庫車山前超深超高壓鹽水層安全鉆井技術(shù)探索

周健， 賈紅軍， 劉永旺， 李衛(wèi)東， 鄧強， 楊艷明

庫車山前超深超高壓鹽水層安全鉆井技術(shù)探索

周健1，2， 賈紅軍2， 劉永旺1， 李衛(wèi)東2， 鄧強2， 楊艷明3

（1．中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2. 中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000；3.渤海鉆探井下作業(yè)公司， 河北任丘062552）

周健， 賈紅軍， 劉永旺， 等.庫車山前超深超高壓鹽水層安全鉆井技術(shù)探索[J].鉆井液與完井液， 2017， 34（1）：54-59.

ZHOU Jian， JIA Hongjun， LIU Yongwang，et al.Research on safe drilling technology for ultra deep ultrahigh pressure saltwater zones in piedmont area, kuche[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：54-59.

庫車山前深部巨厚鹽膏層地質(zhì)特征復雜，層間超高壓鹽水普遍發(fā)育，縱橫向規(guī)律性差，地層壓力變化大，預測難度高。鹽膏層鉆井過程中超高壓鹽水侵入井筒后，鉆井液性能惡化，導致噴、漏、卡等復雜事故頻發(fā)，嚴重影響安全快速鉆井。結(jié)合超高壓鹽水層鉆井特征，通過分析超高壓鹽水賦存的圈閉特點及實鉆情況，在鉆井液的鹽水污染容量限實驗模擬和評價的基礎(chǔ)上，開展了超高壓鹽水層控壓排水技術(shù)的探索與實踐，形成了控壓排水配套新技術(shù)，通過控制節(jié)流閥調(diào)節(jié)井口回壓和鉆井液排量等手段，讓地層鹽水按一定比例均勻侵入到環(huán)空鉆井液中，單次放水量不超過環(huán)空鉆井液量的10%，多次放出鹽水，降低高壓鹽水層的地層壓力系數(shù)。解決了庫車山前超深超高壓鹽水層安全鉆井難題?，F(xiàn)場試驗表明，采取合理的控壓排水方法能夠降低鹽水層的壓力，在溢流與井漏的矛盾中找到壓力平衡點，有利于井控安全的井筒狀態(tài)。

超高壓鹽水；控壓排水；窄密度窗口；安全鉆井

庫車山前巨厚鹽膏層普遍發(fā)育，埋深在484～7 945 m之間，巖性成分復雜，主要以鹽、膏、泥巖、砂巖、硬石膏、含鹽膏軟泥巖等為主[1-2]。鹽膏層間發(fā)育密度大于2.35 g/cm3的超高壓鹽水層和弱抗張性的低壓薄砂泥巖，造成安全鉆井壓力窗口窄，井漏、溢流等復雜情況頻發(fā)，采用常規(guī)鉆井技術(shù)難以正常安全鉆進，嚴重影響鉆井周期。根據(jù)已鉆井情況分析特定區(qū)塊內(nèi)超高壓鹽水的賦存規(guī)律，運用欠平衡的井筒壓力控制方法，應用了超高壓鹽水層排水降壓新工藝，形成了一套控壓排水程序和井控風險預防及消減方法。

1 工程地質(zhì)概況及鉆井技術(shù)難點

1.1 工程地質(zhì)特征

高壓鹽水層多發(fā)育在厚層膏鹽巖內(nèi)部的一些薄層粉砂巖或者白云巖中，在成巖過程中孔隙水未脫出（成巖程度低，孔滲性好），承受高溫及上覆地層壓力作用而出現(xiàn)異常高壓，形成高壓鹽水層。由于這種流體的密度可達1.4～1.7 g/cm3，砂泥巖很容易被密封性比較好的膏鹽巖封閉，封在里面的高密度鹽水若不能及時排出就會在膏鹽巖地層孔隙中形成明顯的異常高壓流體。雖然該地區(qū)正常沉積的砂泥巖多數(shù)被包裹在膏泥巖中，但砂泥巖的本質(zhì)（含水量大、密度低）仍然存在，具有易發(fā)生壓實、高吸水性及膨脹變形等特點。因此，高壓鹽水層加之膏泥巖覆蓋層中的砂泥巖吸水膨脹作用又促進了異常高壓流體的形成，最終這種高壓的鹽水被保存在物性好的粉砂巖或白云巖中，形成了高壓鹽水層。

