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(zhì)資料少、對鹽水層性質(zhì)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(jié)構(gòu)、應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)0鉆穿鹽水層的技術(shù)方案,在合同規(guī)定的后續(xù)4口井(包括09、010井的替補井09A、010A井)中應(yīng)用取得了顯著效果,建井周期由前蘇聯(lián)時期的2年以上縮短至4個月以內(nèi)。石  油  鉆  探  技  術(shù)2010年11月1 地質(zhì)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(wěn)定的灰色砂泥巖和礫巖,井深1 300~2 360 m為穩(wěn)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?guī)r、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(zhì)量濃度為50 020 mg/L,Mg2+質(zhì)量濃度為39 690mg/L,Cl-質(zhì)量濃度為304 870 mg/L;09井井噴后地面鹽結(jié)晶并快速固化,井眼內(nèi)鹽結(jié)晶后停噴),上、下層壓力系數(shù)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(lián)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(dǎo)管+5層套管0的井身結(jié)構(gòu)。

 

  2)前蘇聯(lián)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(dǎo)管+5層套管0的井身結(jié)構(gòu),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(lián)鉆的39井,位于010井南100 m,鉆至井深2 922 m發(fā)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(lián)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(cè)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(fā)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(fā)生溢流。強行鉆至井深2 460172 m溢流嚴重,關(guān)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(jié)晶,鉆臺上下、井口周圍及井場附近水池全部被結(jié)晶鹽覆蓋,井筒內(nèi)的鹽水也逐漸結(jié)晶,13 d后由于井內(nèi)鹽水結(jié)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(fā)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(fā)生漏失,鉆井液只進不出。起鉆至技術(shù)套管內(nèi)靜止堵漏,又發(fā)生井涌,幾分鐘內(nèi)即達到約240 m3/h的噴出量,關(guān)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(xiàn)井內(nèi)壓力平衡,被迫改變處理方案。

 

  212 存在問題分析認為,該區(qū)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(shù)2100~2105)、密度窗口窄,鉆井過程中非漏即涌,少量污染即導(dǎo)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(jié)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(guī)的堵漏和壓井作業(yè),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(shù)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(shè)計只有一層技術(shù)套管的井身結(jié)構(gòu)方案以及合同規(guī)定4個月鉆成一口井的要求,經(jīng)過分析和研究,決定完善井身結(jié)構(gòu)、應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)鉆穿高壓鹽水層。

 

  3 控壓鉆井技術(shù)適應(yīng)性分析控壓鉆井技術(shù)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(nèi)的壓力剖面,實現(xiàn)精確控制并適應(yīng)不同的地層壓力;二是解決與鉆井有關(guān)的復(fù)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(huán))控壓鉆井中均包含控壓鉆井技術(shù)[2,4],但在目前的技術(shù)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(shù)通過控制套管壓力實現(xiàn)井底壓力的控制、保證井底始終處于平衡狀態(tài)及適應(yīng)地層壓力要求是具有可操作性的。

 

  井底壓力為環(huán)空靜液柱壓力、環(huán)空摩擦力及井口回壓(套管壓力)之和。在常規(guī)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(zhì)是通過調(diào)整節(jié)流閥的開度控制井口回壓,實現(xiàn)井底壓力的調(diào)節(jié),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(huán)時會發(fā)生井漏,靜止和起鉆時會發(fā)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(shù)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(yīng)其在低壓地層的應(yīng)用,國內(nèi)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(yīng)用范圍進一步擴大。目前,該技術(shù)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(yīng)用時,具體層位的選擇需統(tǒng)籌考慮整個裸眼井段的狀況,以防止其他井段出現(xiàn)復(fù)雜問題。

 

  土庫曼斯坦亞蘇爾哲別油田高壓鹽水層采用常規(guī)堵漏、壓井等方法難以實現(xiàn)安全和快速鉆井,應(yīng)用控壓鉆井技術(shù),通過合理調(diào)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(guān)鍵技術(shù),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(jié)流閥調(diào)整井口回壓,并根據(jù)鉆井液總量變化情況隨時調(diào)節(jié),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(fā)生鹽水侵或溢流,應(yīng)立即關(guān)井反壓,將侵入的鹽水壓回地層。

 

  412 技術(shù)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(huán)形防噴器0的防噴器組+35 MPa旋轉(zhuǎn)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(fù)合堵漏鉆井液體系[1]。

 

