土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田存在多套鹽膏層和高壓鹽水層,鹽水層礦化度高、安全密度窗口窄,施工難度極大。最初,由于地質資料少、對鹽水層性質認識不足,先期鉆的兩口井(09井和010井)報廢。

 

  之后,通過進一步查閱資料及分析問題的根源,形成了/完善井身結構、應用控壓鉆井技術0鉆穿鹽水層的技術方案,在合同規定的后續4口井(包括09、010井的替補井09A、010A井)中應用取得了顯著效果,建井周期由前蘇聯時期的2年以上縮短至4個月以內。石  油  鉆  探  技  術2010年11月1 地質概況亞蘇爾哲別油田位于土庫曼斯坦國東部邊界列把普州,與烏茲別克斯坦國接壤。地表為松軟的第四系地層,井深1 300 m以淺為不穩定的灰色砂泥巖和礫巖,井深1 300~2 360 m為穩定性較好的砂泥巖和紫紅色砂泥巖,井深2 360~2 860 m為約500 m厚的鹽膏層集中段,井深2 860~3 100 m為石灰巖、白云巖含油氣層段,是目的層段。在鹽膏層集中段的頂部和底部為膏巖集中段,中間夾有兩套多層膏巖層,俗稱/四膏三鹽0。在中部兩個膏巖層的頂部,分別聚集有高壓、超飽和、窄密度窗口的鹽水層[1](010井井深2 437 m處鹽水層水中的Ca2+質量濃度為50 020 mg/L,Mg2+質量濃度為39 690mg/L,Cl-質量濃度為304 870 mg/L;09井井噴后地面鹽結晶并快速固化,井眼內鹽結晶后停噴),上、下層壓力系數分別為2100~2105和2105~2115,對鉆井安全影響很大。

 

  2 存在的主要問題211 已鉆井情況1)前蘇聯鉆的201井,位于010井西北部400 m,2 356~2 957 m井段鉆井液密度2125 kg/L,采用了/導管+5層套管0的井身結構。

 

  2)前蘇聯鉆的208井,位于010井西北部600 m,2 350~2 940 m井段鉆井液密度2123 kg/L,采用了/導管+5層套管0的井身結構,其中<19317 mm套管下至井深2 725 m卡死,隨后又下入<13917mm套管,下至井深2 942 m。

 

  3)前蘇聯鉆的39井,位于010井南100 m,鉆至井深2 922 m發生井漏,采用水泥堵漏20次未獲成功,耗時3個月,提前下油層套管完井。

 

  4)前蘇聯鉆的59井,位于010井西南部200 m,原井報廢。2008年,從井深2 350 m進行套管開窗側鉆,鉆至井深2 400 m鉆遇高壓鹽水層,鉆井液密度2108~2110 kg/L。由于該井在鹽水層多次發生漏失,于是提前下入<10116 mm套管完井,完井時鉆井液密度超過2120 kg/L。

 

  5) 2008年鉆的09井,位于010井東部100 m,鉆至井深2 457100 m鉆時突然變小,隨后發生溢流。強行鉆至井深2 460172 m溢流嚴重,關井,鉆井液密度由1181 kg/L降至1171 kg/L。將鉆井密度提高至1197 kg/L后仍不能平衡鹽水層壓力。因井口密封失效造成井噴,鹽水以超過240 m3/h的流量噴出,并且溫度超過100e。鹽水噴出地面后,隨著溫度的降低又迅速形成鹽結晶,鉆臺上下、井口周圍及井場附近水池全部被結晶鹽覆蓋,井筒內的鹽水也逐漸結晶,13 d后由于井內鹽水結晶停噴。

 

  6) 2008年鉆的010井,鉆至井深2 437100 m處鉆時突然變小,鉆至井深2 437121 m發生井漏,此時鉆井液密度2110 kg/L。起鉆將鉆井液密度降至1199~2100 kg/L,劃眼至井底后再次發生漏失,鉆井液只進不出。起鉆至技術套管內靜止堵漏,又發生井涌,幾分鐘內即達到約240 m3/h的噴出量,關井后套壓逐漸升至617 MPa。處理井涌、井漏問題耗時超過2月,始終無法實現井內壓力平衡,被迫改變處理方案。

 

