Key Techniques for Deep Well Drilling Optimization in the Block Matambo,Colombia
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摘要: 哥伦比亚Matambo区块油藏埋深约5 000.00 m,具有地层倾角大、多套压力系统、地应力高、多断层破碎带、多层大段泥岩、巨厚砾石层及异常高压地层等特点,6口深井在钻井过程中频繁发生井塌、阻卡和井漏等井下故障,导致钻井速度慢、钻井周期长。为提高该区块油气勘探开发效益,在充分分析该区块地质情况和总结已完钻井施工经验的基础上,从井身结构优化、井眼轨道设计与轨迹控制、多参数随钻监测与分析、固井工艺优化及钻井液体系优选等方面进行了技术攻关,形成了适合该区块的深井钻井关键技术,并在G10ST5井进行了现场试验。G105ST5井顺利钻至设计井深,井身质量和固井质量满足设计要求,与该区块其他6口深井相比,钻井周期缩短了20.7 d,平均机械钻速由3.00 m/h提高到7.00 m/h,井下故障损失时间在钻井周期中的占比由原来的15%~30%降至7%,钻井综合成本降低近45%。现场试验结果表明,Matambo区块深井钻井关键技术能够满足深井钻井提速提效的要求,也为其他类似区块复杂深井的优快钻井提供了技术借鉴。Abstract: The formation depth of the Block Matambo in Columbia is around 5 000.00 m.Situated in mountainous terrain,it has complex surface conditions with a large dip angle,multiple pressure systems,high in-situ stresses,frequent fault and fracture zones,multiple thick mudstone formations,massive gravel formations and abnormally high-pressure formations.Downhole problems like well collapse,drill pipe sticking,and circulation lost were frequently encountered in the drilling process in six well drillings resulting in slow drilling rate and long drilling cycle.In order to improve the oil and gas exploration and development benefits in this block,we conducted technical research from the aspects of casing program optimization,wellbore trajectory design and control,multi-parameter monitoring and analyzing while drilling,cementing technique optimization,drilling fluid system optimization,etc.by fully analyzing the geological conditions of this block and summarizing the experiences of previously drilled wells Based on the research,we developed key techniques in deep well drilling suitable for this block.Field tests have been conducted in the Well G10ST5 and it was drilled to the designed depth smoothly with wellbore quality and cementing quality up to design requirement.Compared with other six deep wells drilled within this block,the drilling cycle was reduced by 20.7 days and average ROP was increased from 3.00 m/h to 7.00 m/h,and loss time from downhole failure decreased from the original 15%-30% to 7%,and the comprehensive drilling cost was reduced by nearly 45%.The results of field tests illustrated that those key techniques in deep well drilling in the Block Matambo could meet the requirement of enhancing speed and efficiency in deep well drilling,and also provide a good analogy and reference points in the rapid drilling of complicated deep wells in similar formations.