1.2 鉆井技術(shù)難點

1.2.1 地層鉆井密度窗口窄，溢流與井漏頻繁

庫車山前超高壓鹽水層常發(fā)育在厚層膏鹽巖內(nèi)部的一些抗張能力低的薄層粉砂巖或者白云巖中，已鉆井表明，試圖通過堵漏來提高此類薄砂巖和白云巖的承壓能力非常困難，這樣就很難處理好溢流與井漏之間的平衡，鉆井過程中噴漏同存，找不到合適的壓力平衡點[4-5]。典型井如DB某井用密度為2.35 g/cm3的油基鉆井液鉆至井深6 160.48 m發(fā)生溢流，壓井后鉆井液密度提高至2.50 g/cm3，隨后鉆至井深6 863.23 m的過程中又發(fā)生溢流4次、井漏10次，通過壓井7次、堵漏30次，強鉆至井深6 585.47 m，被迫提前下套管，處理復雜用時61.5 d，累計漏失油基鉆井液1 620 m3。

1.2.2 壓穩(wěn)與防漏矛盾突出，固井質(zhì)量難以保證

連續(xù)完整的水泥環(huán)是庫車山前鹽下“三高”氣井保持良好的井筒完整性及后期安全生產(chǎn)的基本保證。超高壓鹽水層鉆井的鉆井液密度高（不小于2.35 g/cm3），使得水泥漿與鉆井液的密度差難以拉大，固井期間易發(fā)生鉆井液竄槽，水泥漿受污染嚴重，頂替效率低；另外環(huán)空間隙小，地層敏感性強，壓穩(wěn)與防漏的矛盾突出，水泥漿的一次性上返尤為困難，無法實現(xiàn)對關(guān)鍵層位的有效封隔[6]。根據(jù)已鉆井資料統(tǒng)計，2011～2015年庫車山前鹽膏層固井合格率僅為46.8%，2015年鹽膏層漏失井占鉆井數(shù)的66.7%，承壓堵漏后的承壓能力提高值超不過0.10 g/cm3，難以滿足固井液密度比鉆井液密度大0.16 g/cm3的要求，即使降低排量固井，仍有20%的井發(fā)生漏失，嚴重影響固井質(zhì)量。

2 控壓排水技術(shù)的適應性分析

控壓排水技術(shù)是針對窄密度窗口高壓鹽水層安全鉆井而研究的，指在高壓鹽水層鉆井過程中通過有效地控制井筒環(huán)空液柱壓力剖面，使得地層鹽水流入井眼，并將其循環(huán)至地面進行處理或分離的技術(shù)。尤其對于高壓鹽水層屬于透鏡體型圈閉（定容儲集體），采用合理的控壓排水方法，能改變鹽水層的壓力系統(tǒng)，適當降低鹽水層壓力，減少溢流和井漏的發(fā)生，避免井下復雜等情況。

在超高壓鹽水層與薄弱地層相互制約的條件下，若不能找到合適的壓力平衡點，開泵循環(huán)時易發(fā)生井漏，靜止和起鉆時會發(fā)生鹽水外溢，對于難以實現(xiàn)有效堵漏（油基鉆井液堵漏效果差、水基鉆井液抗污染能力低）的地層，控壓排水技術(shù)能夠拓寬安全鉆井液密度窗口，實現(xiàn)利于井控安全的井筒狀態(tài)，兼顧壓穩(wěn)鹽水層和防漏之間的矛盾[7-8]。

3 控壓排水技術(shù)方案

3.1 風險分析及消減措施

3.1.1 井筒安全性

控壓排水過程中地層超高壓鹽水會使得井筒壓力減小，如果單次環(huán)空排水量過大，可能會導致關(guān)井高套壓的出現(xiàn)，一旦超過井口裝備的額定工作壓力或套管的抗內(nèi)壓強度，井控安全將難以保證，此外若鹽水長時間浸泡裸眼段，易造成地層力學和物理化學因素的井壁失穩(wěn)。以K1井為例，超高壓鹽水層埋深7 234 m，鹽水密度為1.06 g/cm3，地層壓力系數(shù)為2.58，鉆具與套管環(huán)容為34.3 L/m，在僅考慮井控風險的情況下，以井口防噴器和套管抗內(nèi)壓強度的80%之間的最小值計算，最大關(guān)井壓力為65.04 MPa，則侵入環(huán)空鹽水的最大高度為102×65.04/（2.58-1.06）=4 361 m，即單次最大放水量為4 361×34.3/1 000=149 m3。由此可見，只有控壓、控量的排水降壓才能最大限度地提高井筒安全性。