  212 存在問題分析認為,該區塊上白堊系鹽膏層(井深2 350~2 860 m)中聚集的兩套礦化度極高的鹽水層是制約安全鉆井的/瓶頸0。第一套鹽水層(井深2 430~2 460 m)壓力高(壓力系數2100~2105)、密度窗口窄,鉆井過程中非漏即涌,少量污染即導致鉆井液嚴重稠化,失去流動性,控制不當鹽水大量噴出,造成鹽水結晶卡鉆或井壁坍塌卡鉆事故。井漏時因密度窗口窄,難以進行常規的堵漏和壓井作業,人力、物力消耗極大,時間難以估算。第二套鹽水層(井深2 740~2 780 m)為高壓鹽水層,地層壓力系數2105~2115,漏失問題稍差,主要是防溢流、防鉆井液污染。

 

  針對上述問題和原設計只有一層技術套管的井身結構方案以及合同規定4個月鉆成一口井的要求,經過分析和研究,決定完善井身結構、應用控壓鉆井技術鉆穿高壓鹽水層。

 

  3 控壓鉆井技術適應性分析控壓鉆井技術是指在油氣井鉆井過程中通過有效控制井筒液柱壓力剖面,達到安全、高效鉆井的目的[2-5]。上述概念有兩層含義:一是控制整個井眼內的壓力剖面,實現精確控制并適應不同的地層壓力;二是解決與鉆井有關的復雜壓力控制問題,達到安全、高效鉆井的目的。過平衡鉆井、近平衡鉆井、欠平衡鉆井、精細控壓鉆井和自動(閉環)控壓鉆井中均包含控壓鉆井技術[2,4],但在目前的技術條件下,#38#第38卷第6期張桂林:土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田控壓鉆井技術通過控制套管壓力實現井底壓力的控制、保證井底始終處于平衡狀態及適應地層壓力要求是具有可操作性的。

 

  井底壓力為環空靜液柱壓力、環空摩擦力及井口回壓(套管壓力)之和。在常規過平衡鉆井中,井底壓力始終大于地層壓力。控壓鉆井的實質是通過調整節流閥的開度控制井口回壓,實現井底壓力的調節,保證井底壓力等于或略大于地層壓力[2-5]。

 

  在窄密度窗口地層條件下,如果不能找到不漏不噴的壓力平衡點,循環時會發生井漏,靜止和起鉆時會發生井涌。在這種情況下,采用堵漏或壓井處理的難度很大,甚至難以有效處理,而采用控壓鉆井技術可以取得較好的效果。通常,控壓鉆井使用液相鉆井液,為適應其在低壓地層的應用,國內開展了充氣控壓鉆井氣液兩相流流型研究[6],控壓鉆井的應用范圍進一步擴大。目前,該技術主要用于保護油氣層鉆井或解決窄密度窗口其他流體層位鉆井。實際應用時,具體層位的選擇需統籌考慮整個裸眼井段的狀況,以防止其他井段出現復雜問題。

 

  土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田高壓鹽水層采用常規堵漏、壓井等方法難以實現安全和快速鉆井,應用控壓鉆井技術,通過合理調整鉆井液密度、提高回壓控制溢流、減小回壓防止井漏,可以安全鉆穿該油田的兩套鹽水層。

 

  4 控壓鉆井方案411 實施原則作為處理鹽水層鉆進的關鍵技術,控壓鉆井的實施原則是:采用密度與鹽水層壓力當量密度接近的堵漏型飽和鹽水鉆井液,通過手動控制節流閥調整井口回壓,并根據鉆井液總量變化情況隨時調節,只允許微量漏失,不允許鹽水層溢出,嚴防鹽水污染鉆井液;若發生鹽水侵或溢流,應立即關井反壓,將侵入的鹽水壓回地層。

 

  412 技術要點1)井口防噴器組合:70 MPa/單閘板防噴器+雙閘板防噴器+環形防噴器0的防噴器組+35 MPa旋轉防噴器。

 

  2)鉆至井深2 300 m停止鉆進,換用防漏、堵漏和承壓能力俱佳的飽和鹽水隨鉆堵漏與復合堵漏鉆井液體系[1]。

 

  3)鉆至井深2 400 m將鉆井液密度調至2100~2101 kg/L,采用旋轉防噴器控壓鉆穿第一套鹽水層;鉆至井深2 700 m,將鉆井液密度調至2106~2108 kg/L,鉆穿第二套鹽水層。

 

  4)井口回壓最高不超過5 MPa,若套壓超過5 MPa必須停鉆關井,重新計算并提高鉆井液密度后方可恢復鉆進。

 

  5)允許小于2 m3/h的微量漏失,但不能讓鹽水侵入鉆井液,以防止其污染鉆井液,造成鉆井液稠化、固化。

 