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Keywords:
- deep drilling /
- casing program /
- well trajectory /
- hole stability /
- drilling rate /
- Well G10ST5 /
- Block Matambo /
- Colombia
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水泥环是固井施工后在套管与地层之间形成的环状水泥石结构,具有封隔地层、加固井眼的作用[1],其封固性能直接影响着油气井[2-3]、地热井[4-5]、地下储能库[6-7]等的长期安全生产与运行。从套管–水泥环–地层的角度来看,环空密封失效的发生存在于水泥环的3个部位:水泥环本体、一界面(套管–水泥环界面)和二界面(水泥环–地层界面)。与前面2个部位相比,由于井壁面不规则、钻井液残留等原因,固井二界面的胶结质量不易控制,是整个环空封隔的最薄弱环节,当前油气井固井质量问题的根源大都是固井二界面封固系统的失效[8]。
针对固井二界面的胶结特性,顾军等人[9]详细阐述了固井二界面封固系统及其重要性;郭辛阳等人[10]认为固井微环隙是导致密封失效的重要原因之一,二界面存在的滤饼及水泥石体积收缩会导致微环隙形成。多位学者[11-15]开展了固井二界面力学胶结强度的试验研究,设计了不同类型的评价装置,模拟了高温高压环境下钻井液在岩心上形成滤饼、钻井液动态冲洗滤饼和水泥环的形成养护等过程,并采用压剪或冲剪的方式获得了界面胶结强度。杨振杰[16]、M. Maagi等人[17]在其研究中呈现了扫描电镜下水泥浆–滤饼–岩石过渡界面的复杂胶结特征;N. Opedal等人[18]采用CT扫描重构的方法,研究了冲剪作用后水泥石–地层界面的贯通破坏路径。
文献调研可知,以往的研究主要聚焦于水泥环–地层界面的胶结剪切强度,很少针对胶结抗拉强度开展研究,主要瓶颈在于尚未系统建立含界面试样的制备及相应的测试方法,二界面张拉破裂是一种典型的破裂模式,可由水泥石收缩、温度压力扰动等因素诱发[19-20]。此外,以往的评价方法也较少考虑岩性和界面粗糙度这2个重要因素,评价维度较为单一。为此,笔者综合考虑了岩性、界面粗糙度、钻井液污染、冲洗液清洗和水泥浆体系等主要因素,形成了岩石–水泥石组合体试样制备方法,从冲洗效率、胶结细观结构、抗拉强度、破裂形貌等多个维度,建立了较为全面系统的固井二界面胶结抗拉强度室内评价方法,通过多因素试验,验证了该方法的有效性,并初步获得了各因素对固井二界面胶结抗拉强度的影响规律。
1. 评价方法的建立
考虑固井二界面的形成过程和影响因素的多样性,该评价方法主要包括岩样制备、岩样界面钻井液沉积与冲洗液清洗、岩石–水泥石组合体试样制备、岩石–水泥石界面细观结构表征和界面胶结抗拉强度测试等步骤。
1.1 岩石–水泥石组合体试样制备
1)岩样制备。先将岩石样品加工成ϕ50 mm × 25 mm的圆柱岩样,接着利用数控高精度雕刻机和线切割设备在岩样中部制作界面,再将岩样与后续水泥浆接触的表面制备成粗糙起伏的形貌,以模拟井壁。可根据地层岩性,选择页岩、砂岩、灰岩等不同岩性的岩石制备岩样。
2)岩样界面处理。岩样表面沉积钻井液,模拟钻井液在井壁面沉积形成滤饼的过程,可考虑钻井液类型、温度、压力和时间等因素的影响。岩样表面用冲洗液清洗,模拟固井工序中前置冲洗液清洗残留钻井液的过程,可考虑冲洗液类型和不同冲洗条件,采用冲洗效率指标评价冲洗效果。冲洗效率的计算公式为:
η=m1−m2m1−m0×100% (1) 式中:η为冲洗效率;m0为岩样的初始质量,g;m1为钻井液沉积并倒出表层流动部分后岩样的质量,g;m2为清洗后岩样的质量,g。
3)岩石–水泥石组合体试样制备。将处理完界面的岩样放入模具,浇注水泥浆,在设定的温度、压力条件下充分养护,确保水泥石内部结构和强度趋于稳定,可考虑水泥浆类型、养护温度、压力、时间等因素。对养护后组合体试样水泥石部分的端面进行切割打磨,得到可用于抗拉强度测试的标准组合体试样(ϕ50 mm × 25 mm圆柱)。
1.2 界面细观结构表征
利用工业显微镜观测岩石–水泥石组合体试样的界面,分析界面处岩石–水泥石胶结状态、钻井液残留分布、孔洞–微裂缝形态等特征。
1.3 界面胶结抗拉强度测试设备及试验原理
利用中国科学院武汉岩土力学研究所自主研制的RMT-150C岩石力学测试系统测试岩石–水泥石界面抗拉强度,测试过程中为避免加载接触区域应力集中,采用了国际岩石力学协会推荐的弧面加载方式(见图1)。界面抗拉强度的计算公式为:
σft=2Pπ Dh (2) 式中:σft为界面抗拉强度,MPa;P为组合体界面中心位置起裂扩展时对应的荷载,N;D为试样直径,mm;h为试样厚度,mm。
观测并分析张拉破裂后的岩石–水泥石界面,获得裂缝路径、界面形貌、有效胶结区域等特征。
2. 新评价方法合理性验证试验
考虑岩性、界面粗糙度、钻井液沉积、冲洗液冲洗和水泥浆等影响固井二界面胶结强度的主要因素,设计了界面胶结抗拉强度评价试验,一方面检验所建评价方法的有效性,另一方面初步评价各因素对界面胶结抗拉强度的影响。具体的试验方案设计见表1,各因素下进行3次重复试验。
表 1 试验方案设计Table 1. Experimental scheme design岩性 界面粗糙度/mm 界面清洁度 水泥浆 试样编号 页岩 0.2 新鲜界面 3%弹韧性水泥浆 T3-YT-1-0-1,2,3 钻井液+冲洗液+清水 T3-YT-1-1-1,2,3 钻井液+清水 T3-YT-1-2-1,2,3 0 钻井液+冲洗液+清水 T3-YT-0-1-1,2,3 1.0 T3-YT-2-1-1,2,3 0.2 钻井液+冲洗液+清水 6%弹韧性水泥浆 T6-YT-1-1-1,2,3 9%弹韧性水泥浆 T9-YT-1-1-1,2,3 常规水泥浆 C-YT-1-1-1,2,3 树脂水泥浆 S-YT-1-1-1,2,3 砂岩 0.2 钻井液+冲洗液+清水 3%弹韧性水泥浆 T3-ST-1-1-1,2,3 注:常规水泥浆的配方为水泥+4.00%降滤失剂+0.25%消泡剂+40.00%清水;3%,6%和9%弹韧性水泥浆的配方为水泥+3.00%/6.00%/9.00%弹性材料+3.00%降滤失剂+10.00%液硅+0.25%消泡剂+33.00%清水;树脂水泥浆的配方为水泥+5.00%树脂+4.00%降滤失剂+35.00%清水+0.25%消泡剂。 选择页岩和砂岩2种岩性的岩样,页岩岩样取自重庆涪陵龙马溪组页岩露头,砂岩岩样取自鄂尔多斯盆地致密砂岩露头,测试了页岩和砂岩岩样的物理力学参数,结果见表2。由表2可知,页岩的抗压强度、弹性模量和抗拉强度均显著高于砂岩,砂岩的渗透率显著高于页岩。
表 2 不同岩性岩样的力学参数Table 2. Mechanical parameters of rock sample with different lithology岩性 单轴抗压
强度/MPa弹性模量/
GPa泊松比 巴西劈裂抗拉
