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AD401-7定向井卡钻复杂事故的处理及分析

发布时间:2018年06月15日
来源:探矿工程在线 作者:魏纳,李蜀涛,陈亮,等

摘要:AD401-7井属于吐哈盆地鲁克沁油田AD-I块构造。该区块在勘探开发初期极少出现因坍塌而发生的卡钻事故,AD401-7井身结构设计时参考的是前期地质勘探资料和邻井数据资料,未考虑到钻井过程中出现煤层夹层情况,原有设计该井段易导致井壁不稳所以实际钻井过程中发生了卡钻事故。本文通过对AD401-7井卡钻事故的研究,从地质因素,物理化因素工艺因素几方面,深入分析了该井发生坍塌卡钻可能存在的原因及机理,并对这些原因导致的卡钻事故提出了针对性的预防措施和处理方法。

关键词:定向钻井;卡钻事故;井壁坍塌 


引用格式:魏纳,李蜀涛,陈亮,等. AD401-7井定向井卡钻复杂事故的处理及分析[J].探矿工程(岩土钻掘工程),201845(4):10-16.


1 概述

AD401-7井是吐哈油田采用ZJ-50钻机完钻的一口采油定向井,属吐哈盆地鲁克沁油田AD-I块构造。设计垂深3172.5 m,靶点A设计垂深3036.37 m,该井的实际垂深3172.71 m,靶点A垂深3063.44 m。造斜点井深2237 m,井底水平位移56.76 m,闭合方位69.48°,闭合位移56.76 m,靶点A水平位移50.71 m,最大井斜角3.95°,对应井深2325 m,最大狗腿” 1.88°,对应井深2275 m。分段水平位移62.86 m,造斜率3°/25 m

AD401-7井钻井周期34.17 d,建井周期42.55 d

该井在实际过程中,由于复杂的地质情况,地层预测不准等原因,钻遇夹煤层泥页岩时发生井壁坍塌卡钻等复杂情况。现场采用井下精确定位、爆破松扣连接井下震击器、反复震击解卡等方法,成功地解决了卡钻后的复杂情况


2 AD401-7井基本情况

2.1 井身结构设计

AD401-7结构设计、定向井水平投影、定向井垂直投影分别见1~3

 

1 AD401-7井井身结构设计

 

2 定向井水平投影图

 

3 定向井垂直投影图

2.2 井身剖面设计

1AD401-7剖面设计参数

1 井身剖面设计

 

2.3 当前井内钻具组合

Φ241 mm PDC钻头 + Φ197 mm螺杆(1.25°+ Φ238 mm扶正器 + 回压阀 + Φ178 mm无磁钻铤×1+ MWD悬挂接头 + Φ178 mm钻铤×6根 +Φ127 mm加重钻杆×11+ Φ127 mm钻杆

2.4 钻井液性能

密度1.15 g/cm3粘度70 s,失水量4.4 mL,含砂量0.2%pH9.0/终切4/10 Pa,塑性粘度22 mPa·s,动切力13 Pa。

2.5 钻进参数

钻压60~80 kN,转速70 r/min,排量38 L/s,泵压18 MPa


3 卡钻经过及处理

3.1 卡钻经过

2017464:30复合钻进至2873 m,转盘扭矩由1~4 kN·m异常升高至3~5 kN·m且有继续上升趋势,停转盘上提活动钻具,原悬重900 kN上提至1200 kN下放至600 kN,启动转盘打倒车,发生卡钻。

3.2 事故处理

3.2.1 大吨位活动钻具

2017464:3023:00大吨位活动钻具,最大上提至1800 kN,最大下压至200 kN;上提至1300 kN,下放钻具至悬重400 kN,活动钻具无解卡迹象。

3.2.2 泡解卡剂

配解卡剂15 m3(密度1.19 g/cm3,粘度64 s),配方:7 m3柴油+1.2 t WFA-1+5.5 m3清水+6 t重晶石粉+0.6 tT解卡剂。

2017470:00打入解卡剂12 m3,替泥浆19 m3到位。至2017483:00泡解卡剂,间歇顶通,并采取活动钻具辅助解卡,未见解卡迹象。

3.2.3 爆炸松扣、震击解卡

2017483005:00替出解卡剂,封闭2573~2873 m井段。

测卡点后,根据MWD工具托盘位置,选择MWD以上一根钻铤母扣作为松扣位置,深度2843.94 m

15:00炸药下至预定位置,一次爆炸松扣成功。

2017494:00起钻完井内落鱼总长29.06 m鱼顶”2843.94 m

11:30下震击器至鱼顶以上0.3 m

11:45小排量冲洗鱼头一次对扣成功。

13:45循环,排量30 L/s,泵压17.5 MPa

15:45震击,下放至700 kN复位(当前钻具悬重820kN),上提钻具从1340 kN逐步增加到1700 kN,反复震击100余次,成功解卡,悬重恢复至870 kN,事故解除。