  6)當漏失速度達到2 m3/h時,排量最低可降至16~18 L/s,繼續鉆進仍有漏失,注入堵漏鉆井液并起鉆至上層技術套管內靜止堵漏。靜止12 h后小排量開泵觀察漏失情況,若無漏失下鉆分段循環,檢驗堵漏效果。

 

  7)恢復鉆進時保證排量正常,防止排量降低使井壁形成厚虛泥餅,導致出現井下復雜情況。

 

  8)堵漏期間及堵漏成功后,始終保持對鹽水層的正壓差。

 

  9)在2 400~2 500 m井段發生井漏、井涌問題時,控壓鉆至井深2 500 m以深,確認鉆穿鹽水層后下入<24415 mm技術套管封固鹽水層。以相同的方法鉆至井深2 860 m,穿過第二套鹽水層后下入<17718 mm尾管。

 

  10)在2 400~2 500 m井段無井漏、井涌問題時,逐步將鉆井液密度提高至2106~2108 kg/L,確認安全后繼續鉆至井深2 860 m,下入<24415 mm技術套管。

 

  11)鉆穿鹽水層后,每次起鉆前用密度大于2120 kg/L的重漿反擠壓井,保證井內壓力平衡。

 

  12)將綜合錄井儀顯示器連接至節流管匯處,以便于操作人員隨時觀察鉆井液液量變化和及時控制節流閥,實現節流閥操作與液面變化的人工聯動操作。

 

  5 現場應用511 010井的試驗010井鉆至井深2 437121 m發生井漏、井涌復雜情況后,采用堵漏、壓井方法處理2個月未取得進展,決定采用控壓鉆井技術進行處理。控壓鉆進時,將鉆井液密度調至1198~1199 kg/L,泵壓18 MPa,初始#39#石  油  鉆  探  技  術2010年11月套壓為0,停泵有溢流。鉆至井深2 585195 m,鉆井液密度降至1170 kg/L,套壓4~6 MPa,成功鉆穿第一套鹽水層。鉆至井深2 735100 m鉆速加快,表明鉆遇第二套高壓鹽水層,泵壓由17 MPa升至20MPa,套壓由8 MPa升至14 MPa,液量增加11 m3。

 

  繼續鉆進,鉆井液密度逐漸降至1150~1159 kg/L,因補充注入的重漿量不足,返出的鉆井液密度最低降至1132 kg/L(純地層鹽水密度),且返出量很大,關井。強行恢復試鉆進,套壓13~16 MPa,鉆至井深2 749194 m,因鹽水噴出量太大,注入200 m3密度2100 kg/L的重漿。鉆至井深2 762 m,套壓升至14 MPa,關井后最高升至18 MPa,停鉆。由于鹽水對井壁造成嚴重侵害,井壁嚴重垮塌并卡鉆。

 

  該次控壓鉆井試驗雖然沒有鉆至2 860100 m的設計井深,但從井深2 437121 m鉆至井深2 735m僅用時2 d,若沒有第二套壓力更高的鹽水層(設計沒有提示第二套鹽水層),控壓鉆井可以取得成功。試驗證明,只要合理控制鉆井液密度和井口回壓,利用控壓鉆井技術處理復雜鹽水層的方案可行。

 

  512 新井的實施在對試驗井的應用效果進行總結分析的基礎上,制定了新的實施方案與措施,在后續4口井進行應用,并取得了預期效果。筆者僅介紹兩口井的應用情況。

 

  51211 010A井該井是010井的替補井,采用控壓鉆井技術高效完成了兩個井段的施工。

 

  1 002100~2 508100 m井段(<31111 mm井眼)將鉆井液轉化為飽和鹽水鉆井液體系,Cl-質量濃度保持在180 000 mg/L左右,全井段加入7%的復合堵漏劑,鉆井液密度2101~2103 kg/L。鉆至井深2 437141 m鉆速明顯加快,鉆井液池液面緩慢上升。鉆至井深2 441104 m,入口處鉆井液密度2102kg/L,出口處1199 kg/L;接單根時發現溢流,因溢流量快速增大隨即關井,最高套壓5135 MPa;節流循環,返出鉆井液的密度由1193 kg/L降至1151 kg/L,用密度2120 kg/L的重漿反擠,套壓由10110 MPa降至4100 MPa,停泵關井套壓降為0,鉆至井深2 508100 m完鉆。短起下鉆至井深2 388100 m時發生溢流,關井套壓0175 MPa,節流循環入口處的鉆井液密度為2102 kg/L,出口處為1198 kg/L,節流套壓為016 MPa;控壓起鉆,每起兩柱向環空擠入018 m3鉆井液,起至表層套管靜止后開旋轉防噴器,井口無返出;下鉆至井深2 508100 m循環正常后起鉆,下入<24415 mm技術套管。

