抗高温水包油钻井液的研究与应用(2)

表8　水包油钻井液页岩抑制性

钻井液组成

清水

油水比4ζ6钻井液油水比6ζ4钻井液

一次页岩回收率

/%1.0550.164.05

不同油水比的水包油钻井液密度和流变性能性

能见表5。由表5实验结果可见形成的水包油钻井液

3

密度最低可达0.89g/cm,流变性良好,滤失量低。

表5　各油水比水包油钻井液性能

油水比

7ζ36ζ45ζ54ζ63ζ7

相对回收率

/%097.998.4

ρ

/g cm

-3

PV/mPa s25～4020～3515～3515～3010～30

YP/Pa7～155～155～103～73～7

FL/ml4～64～64～64～64～6

0.890.910.930.950.97

二、现场应用

1.达2井的应用

达2井设计井深4200m,以 311.2mm技术套

管下至3494.89m封上部地层,三开目的层白垩系井段预计地层压力系数0.96,井底温度约160℃,采

3

用密度0.90g/cm的水包柴油钻井液进行欠平衡钻井。该井实钻钻井液性能为:密度0.89～1.05g/3

cm、漏斗黏度56～80s、塑性黏度22～30mPa s、动

根据以上试验结果及水包油钻井液特点,配制

油水比6ζ4的水包油钻井液,评价了水包油钻井液抗原油、天然气污染、页岩回收率等实验。

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切力6～10Pa、初切/终切2Pa/2.5Pa、API滤失量3～4ml、pH10～12。

钻井过程中,钻井液经受住了较强的地层水侵和CO2污染考验,表现出较高的现场适应性。钻进至井深3607m,地层出CO2气体,钻井液HCO3含量达12.204×10mg/L,地层压力系数为1.12,远大于设计地层压力系数,钻井液气侵严重,通过补充稀胶液、辅助乳化剂调整黏度、加强排气,以石灰粉清除CO2,以低pH值控制CO2在钻井液中的溶解,同时适当提高钻井液密度以减小欠压值等措施,较好地稳定了钻井液性能。钻井液CO2污染前后及处理后性能见表9。

表9　CO2项目污染前污染后处理后

ρ

/g cm

-3

ml、pH10～11。

-

文23-40井钻井中钻井液携砂能力强、密度稳

定、乳化良好、机械钻速快,文23-40井应用井段平均钻时12.62min/m、机械钻速同比提高60.7%,钻井液润滑性好,井下安全,无漏失现象,起下钻正常,完井作业顺利。钻井液防塌抑制性能良好,完井电测井径曲线见图1。

3

V/6310460

/Pa2/2.54/92/2

FL/ml3.23.84

0.910.850.94

文23-40井四开采用 149.7mm偏心钻头,钻头理论扩眼直径为169.86mm,四开井段实际平均井径为166.88mm。由图1可见3200m前实测井径与理论扩眼井径基本一致,3200m后随钻井进尺增加,钻头的扩眼率逐渐降低,井径逐渐变小,但仍比较规则。3.部18井的应用

井深3620m地层出水,出水量1.3m/h,调整

3

密度逐步增加至1.11g/cm,此后根据欠平衡需要又降低密度至1.04g/cm,在调整密度过程中钻井液性能良好、乳化稳定。

该井钻井液性能便于调节,能够满足各种工况钻井需要,较好地满足了欠平衡钻井工程需要,机械钻速同比提高26.7%。2.文23-40井的应用

文23-40井和部18井水包油钻井液应用层段为中原油田东濮凹陷中央隆起带中生界地层。该地层属于裂缝性低压储层,预计地层压力系数0.96～1,邻井部17井在该井段发生严重井漏,未钻达设计井深。

根据钻井地质要求,文23-40井以 311.1mm技术套管2200m挂 215.9mm尾管至3070m,封

3

上部地层,四开采用采用密度0.96～0.98g/cm的水包白油钻井液体系实施近平衡钻井,该钻井液体系荧光级别<6级,不影响地质录井。水包白油钻井液应用井段为3070～3400m。