2017464:30发生卡钻,至4915:45事故解除,共计损失时间83.25 h


4 卡钻原因分析

4.1 地质方面原因

影响岩石稳定性的主要因素矿物成分、初始地应力地层构造,岩石自身的性质以及来自泥页岩孔隙中的异常压力等,地层中任意一点的岩石都受到来自各个方向的应力作用,为了方便分析,可把它分解为三轴向应力(图4),上覆岩层压力最大水平应力最小水平应力根据垂直主应力 和两个水平应力之间的关系地应力可以分为三种地应力类型(图5正常地应力( )、走滑地应力(反转地应力(。 

 

4 地应力分布图

 

5 地应力类型的划分图

结合已有的地质调查资料分析,该井的地应力属正常地应力该井在定向井段井壁的稳定性比直井段井壁稳定性要差,该井在定向井段更容易出现井壁坍塌。

该区块在侏罗纪中统J1组(2824~3165m)的岩石组成是灰色砂岩、砂砾岩与灰色泥岩互层,夹薄煤层,且所夹薄煤层为破碎带,地层较为破碎,松散易坍塌。自卡钻后,振动筛处可见较大块煤层碎屑,通过测卡点可以初步判断卡点在井底段,综合分析可以判断该段卡钻为井底坍塌卡钻。

4.2 物理化学方面原因

4.2.1 正压差作用下的低渗透

泥页岩地层具有超低渗透层性质,可以作为油气藏“生”“储”“盖”盖层存在。从图6可以看出1)随着钻进液与泥页岩水化的时间逐渐增加,钻井液滤液会在正压差作用下,由井筒周边区域逐渐侵入泥页岩内部,引起泥页岩地层孔隙压力和水浓度均降低;(2)地层与井筒距离越远,孔隙压力减低速率越慢;(3即使泥页岩具有低渗透性性质,但是,水化作用对井壁稳定性的影响依然很大。

 

6 泥页岩压力穿透

在钻井的过程中,井筒近井壁带会形成压降漏斗,这种压降形成,会降低钻井液本身的压力对井壁形成的支撑作用,近井壁带的孔隙压力因此而增加,孔隙压力增加又会导致岩石内部的压力增加并把这种压力叠加地层坍塌压力,容易导致井壁不稳定。

4.2.2 化学势的运移作用

钻井液往地层孔隙侵入的过程中,流动运移动力除了压差之外,还有钻井液滤液与孔隙原有地层流体各组分之间存在的化学势差。AD401-7井在实际钻井过程,钻井液中各组分化学比地层孔隙流体中的化学势要,所以钻井液能够不断浸入地层孔隙,并向泥页岩内部运移引起地层泥页岩孔隙压力进一步降低从图7~8可以看出,相同的时间下,考虑扩散电势的情况下的孔隙压力比不考虑扩散电势情况孔隙压力同样,考虑扩散电势的情况下的井筒周向应力和径向应力比不考虑扩散电势情况的井筒周向应力和径向应力;两者都是随着井筒与地层距离的增加而逐渐降低,最后趋于平稳。

 

7 考虑与不考虑扩散电势计算的孔隙压力剖面对比


 

a

 

b

8 考虑与不考虑扩散电势计算的周向应力(a)和径向应力(b

4.2.3 毛管力的影响作用

泥页岩中,由于地质沉积作用泥页岩形成后会存在很多的层面和理,在应力的作用下容易发生断裂,形成许多的微细裂纹,这些断裂区域产生为地层水储集提供了良好的储集空间,就是所谓的毛细管通道。当钻井液与泥页岩地层水发生接触时,界面张力的作用下,地层毛细管中的流体会发生运移运移的方向主要由存在于毛细管道的流体界面张力的合力方向,而这个方向AD401-7中指向地层方向,并作为主要的驱动力驱动钻井液不断地层内部运移容易导致泥页岩进一步发生水化膨胀,最终发生物理崩解;其中,多孔岩石更容易因此发生崩解。通常情况下,即使井筒钻井液液柱压力与地层孔隙流体的压差为负压差,钻井液也会在毛管力的作用下地层内部运移,这在采用平衡压力法钻井中会加速钻井液水侵速度,见图9,随着钻井时间的增加,地层孔隙压力逐渐减小,水相侵入深度不断增加,井壁越容易发生坍塌。

