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丛式井组海水钻井液技术成功应用渤海油田

时间:2025-02-26 15:38 来源:2025年2月 作者:田永民 魏文生 渤海钻井一公司

老168 丛式井组作为中石化重点开发项目。该平台设计总井数 69 口,钻井类型采用定向井与水平井相结合的方式,主要开发层系为馆陶组。老 168 丛式井组所处区域距离陆地较远,受风暴潮影响,淡水供应面临较大困难。同时,该地区地层发育较为齐全,自下而上钻遇前第三系中生界、下第三系沙河街组、东营组及上第三系馆陶组、明化镇组、第四系平原组地层,绝大部分井只钻到馆陶上段。在这样的背景下,选择合适的钻井液技术成为确保项目顺利进行的关键。海水钻井液技术因其能够充分利用当地海水资源,减少淡水运输成本,成为老 168 丛式井组的理想选择。
 
海水钻井液技术难点
老 168 区域的海水矿化度较高,这给钻井液的维护处理带来了极大的挑战。老 168 工业用水矿化度数据分析显示,该区域海水中 K+、Na+含量为 8734.25mg/L,CL-含量高达17141.92mg/L,总矿化度达到27831.04mg/L。高矿化度的海水会影响钻井液的性能稳定性,增加了钻井液维护处理的难度。
本井在 300.00m 就开始造斜,井斜角达 66.92º。由于造斜点浅,岩屑在自重作用下下沉,容易形成岩屑床。同时,地层易造浆,遇水极易水化膨胀,地层胶结疏松,使得造斜稳斜较难控制,还容易出现键槽,这对钻井液的携岩和防塌性能提出了很高的要求。
老 168-斜10井设计水平位移长达 2129.42m,实际水平位移 2174m。如此长的水平位移使得岩屑上返路程漫长,需要钻井液具备良好的携岩能力,以确保岩屑能够顺利被携带到地面,避免岩屑在井内堆积,影响钻井作业的正常进行。
钻遇地层成岩性差,岩层疏松,这就要求钻井液必须具有良好的防塌能力,以维持井壁的稳定性,防止井眼扩大或井壁坍塌等问题的发生。
由于本井水平位移较长,岩屑如果控制、清理不及时,在斜井段施工中,砂层疏松、渗透性强,极易发生粘附卡钻的情况。而且井斜及水平位移大,会造成钻进中拖压、下钻托钻具等问题,因此对钻井液的润滑防卡性能提出了更高的要求。
海水钻井液材料优选及配方
为了选择合适的钻井液材料,室内利用老 168 海水及钠土配制基浆,并对三种抗盐降滤失剂和三种抗盐稀释剂进行了对比试验。室内药品对比选择详细记录了各种药品在实验浆中的性能表现,如 FV(漏斗粘度)、PV(塑性粘度)、YP(动切力)、API(失水量)等。通过对比分析,为后续的钻井液体系配方确定提供了科学依据。
根据材料优选的结果,确定了强抑制聚合物防塌润滑体系的配方。强抑制聚合物防塌润滑体系展示了该体系中各种药品的名称、代号及有效含量。其中包括土粉(4%)、纯碱(Na₂CO₃,0.6%)、烧碱(NaOH,0.3 - 0.5%)、高分子强力抑制剂(LS - YW,0.5 - 0.8%)、稀释剂(GHM,0.5 - 1%)、抗盐抗高温降滤失剂(KFT,1 - 1.5%)、抗复合盐(HQ - 6,1 - 1.5%)、白油润滑剂(4 - 6%)以及原油(10 - 12%)。这些材料相互配合,共同为钻井液提供了良好的性能。
 