钻井液配方为:4%膨润土+0.4%NaOH+0.4%PAMS601+0.5%LV-CMC+4.5%TS-2+0.7%ZR-1+1.5%FR-3+30%白油。

实钻钻井液性能为漏斗黏度63～85s、密度0.96～0.98g/cm、塑性黏度29～37mPa

s、动切力5～8Pa、初切/终切1～3/4～8Pa、API滤失量3～4

3

3

3

部18井水包油钻井液应用层段与文23-40井相同,中生界井段采用水包白油钻井液体系,以 330mm技术套管2260m挂 241.3mm尾管至

3683m,封上部地层,水包白油钻井液应用井段为3683～3950m,因尾管以上技术套管环空较大,为了保证钻井液携砂能力,四开水包油钻井液采用了较高的黏切。钻井过程中钻井液性能为漏斗黏度83～120s、密度0.96～0.97g/cm、塑性黏度34～50mPa s、动切力6～20Pa、初切/终切2～8/4～12Pa、API滤失量2.5～5ml、pH10～11。

3

钻井中钻井液性能稳定,井下安全,机械钻速同比提高36.4%,电测、下套管一次成功,完井电测井径曲线见图2。

部18井四开采用 152.4mm钻头,四开井段平均井径为154mm,全井段井径比较规则,井径扩大率1.05%,对比井文古3井中生界井径曲线见图3。文古3井中生界平均井径为244.7mm,井径扩大率13.35%,部分井径规则性较差。文23-40井和部18井的井径情况说明使用的水包油钻井液体系具有比较强防塌抑制能力。

(下转第105页)

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m,钻塞至喇叭口试压15MPa,稳压30min,压力下降,声幅(2)本井 127mm尾管固井实际从修井就已开始,修井

测井,水泥胶结质量解释见表2。后钻塞完,经压裂酸化,现已投入生产,不再产水,固井质量合格。

表2　水泥环胶结质量

井段/m

5054～5010

过程中就应考虑配合固井问题,如压井、钻井液性能、扩眼、刮管等。

(3)必须针对固井的难点、重点问题,采取相应的技术措

施,优选水泥浆体系。

评价优质合格优质合格合格

段长/m

441492527

相对幅度/%

0～1510～500～1010～4510～50

(4)套管接箍与井壁间隙太小,建议最好使用无节箍套

管

。

(5)本井既要防气窜,又要防水侵,应综合考虑,才能保

～4996～4987～4962～4935

证固井质量和固井成功。

.J].,2003.

从表2可以得出,固井质量优质率44.5%,合格率

100%,尤其是水层与气层间隔段13.10m,[2.[M].北京:石油工业出版

社[].固井液设计及应用[M].北京:石油工业出版社,2002.

(编辑:黄晓川)

鞋处的固井质量优,完全封住了水层,重新开采的需要。

五(1)尾管段长短,各种量小而精,要求精确施工。(上接第99页)

三、结论

(1)研究的主辅乳化剂及乳化稳定剂抗温能力

强、乳化状态好,有效地克服了水包油乳化体系的乳

化稳定性和泡沫抑制性的矛盾,与优选的钻井液增黏剂、降滤失剂、高温稳定剂具有良好的配伍性。

(2)形成的水包白油和水包柴油钻井液体系具有良好的流变性及高温热稳定性,密度在0.89～0.99g/cm之间可调,体系抗温达到180℃。

(3)现场应用表明研究的水包油钻井液体系抗

3

温性能良好。在地层水侵、CO2污染、频繁密度调整的过程中,钻井液性能稳定、流变性好、具有较强的井壁稳定能力,机械钻速同比明显提高,较好地配合了近平衡和欠平衡钻井施工,有利于发现和保护油气层。

参考文献

[1]马勇,崔茂荣,孙少亮.水包油钻井液国内研究应用进

展[J].断块油气田, …… 此处隐藏：3727字，全部文档内容请下载后查看。喜欢就下载吧 ……