3.1.2 地層鹽水污染鉆井液容量限評價

針對水基鉆井液抑制性不強、井下復雜頻發(fā)難題，庫車山前高溫高壓鹽膏層普遍使用抗污染能力和抑制性強的油基鉆井液。鹽水對油基鉆井液體系的流變性能、沉降穩(wěn)定性、破乳電壓等有著顯著的影響，可能會導致卡鉆等事故發(fā)生，因此為了精細化設(shè)計控壓排水，必須對油基鉆井液的污染容量限進行評價。利用模擬飽和地層鹽水（組分：井場水+18%NaCl+10%CaCl2，Cl-濃度190 000 mg/L，密度1.18 g/cm3）實驗表明，油基鉆井液受鹽水污染具有增稠趨勢，且隨鹽水侵入量增大，油水比降低，增稠趨勢明顯，直至失去流動性，鹽水入侵達到極限值（30%）后，油基鉆井液乳狀液體系被破壞，出現(xiàn)分層沉淀，結(jié)果見表1，油基鉆井液配方如下。

0#柴油+（2%～3%）主乳+（2%～3%）輔乳+（0.5%～0.8%）有機土+（0.3%～0.6%）懸浮劑+（1.5%～2.5%）DURATONE HT+重晶石+鐵礦粉

表1 油基鉆井液的污染容量限評價

3.1.3 節(jié)流閥及地面管線鹽結(jié)晶堵塞的預防及處理

高壓鹽水侵入井筒后在被排出的過程中，由于井筒內(nèi)壓力、溫度的變化，溶解度下降，會導致不斷析出晶體。由于析出的晶體顆粒細小，其相對密度為2.165，小于庫車山前超高壓鹽水層鉆進的鉆井液密度（普遍在2.35 g/cm3以上），因此在井筒內(nèi)不容易發(fā)生沉降聚集。如果保持循環(huán)，高壓鹽水析出的晶體顆粒物質(zhì)可以被鉆井液有效地攜帶出井筒，不會造成環(huán)空的堵塞，但是當其到達地面節(jié)流管匯時，由于節(jié)流閥節(jié)流降壓作用產(chǎn)生高速流動，使得溫度急劇下降，地層鹽水可能會析出大量結(jié)晶鹽，造成節(jié)流閥或管線堵塞；此時考慮可通過調(diào)節(jié)節(jié)流閥開度，盡快釋放結(jié)晶鹽，或關(guān)閉閘板防噴器、節(jié)流閥及其前面的平板閥，利用壓裂車反推鉆井液、清水等，達到防堵解堵的效果。

3.2 實施原則

針對庫車山前部分區(qū)塊鹽間定容圈閉高壓鹽水體積有限的特點，采用抗鹽水污染能力強的油基鉆井液，根據(jù)侵污黏度變化情況判斷鹽水侵污程度，及時按比例補充柴油和主、輔乳化劑、有機土及加重劑，通過控制節(jié)流閥調(diào)節(jié)井口回壓和鉆井液排量等手段，讓地層鹽水按一定比例均勻侵入到環(huán)空鉆井液中，單次放水量不超過環(huán)空鉆井液量的10%，多次放出鹽水，降低高壓鹽水層的地層壓力系數(shù)。若每次控壓排水、循環(huán)排污、調(diào)整鉆井液性能完，關(guān)井求得套壓折算的地層壓力，相較于控壓排水前初始地層壓力未降低，則停止或結(jié)束排水降壓作業(yè)。

3.3 技術(shù)要點

1）鉆遇超高壓鹽水溢流立即關(guān)井，壓井成功后，起鉆至套管鞋內(nèi)，調(diào)整好鉆井液性能，關(guān)井求壓，折算初始地層壓力，作為控壓排水的參考值。

2）保持液量穩(wěn)定，通過控制套管壓力實現(xiàn)井底壓力與地層壓力的實時平衡（壓穩(wěn)高壓鹽水層），節(jié)流循環(huán)降密度0.02～0.03 g/cm3，循環(huán)調(diào)整鉆井液7～14 d，確保出入口鉆井液性能一致。