 

9 负压差下含气页岩水驱情况

4.3 井工艺方面的影响

4.3.1 环空钻井液液柱压力与地层压力不平衡

常规钻井过程中,通常平衡地层孔隙流体压力的方法是改变钻井液密度,而且钻井液密度通常随钻井井深的增加而增大但是,单一的提高钻井液密度是一把双刃剑一方面,提高钻井液密度增大钻井液液柱压力对井壁的支撑作用;另一方面过高的环空钻井液液柱压力容易引起钻井液进入地层速率加快,导致地层孔隙压力增加,增大粘土水化面积和水化作用,降低使其稳定的正压力。

结合AD401-7井实际测井录井资料及相应的压力梯度计算模型,可以得出其上覆压力梯度,孔隙压力梯度以及实际钻井液密度剖面图(图10),从图中可以看出,鲁克沁油田AD-I块构造上覆地层压力随井深的增加逐渐增加,孔隙压力梯度随井深的增加出现上下浮动的情况,但是整体呈上升趋势,该井所钻遇岩层过程中暂时未出现异常高压地层。

 

10 上覆岩层压力梯度和孔隙压力梯度剖面图

特别注意的是,坍塌井段在2873m附近,其上覆岩层压力当量密度是3.32g/cm3,孔隙压力梯度当量密度是1.14~1.19 g/cm3,而由于该井段已经接近储层,为保护油气层,采用聚磺钻井液密度1.15g/cm3钻井液无法平衡地层压力,容易引起井壁坍塌,从而导致卡钻事故发生。

4.3.2 井斜与方位的影响

相对于直井段而言,该井发生井壁坍塌井段是处于斜井段,斜井段的井壁稳定性与其方位角有紧密的关系,最大水平主应力方向井壁稳定性最弱;反之,在最小水平应力方向最大水平应力最小水平应力中分线方向上,井壁稳定性最强

4.3.3 钻具组合对井壁稳定的影响

AD401-7,在钻井过程中,为保持眼稳斜钻进钻具底部采用的是刚性组合(钻具与井壁间隙较小),起下钻时很容易产生压力激动,导致井壁不稳。同时,由于参考该区块邻井录井资料,预测该井发生坍塌卡钻事故的可能性较小,故为简化钻具组合设计,没有设计安装随钻震击器,导致钻具上提时没有足够的提升力使钻具离垮塌井段。


5 结论与建议

1AD401-7定向井是由该井段地质因素,物理化学因素,工艺因素等综合原因引起井壁垮塌,形成坍塌卡钻,卡钻位置在钻具扶正器附近。

2钻井工程中,最开始钻具上提遇阻时,在设备可承受范围内,应大吨位活动钻具,同时为避免环空憋堵,降低排量,保持环空畅通,为后期处理预留井底通道,这是卡钻处理的最为关键一步;在大吨位活动钻具无效,确认事故为坍塌卡钻后,应果断放弃常规的泡解卡剂解卡处理方式钻具上下活动距离越来越小,应下决心倒扣,否则随著钻井液对井壁的冲刷时间的增加,小排量钻井液无法及时携带出岩屑,会导致井筒内砂子越集越多,单位体积内固相颗粒含量越来越大并不断下沉集聚,会导致卡点会逐步上移,后期处理越困难。

3优化钻井液设计,在采用聚磺钻井液保护油气层时,应考虑钻井液对井壁的稳定的影响同时,提高钻井液井筒中携岩能力,降低钻井液对泥页岩的水化作用,以及岩石孔隙内的毛细管力影响。

4对于浅层定向井,不能因为卡钻风险较小,而忽略卡钻存在的可能性,在优化钻具组合时,应考虑增加随钻震击器,预防起钻时,由于大钩提升力不足,无法解卡,导致钻井风险增加,从而降低因处理钻井事故而增加的钻井成本,减少不必要的作业时间。


原文链接:

http://jour.tkgc.net/ch/reader/view_abstract.aspx?file_no=20170254&flag=1

http://m.cnki.net/mcnki/literature/detail?datatype=CJFD&instanceID=TKGC201804003

[责任编辑:dc]

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