到底，保证了取芯施工正常。该井钻至3762m完钻，通过短起下清沙，打入封闭液起钻电测。该井电测一次到底。该井电测曲线井径图如下（图6），我们通过对比两口井的井径图，会发现该井比文72-429井的井径控制的好。不论是沙二下，还是沙三上段。虽然该井井漏多次，但是该井很好的控制了井壁的稳定。图6濮75-1井电测曲线井径图四、结论造成井壁失稳的原因是多方面的，目前我们工作重点是以钻井液为主，工程技术为辅，而钻井液有以力学因素为主，化学因素为辅。本文分析了井壁失稳的类型和原因，并根据中原油田老区所钻井的情况，提出以下井壁稳定的几点认识：1、集成新技术，提高钻井速度。例如气体钻井就是以气体作为循环介质的钻井方式。由于该技术的循环介质为气体，就可以避免易水化地层坍塌问题，即解决了部分复杂井段的井壁失稳问题，另一方面也能大幅度提高了钻井速度；2、开展基于随钻技术的井壁失稳实时监测技术研究。井壁失稳随钻预测与监测是利用随钻测量数据或地面综合录井数据进行井壁失稳评价。该技术可为后续的井壁失稳预防和处理提供宝贵时间和基础数据，为避免出现井下复杂和事故提供了技术支撑；3、加强临井调研，确定合适的钻井液密度；可以调整钻井液密度，使井眼周围岩石地应力状态保持为原地应力状态或接近原地应力状态。因此，钻井液存在一个合理的密度范围，上限对应于破裂压力，下限对应于地层坍塌压力；4、地层粘土水化膨胀是井壁不稳定的主要原因，应优选抑制性强的防塌钻井液体系，采物理化学方法阻止或抑制地层的水化作用。钻遇易塌地层，防塌钻井液体系的选择应多样，不同的防塌钻井液体系针对不同的区块效果不同；5、在钻井液研发或优选方面，适当控制滤失量，加强抑制性研究。调整好钻井液性能，物理防塌和化学防塌并重，做到低失水、高矿化度、高滤液粘度、适当密度和粘度，有效地控制钻井液中自由水向地层渗透，严禁负压钻进。钻入易塌层段前，按泥浆设计要求一次性加入防塌剂，含量