3）套壓最高不超過5 MPa進行單罐循環(huán)排水，一個遲到時間內(nèi)控制鹽水侵入量為5～20 m3，若侵入量較少，則逐漸全開節(jié)流閥或降低鉆井液排量放水。

4）控制節(jié)流閥保證液量穩(wěn)定排污，監(jiān)測、記錄并調(diào)整好出入口鉆井液性能（觀察振動篩結(jié)晶鹽返出情況），停泵觀察并記錄出口最終流速，關(guān)井求壓折算地層壓力，對比初始地層壓力評估排水降壓效果。

5） 重復以上步驟，直到鹽水層壓力降到目標值。根據(jù)控壓排水情況，中途劃眼至井底，驗證裸眼段的井壁穩(wěn)定性。

6） 經(jīng)過多次控壓排水，地層壓力下降不明顯時，表明地層蘊藏的高壓鹽水能量較強，試圖通過有限次的少量放水無法短期內(nèi)實現(xiàn)地層壓力系數(shù)快速降低，則停止或結(jié)束排水降壓作業(yè)。

4 控壓排水技術(shù)的現(xiàn)場應用及效果

4.1 克深A井的試驗

克深A井鉆進至井深7 138.4 m時，發(fā)生超高壓鹽水溢流，壓井后鉆井液密度由2.40 g/cm3提高至2.55 g/cm3，后續(xù)鉆進過程中一直井漏。采用常規(guī)堵漏和控壓鉆井技術(shù)強鉆至井深7 275.89 m處，井漏失返，找不到壓力平衡點，形成了井漏、溢流、循環(huán)加重、井漏的惡性循環(huán)（累計漏失油基鉆井液880 m3），井筒安全性極差，處理30 d仍未取得進展，被迫進行排水降壓技術(shù)的探索性試驗，試圖拓寬高壓鹽水層的安全鉆進密度窗口。通過控制套壓0～5.6 MPa、調(diào)節(jié)排量等手段，利用微分排水降壓的方法，累計排放地層鹽水208 m3，鉆井液密度逐漸降至2.37 g/cm3，井筒附近地層壓力降低約12.85 MPa，降低了井漏發(fā)生率和下步作業(yè)的風險，順利鉆至中途完鉆井深，并下入封鹽套管?，F(xiàn)場試驗表明，只要控制合理的鉆井液密度、套壓、排量等，利用控壓排水技術(shù)實現(xiàn)超高壓鹽水層安全鉆進的方案可行。

4.2 克深B井的實施

克深B井是庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶克深某區(qū)塊中部的一口開發(fā)評價井，該區(qū)塊已鉆井中超高壓鹽水層（壓力系數(shù)最高達2.6）鉆遇率達75%，鹽水壓穩(wěn)極其困難，由于層內(nèi)有薄弱地層，井漏頻繁發(fā)生，井控風險高，處理難度大，鉆井周期長?？松頑井采用相對密度為2.45的油基鉆井液鉆至井深6 975 m，發(fā)生溢流，用相對密度為2.58的超高密度壓井液壓穩(wěn)后，鉆進至井深7 229 m的過程中油基鉆井液滲漏不斷（漏失油基鉆井液201 m3），密度降低至2.56 g/cm3，停泵后出口線流，關(guān)井，觀察套管壓力為3.1 MPa，據(jù)此判斷地層安全鉆井密度窗口小于0.02 g/cm3，為避免出現(xiàn)鄰井克深903井類似的情況，決定采用控壓排水技術(shù)，釋放鹽水層壓力。

通過保持鉆井液排量6～8 L/s，調(diào)節(jié)節(jié)流閥控制套管壓力由3.1 MPa逐漸降至0 MPa，地層鹽水的侵入速度由1.2 m3/h變?yōu)? m3/h，單次排放鹽水量1.8 m3，停泵后出口線流，關(guān)井，套管壓力為2.1 MPa；下鉆至井深6 970 m時遇阻10 t，劃眼扭矩波動大。原因是控壓放水期間鉆井液的循環(huán)降溫，使得井壁附近鹽水層中的鹽析出結(jié)晶并積聚，引起井壁硬化。連續(xù)拉劃暢通至井深7 000 m，循環(huán)1 h將裸眼段受污染油基鉆井液頂替至套管內(nèi)，起鉆節(jié)流循環(huán)排污，調(diào)整鉆井液性能?？松钅硡^(qū)塊鉆遇超高壓鹽水層周期與復雜情況對比見表2。