强度/MPa渗透率/
mD页岩 98.5 24.10 0.20 13.0 0.000 21 砂岩 41.2 6.23 0.13 4.4 0.760 00 对于岩样界面粗糙度,共设置了3种界面形态:1)光滑界面,表面完全平整光滑,是一种理想状态;2)轻微起伏界面,粗糙度为0.2 mm,用于模拟真实井壁的轻微凹凸起伏状态;3)较大起伏界面,粗糙度为1.0 mm,较大的凹凸起伏对应局部地层破碎较严重、存在轻微掉块垮塌的区域(见图2)。
对于岩样的界面处理,采用取自重庆涪陵页岩气井钻井现场的油基钻井液和冲洗液,共设置3种钻井液沉积与冲洗方案:1)新鲜干净表面,不做任何处理,作为空白对照组;2)10 mL钻井液沉积6 h+10 mL冲洗液(60 ℃)冲洗+10 mL清水(60 ℃)冲洗,对应清洗较为充分的情况;3)10 mL钻井液沉积6 h+10 mL清水(60 ℃)冲洗,对应清洗效果较差的情况。
制备岩石–水泥石组合体试样时,分别选择了常规水泥浆、3%弹韧性水泥浆、6%弹韧性水泥浆、9%弹韧性水泥浆和树脂水泥浆等5种水泥浆,在60 ℃、常压条件下养护28 d,以确保水泥石内部结构和强度趋于稳定,对水泥石部分的端面进行切割和打磨,得到可用于试验的标准组合体试样(ϕ50 mm × 25 mm圆柱),制备完成的典型组合体试样见图3。
3. 试验结果分析
3.1 界面冲洗效率
采用冲洗液+清水冲洗界面粗糙度为0,0.2和1.0 mm的页岩岩样,冲洗效率分别为93.0%,91.2%和89.6%。可以看出,随界面粗糙度增大,冲洗效率小幅度降低,原因在于页岩表面凹陷低洼位置的钻井液不易清洗干净。采用清水、冲洗液+清水冲洗界面粗糙度0.2 mm页岩岩样时的冲洗效率分别为76.5%和91.2%,表明清水无法有效清洗页岩表面附着的油基钻井液,而加入冲洗液可显著提高冲洗效果。在相同的钻井液沉积和清洗条件下,由于页岩结构致密,渗透率较小(0.21 μD),钻井液残留较少,冲洗效率较高(91.2%);而砂岩结构相对疏松,渗透率较大(0.76 mD),钻井液残留较多,且附着紧密,不易清洗,清洗效率仅为63.1%。
3.2 界面胶结细观结构
岩石–水泥石典型的界面胶结细观结构如图4所示。在冲洗液和清水联合冲洗后,由于页岩表面的冲洗效率较高,页岩–水泥石界面无明显缺陷,整体胶结良好(见图4(a)和图4(b)),界面处的水泥石部分存在胶结过渡带,厚度约0.33~0.87 mm,该区域内水泥石胶结相对疏松,含较多孔隙;随着界面粗糙度增加,胶结过渡带厚度增大,且缺陷区域更大。页岩表面仅用清水冲洗时,页岩–水泥石界面附近可观测到残留钻井液分布,局部厚度超过600 μm,滤饼内部还含有较多微裂缝、孔洞,界面整体胶结较差(见图4(c))。砂岩表面用冲洗液和清水冲洗后,由于冲洗效率较低,砂岩–水泥石界面处残留的钻井液连续分布,界面处具有较多孔洞、微裂缝等缺陷,界面整体胶结最差(见图4(d))。
3.3 界面抗拉强度
采用上文的评价方法分析岩性、界面粗糙度、界面清洁度和水泥浆对岩石–水泥石界面抗拉强度的影响。界面粗糙度0.2 mm页岩和砂岩岩样经相同钻井液污染,采用冲洗液和清水冲洗后,与3%弹韧性水泥浆形成岩石–水泥石界面的抗拉强度如图5所示。从图5可以看出,页岩–水泥石界面的抗拉强度为0.35 MPa,砂岩–水泥石界面的抗拉强度仅为0.01 MPa,这是因为砂岩冲洗效率较低(63.1%)、残留的钻井液过多造成的。
