1 地质概况及井身结构
1.1 地质简况
垦东104井位于垦东102井79.65度方位2583.02m处,构造位置位于垦东凸起北部斜坡带垦东102东断块构造高部位。该井上部明化镇组地层主要以泥岩为主,,蒙脱石含量高、造浆能力强,易缩径、易泥包。目的层馆上段主要以砂岩和泥质粉砂岩为主,地层疏松、胶结性差、渗透性好、井壁易垮塌、易形成塑性泥饼。
1.2 井身结构
该井隔水使用∮660.4mmW121三牙轮钻头+∮914.4mm扩大器钻至82m,下入∮850 mm套管82m;一开表层∮444.5mm MP2三牙轮钻头钻至369.50m,下入∮339.73mm套管367.50m;二开∮241.30mmP273PDC钻头钻至1460m,下入Ф177.80 mm套管1458.22m,固井完钻。
2 “甲甙钻井液”工艺要求和配方
2.1 固控要求
(1)使用四级净化设备,振动筛2台,除砂器,除泥器1台,离心机1台。
(2)固控设备使用率: 振动筛100%,除砂器90%,除泥器80%,离心机间断使用。
(3)定期清除循环罐的沉砂。
(4)使用好粘度计、比重计等仪器及时测量钻井液性能,调整参数达到设计要求,提高钻井液携屑能力。
(5)其它:钻进中要保证各泥浆循环罐中的搅拌器连续运转;加料系统、循环系统工作正常,满足施工要求。
2.2 二开钻具组合
∮241.3mmP273M PDC Bit+∮197mm MOTOR×8.01m+∮177.8mmDC×9.03m+∮238mmSTAB×1.64m+∮177.8mmDC×71.09m+∮127mmDP
2.3 钻井液分段配方和性能
(1)82.00-997.00m井段:混浆+(20-25kg/m3) HXB-1+(20-25kg/m3) K-PAM-1+(20-30kg/m3)NAT-20。
钻井液密度:1.10g/cm3,粘度:30-40s,塑性粘度:13 mPa•s,屈服值:4Pa,滤失量小于5mL,含砂量:0.30%。
(2)997.00-1460.00m井段:混浆+(200kg/m3)MEG+(10kg/m3)SR-1+(2.5kg/m3)NaOH+(1kg/m3)XC。
钻井液密度:1.12g/cm3,粘度:40-44s,塑性粘度:13 mPa•s,屈服值:4Pa,滤失量小于5mL,含砂量:0.20%。
3 现场应用
(1)二开配浆在一开钻井液基础上调整钻井液,井深800m以前加入0.8%HXB-1和NAT-20聚合物胶液维护,充分利用四级固控设备,除去有害固相。
(2)井深800m后开始逐步加入MEG,在1200m前完全转化为MEG钻井液。
(3)油层段技术措施:在1320-1400m油层段,由于该井段胶结疏松,极易造成长段大肚子井眼,采用疏松地层钻井配套技术,降低排量20%,采取高粘高切钻井液参数,加入0.2%XC、0.5%SR-1处理,ρ1.10-1.15g/cm3,FV45-50s,APIFL<5ml。钻铤过油层后排量恢复正常,视井下情况适当降低粘切,确保井眼净化。
(4)电测通井循环时提高排量10-15%,充分利用固控设备,及时清除劣质固相,保持井眼清洁,钻井液的性能控制在ρ1.10-1.13g/cm3,FV40-50s,APIFL<5ml。在下套管前通井时,彻底把井眼循环、清洗干净,确保套管的顺利下入。
(5)油层套管下入后,固井前循环,钻井液性能调整至ρ1.10-1.12g/cm3,FV35-45s,APIFL<5ml,采用稀胶液降低粘切,充分循环洗井,以有效清除虚泥饼,保证固井水泥有效胶结,确保第二界面固井质量。
4 认识和建议
(1)KD104井钻井施工安全、钻速快,起下钻、电测、下套管均顺利完成,未出现井下复杂情况。电测结果显示,井径规则,扩大率小(油层段平均8.5%),完全符合甲方要求。(2)钻入油层段前钻井液调整为甲甙钻井液体系,性能达到设计要求,时间短,劳动量大,须进一步改进该钻井液体系海上施工的技术及钻井液配方。(3)井深1425-1480米出现大直径井眼。原因是当时的甲甙配入量不足,地层又含有少量砾石。说明用该钻井液体钻遇松散的地层时,需要保持甲甙配入量足够。(4)通过施工证明,甲甙钻井液具有一定的起泡性,但并未影响泥浆泵上水效率。(5)钻井液中加入MEG 40小时后出现生物降解变质发酵现象,须加入烧碱提高PH值进行维护。(6)KD104井试油日产量57吨,高出邻井1倍,取得良好的经济效益,具有广泛的推广前景。
参考文献
[1]王军义等.甲基葡萄糖甙钻井液抑制机理研究[J].天然气勘探与开发,2006,(3).
[2]王彬等.MEG水基钻井液的研究与应用[J].石油钻探技术,2005(3).