表2 克深B井控壓排水相關(guān)數(shù)據(jù)

根據(jù)情況適當降低鉆井液密度重復上述步驟，克深B井控壓排水18次，累計釋放地層鹽水189.9 m3，循環(huán)排污后，將鉆井液密度由2.40 g/cm3提高至2.49 g/cm3，停泵出口斷流（見圖1），井筒附近超高壓鹽水層壓力下降6.15 MPa，鉆井液安全密度窗口由控壓排水前的0.02 g/cm3擴大至0.09 g/cm3?？貕悍潘Y(jié)束，保持鉆井液密度2.49 g/cm3鉆至中途完鉆井深7 368.2 m以及后續(xù)鹽膏層固井的過程中，未出現(xiàn)鹽水溢流和鉆井液漏失的復雜情況。

克深某區(qū)塊的井鉆遇超高壓鹽水層周期與復雜對比見表3。由表3可以看出，克深B井通過實施控壓排水技術(shù)，較該區(qū)塊鉆遇高壓鹽水層的其它井（包括克深X、克深Y和克深Z井）平均損失周期縮短113 d，油基鉆井液漏失量減少1 320.6 m3，鹽層段作業(yè)事故復雜率降低52.2%，固井合格率高達85.24%。

圖1 克深B井控壓排水期間鹽水層當量密度變化

表3 克深某區(qū)塊的井鉆遇超高壓鹽水層周期與復雜對比

5 結(jié)論與建議

1.控壓排水技術(shù)能夠有效地降低超高壓鹽水層壓力，拓寬安全鉆井液密度窗口，實現(xiàn)利于井控安全的井筒狀態(tài)，兼顧壓穩(wěn)鹽水層和防漏之間的矛盾。

2.需加強超高壓鹽水層精確預測研究，進一步優(yōu)化完善控壓排水工藝技術(shù)方案。

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Research on Safe Drilling Technology for Ultra Deep Ultrahigh Pressure Saltwater Zones in Piedmont Area, Kuche

ZHOU Jian1,2, JIA Hongjun2, LIU Yongwang1, LI Weidong2, DENG Qiang2, YANG Yanming3
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580;2. PetroChina Tarim Oilf i eld Company, Korla, Xinjiang 841000; 3.Downhole Services Company BHDS, Renqiu,Hebei 062552)

Wells drilled in the piedmont area in Kyche, Xinjiang have to penetrate thick salt and gypsum formations, which have complex geology, ultrahigh pressure saltwater with poor distribution patterns in length and breadth, highly varied formation pressures that are diff i cult to predict. Drilling fl uid properties inevitably become deteriorated when high pressure saltwater cut is encountered. The deterioration of drilling fl uid properties in turn results in frequent blowout, lost circulation, or pipe sticking, signif i cantly affecting the progress of drilling operation. To resolve these problems, the entrapment nature of the high pressure saltwater and previous drilling practices were analyzed based on the drilling behavior in high pressure saltwater drilling. In laboratory study, simulating experiments were conducted to determine the limits of saltwater invasion to drilling fl uid. Based on the research, a new technique has been developed to minimize the effects of high pressure saltwater. In this technique, the high pressure saltwater is allowed to go into the drilling fl uid in annular space in a controlled manner by regulating choke valves and the fl ow rate of drilling fl uid. Each time the volume of water allowed into the well should not exceed 10% of the volume of the annular space. Many times of saltwater draining reduces formation pressure. In this way, the downhole troubles resulted from saltwater invasion can be minimized, thus mitigating the drilling diff i culties resulted from the piedmont ultra-deep ultra-high pressure saltwater. Field application of this technique has shown that, using sound method to drain saltwater under controlled pressure is able to reduce saltwater formation pressure. A balance point between water kick and mud loss should be found to ensure the safety of well control.

Ultrahigh pressure saltwater; Drain water under controlled pressure; Narrow density window; Safe drilling

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0054-06

2016-9-5；HGF=1606C4；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.010

周健，1983年生，畢業(yè)于成都理工大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)在塔里木油田公司勘探事業(yè)部從事庫車山前鉆完井生產(chǎn)管理工作。電話 15276261572；E-mail：272653971@qq.com。