  3)鉆至井深2 400 m將鉆井液密度調(diào)至2100~2101 kg/L,采用旋轉(zhuǎn)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(diào)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(guān)井,重新計算并提高鉆井液密度后方可恢復(fù)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(xù)鉆進仍有漏失,注入堵漏鉆井液并起鉆至上層技術(shù)套管內(nèi)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(huán),檢驗堵漏效果。

 

  7)恢復(fù)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(dǎo)致出現(xiàn)井下復(fù)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(fā)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(shù)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(xù)鉆至井深2 860 m,下入<24415 mm技術(shù)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(nèi)壓力平衡。

 

  12)將綜合錄井儀顯示器連接至節(jié)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(jié)流閥,實現(xiàn)節(jié)流閥操作與液面變化的人工聯(lián)動操作。

 

  5 現(xiàn)場應(yīng)用511 010井的試驗010井鉆至井深2 437121 m發(fā)生井漏、井涌復(fù)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(shù)進行處理。控壓鉆進時,將鉆井液密度調(diào)至1198~1199 kg/L,泵壓18 MPa,初始#39#石  油  鉆  探  技  術(shù)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(xù)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(guān)井。強行恢復(fù)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(guān)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(shè)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(shè)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(shù)處理復(fù)雜鹽水層的方案可行。

 

  512 新井的實施在對試驗井的應(yīng)用效果進行總結(jié)分析的基礎(chǔ)上,制定了新的實施方案與措施,在后續(xù)4口井進行應(yīng)用,并取得了預(yù)期效果。筆者僅介紹兩口井的應(yīng)用情況。

 

  51211 010A井該井是010井的替補井,采用控壓鉆井技術(shù)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(zhuǎn)化為飽和鹽水鉆井液體系,Cl-質(zhì)量濃度保持在180 000 mg/L左右,全井段加入7%的復(fù)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(fā)現(xiàn)溢流,因溢流量快速增大隨即關(guān)井,最高套壓5135 MPa;節(jié)流循環(huán),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(guān)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(fā)生溢流,關(guān)井套壓0175 MPa,節(jié)流循環(huán)入口處的鉆井液密度為2102 kg/L,出口處為1198 kg/L,節(jié)流套壓為016 MPa;控壓起鉆,每起兩柱向環(huán)空擠入018 m3鉆井液,起至表層套管靜止后開旋轉(zhuǎn)防噴器,井口無返出;下鉆至井深2 508100 m循環(huán)正常后起鉆,下入<24415 mm技術(shù)套管。

 

  2 508100~2 865100 m井段(<21519 mm井眼)四開鉆至井深2 697141 m發(fā)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(xiàn)外溢且溢出量逐漸增大,關(guān)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(guān)井靜止堵漏。恢復(fù)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(nèi)壓力處于近平衡狀態(tài),地下鹽水層在循環(huán)溫度降低的情況下快速結(jié)晶,形成了井壁,未發(fā)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(fā)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(huán)槽處鉆井液外溢。停泵關(guān)井,套壓升至315 MPa,立壓115MPa;進行節(jié)流控壓鉆井,套壓控制以鉆井液總量不增加為原則,密切關(guān)注液面監(jiān)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(wěn)定。該井鉆至井深2 860100m完鉆,下入<24415 mm技術(shù)套管。

 

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

 

  6 結(jié)論與認識1)控壓鉆井技術(shù)既可以應(yīng)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(shù)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(yīng)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(shù)鉆穿高壓鹽水層是最佳選擇。應(yīng)用該技術(shù)安全、快速地完成了鹽膏層井段的施工,其他技術(shù)無法與之相比。

 

  3)鉆井液密度合理與否對于控壓鉆井技術(shù)的應(yīng)用至關(guān)重要,密度過高,發(fā)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(yīng)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(nèi)沒有達到/微漏、不涌0的穩(wěn)定狀態(tài),出現(xiàn)嚴重溢流,導(dǎo)致控壓鉆井失敗。

 

  5)控壓鉆井技術(shù)的應(yīng)用受一定條件的限制,實施中應(yīng)力求達到井內(nèi)壓力處于平衡狀態(tài)。若兩層之間的壓力系數(shù)差超過015,應(yīng)下入技術(shù)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(shù)可以解決某一井段的井下問題,是處理井下復(fù)雜問題的一種必要手段,最終目的是實現(xiàn)井內(nèi)壓力平衡、達到可正常起下鉆的狀態(tài),為后續(xù)鉆進創(chuàng)造條件。