技术应用情况
一开井段 20~761m,钻遇平原组、明化镇上部地层,面临砂岩易垮塌、泥岩易造浆缩径、定向井眼清洁及套管下入难等问题。为此采取以下措施:
开钻采用海水,浅层定向、小循环钻进。开钻前将高分子(ZH - 02)含量提至 0.5 - 0.7%,抑制造浆与分散,开钻后持续补充维持含量,结合海水抑制性增强整体抑制能力,利用四级净化设备控 MBT 在 55 - 60g/L。
钻进时保持钻井液低粘、切,保障井眼清洁与适当扩大率。每定向钻进 200m 或井斜达 30º 混入 10m³ 原油,并依进尺补充,提升润滑防卡性能。
采用双泵钻进保证泵排量,清洗井眼、携带钻屑,依磨阻及返砂情况短起下钻,减少岩屑床。钻完后加 HQ - 6、KFT、NaOH 降 FL≤8ml,调 PH = 9,起钻前在裸眼处封 2% 白油润滑剂与 2% 塑料球,确保表层套管安全下入 。
二开井段 761~1592m,钻遇明化镇组地层,存在泥岩膨胀缩径、砂岩冲蚀扩径、井斜键槽、摩阻扭矩大及岩屑床卡钻等难题。采取如下措施:
运用高分子与海水抑制地层造浆,以 120 目筛布的四级净化设备清除钻屑与劣质粘土,保持低粘切紊流钻进,控制 MBT 在 45 - 50g/L。采用双泵钻进,确保足够泵排量与上返速度,将钻屑带至地面,冲刷井壁保证清洁,维持一定扩大率。
紊流钻进时,降低滤失量、改善泥饼质量来稳固井壁。随井深和磨阻变化,使原油含量渐达 10 - 12%,保障润滑性能。
鉴于井斜角 66º,每钻进 150 - 200m 就短起下,长短结合,一次过新井眼、一次至表层套管内,破坏岩屑床。钻完井深降滤失量≤5ml,钻具起至表层套管,清井后在裸眼处封 2% 白油润滑剂起钻电测。下套管时再在裸眼处封白油、塑料球各 2% 。
三开井段为 1592~2808.45m,钻遇明化镇底部、馆陶组地层。由于井斜大,钻进中易拖压、下钻拖钻具,因此钻井液主要以润滑防卡、封堵防塌为主,同时做好油气层保护工作。具体措施如下:
随着井深、井斜角的增大,当原油含量达到 10 - 12% 时,根据磨阻情况补充 2 - 4% 白油润滑剂,确保钻井液的润滑性能,控制 MBT = 45 - 50g/L。每次起钻前要搞短程起下钻,测量循环周,确定油、气、水的上窜速度在安全范围内,方可起钻。
双保型纳米乳液具有良好的页岩抑制性能、润滑性能和储层保护特性,与体系配伍性强。进入油气层前 100 米调整钻井液性能,加入 KFT、HQ - 6 降低滤失量≤5ml,按 2% 加量投入纳米乳液。
完钻时加强大排量洗井,配合短起下钻,采用水平井工艺测井时封入 2% 白油润滑剂,下套管时再封入白油、塑料球各 2%,确保完井作业安全顺利。
技术应用有效
2022年以来,强抑制聚合物润滑防塌海水钻井液体系在老 168-斜10井的应用取得了显著效果。通过该体系的应用,不仅钻井速度快、周期短,平均建井周期比原来缩短15天,而且节约了大批淡水供应费用。采用该体系在老 168 井台共施工了 69 口井,均取得了良好的效果。同时,回收老浆在井台新开钻井中重复利用,取得了很好的经济效益。目前,该体系已在公司海油陆采井中全面推广。
    老 168 -斜10井钻井液体系的强抑制性,对软泥岩地层的分散造浆、井壁垮塌起到了良好的控制作用。在全井施工过程中,采用小循环钻进,钻井液性能稳定,为钻井作业的顺利进行提供了有力保障。
    选择原油配合白油润滑井壁,能够有效降低磨阻。原油和白油吸附在井壁上形成油膜,具有 “不糊砂” 的特点,使得起下钻过程顺利,减少了卡钻等事故的发生,提高了钻井效率。
纳米乳液与体系配伍性强,既能起到封堵作用,又具有良好的润滑性能。它能有效提高静切力和动切力到适当值,增强了钻井液的携岩能力,同时在油气层保护方面也发挥了重要作用,确保了油气层的开采效率和产量。
 
 
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