界面粗糙度分别为0,0.2和1.0 mm的页岩岩样,用相同钻井液污染,采用冲洗液和清水冲洗后,与3%弹韧性水泥浆形成岩石–水泥石界面的抗拉强度如图6所示。从图6可以看出:在光滑(粗糙度为0 mm)和较小粗糙度(粗糙度为0.2 mm)的情况下,水泥石和页岩表面的胶结面积差异较小,界面抗拉强度变化不大,约0.35 MPa;当粗糙度较大时(粗糙度为1.0 mm),胶结面积有较大幅度增加,界面抗拉强度明显增强,达到0.62 MPa。
界面粗糙度为0.2 mm的页岩岩样经钻井液污染+冲洗液和清水冲洗、钻井液污染+清水冲洗、保持原状等3种方式处理后,与3%弹韧性水泥浆形成岩石–水泥石界面的抗拉强度如图7所示。从图7可以看出;随着界面残留的钻井液增多,抗拉强度急剧降低;在界面完全清洁的状态下,界面抗拉强度为0.83 MPa;钻井液污染后,用冲洗液与清水联合冲洗,界面抗拉强度降至0.35 MPa,而只用清水冲洗,界面抗拉强度仅为0.09 MPa。
界面粗糙度为0.2 mm的页岩岩样经钻井液污染,与弹韧性水泥浆(弹性材料加量为3%,6%和9%)、常规水泥浆和树脂水泥浆形成岩石–水泥石界面的抗拉强度如图8所示。由图8可知:页岩–树脂水泥石界面的抗拉强度最高,达到1.34 MPa;页岩–常规水泥石界面的抗拉强度为0.60 MPa;页岩–弹韧性水泥石界面的抗拉强度相对最低,为0.29~0.35 MPa,且随着弹性材料加量增大,界面抗拉强度呈缓慢降低趋势。
总体来看,各因素下3次重复试验的结果离散性较小,表明该评价方法的重现性较好;不同因素之间的测试结果具有较显著的差异,说明该评价方法的区分度较好。
3.4 界面破裂形貌分析
岩石–水泥石界面张拉破裂典型形貌如图9所示。从图9可以看出,破裂模式为张拉裂缝,裂缝在界面处起裂并沿着界面扩展,岩石–水泥石组合体沿界面断裂为两半。
经冲洗液和清水联合清洗后界面比较洁净的状态下,在页岩部分的张拉破裂面可以观察到较大面积的残余水泥附着(见图9(a)、图9(b)和图9(c)),表明页岩和水泥石形成了一定的胶结强度;随着界面粗糙度增加,残留水泥的面积有减小趋势,并可观察到局部残留钻井液。冲洗方式对裂缝面特征的影响显著,仅用清水冲洗的情况下,整个页岩断裂面大部分被残留的钻井液覆盖(见图9(d)),与此相对应的是较低的界面抗拉强度。砂岩–水泥石破裂面残留的钻井液更多,原因在于,即使用冲洗液和清水充分清洗,砂岩表面仍然残留大量的钻井液,阻隔砂岩与水泥浆的有效胶结(见图9(e))。页岩–树脂水泥石破裂面的特征与弹韧性水泥石的情况相似,只是页岩表面残留水泥的面积更大(见图9(f)),表明树脂水泥浆和页岩的胶结更为充分,对应的界面抗拉强度也更高。
4. 结 论
1)考虑冲洗效率、胶结细观结构、抗拉强度和破裂形貌等因素,建立了一种固井二界面胶结抗拉强度评价新方法。多因素试验结果表明,该评价方法科学合理、步骤清晰、简单适用、试验结果离散性小,不同因素下测试结果区分度好,具有较高的推广价值。
2)页岩界面在冲洗液和清水联合清洗下,随着界面粗糙度增加,界面冲洗效率呈小幅降低趋势;较大的界面粗糙度可提供更多的胶结面积,有利于提高界面的胶结抗拉强度。
3)页岩–水泥石界面抗拉强度主要受界面清洁程度影响,随着界面残留的钻井液增多,界面抗拉强度降低。
4)高渗透性砂岩相对于低渗透页岩,更易于吸附钻井液且不易清洗,导致界面残留大量的钻井液,无法与水泥浆形成有效胶结。
5)尽可能地提高冲洗效果,降低井壁钻井液残留是保障固井二界面胶结质量的关键,水泥浆中添加树脂能够进一步显著提高固井二界面的胶结强度。
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