 

  2 508100~2 865100 m井段(<21519 mm井眼)四開鉆至井深2 697141 m發生井漏,井口無返出,共漏失鉆井液8 m3,鉆井液密度2105 kg/L,排量25 L/s,立壓16 MPa。用配制的堵漏漿鉆進,鉆至井深2 706190 m停泵,井口出現外溢且溢出量逐漸增大,關井套壓015 MPa。控壓鉆至井深2 716166 m起鉆,反擠鉆井液1116 m3,套壓由715 MPa降至2112 MPa,靜止堵漏。控壓鉆至井深2 751167 m鉆具放空0127 m,鉆井液返出量銳減為013 m3/min;強行鉆至井深2 754100 m,起鉆至井深2 484100 m后關井靜止堵漏。恢復鉆進鉆至井深2 772100 m,因鉆具阻卡嚴重清除堵漏材料,鉆至井深2 865100 m完鉆,起鉆后電測順利,下入<17718 mm尾管。

 

  51212 013井該井在<31111 mm井眼1 002100~2 860100 m井段實施了控壓鉆井。鉆至井深2 370100 m進入鹽水層,鉆井液密度控制在2102 kg/L,成功鉆穿第一套高壓鹽水層。因井內壓力處于近平衡狀態,地下鹽水層在循環溫度降低的情況下快速結晶,形成了井壁,未發生井漏、井涌。

 

  第一套高壓鹽水層鉆穿后,將鉆井液密度逐步提高至2108~2109 kg/L,鉆至井深2 768138 m時漏失鉆井液約615 m3,漏速約14 m3/h,隨后降低入口處鉆井液密度;鉆至井深2 780121 m,入口處鉆井液密度為2102 kg/L,出口處為2101 kg/L,發生溢流,溢流速度約7 m3/h;隨后,溢流速度逐漸增大,出口處鉆井液密度降至1189 kg/L,循環槽處鉆井液外溢。停泵關井,套壓升至315 MPa,立壓115MPa;進行節流控壓鉆井,套壓控制以鉆井液總量不增加為原則,密切關注液面監控曲線的變化。控壓期間,套壓最高至518 MPa,補充密度2105~2107 kg/L的重漿后,套壓逐漸降至019~112 MPa,最后降至0,鉆井液總量保持穩定。該井鉆至井深2 860100m完鉆,下入<24415 mm技術套管。

 

  采用同樣的方案與技術措施,08井、09A井也順利鉆穿鹽水層,并順利下入套管。

 

  6 結論與認識1)控壓鉆井技術既可以應用于油氣層鉆井以#40#第38卷第6期張桂林:土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田控壓鉆井技術保護油氣層,也可以用于其他流體層位鉆井達到安全鉆井的目的。在鹽水層進行控壓鉆井,應確保井底微漏或不涌,嚴防鉆井液受到污染。

 

  2)在土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田,采用控壓鉆井技術鉆穿高壓鹽水層是最佳選擇。應用該技術安全、快速地完成了鹽膏層井段的施工,其他技術無法與之相比。

 

  3)鉆井液密度合理與否對于控壓鉆井技術的應用至關重要,密度過高,發生漏失無法鉆進;密度過低,套壓高、控制難度大,套壓控制在0~5 MPa確定鉆井液密度較合適。同時,應儲備足夠的加重壓井液,隨時準備反擠壓井和起鉆前的壓井。

 

  4)由于對控壓鉆井的認識不足,進行控壓鉆井試驗時主要以欠平衡方式、快速鉆完進尺、完鉆后以重漿壓井起鉆為主要措施,井內沒有達到/微漏、不涌0的穩定狀態,出現嚴重溢流,導致控壓鉆井失敗。

 

  5)控壓鉆井技術的應用受一定條件的限制,實施中應力求達到井內壓力處于平衡狀態。若兩層之間的壓力系數差超過015,應下入技術套管封固一層,防止溢流在兩層間竄擾。010井試驗失敗就說明了這個問題。

 

  6)控壓鉆井技術可以解決某一井段的井下問題,是處理井下復雜問題的一種必要手段,最終目的是實現井內壓力平衡、達到可正常起下鉆的狀態,為后續鉆進創造條件。