東巴格達油田鹽膏層安全快速鉆完井技術(shù)*

劉春來 楊永祥 趙曉竹 崔登云

（1.大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院；2.大慶鉆探工程公司國際事業(yè)部）

東巴格達油田地處伊拉克國家巴格達省東部，位于維典-美索不達米亞盆地，已有老井90余口。該油田地質(zhì)情況復(fù)雜，由上至下發(fā)育為泥巖、鹽巖和石膏巖、白云巖、石灰?guī)r，孔隙度高，滲透率低，層間多種巖性互層，Lower Fars組發(fā)育了大段的鹽膏層。鹽膏層鉆井具有卡鉆風(fēng)險大、作業(yè)周期長，固井質(zhì)量差等問題[1]。EBD-A-2井鉆井過程中發(fā)生嚴(yán)重的卡鉆事故，處理卡鉆事故損失鉆井時間1.79 d，后期每次起下鉆均有刮卡和遇阻現(xiàn)象，耗時長，嚴(yán)重影響鉆井時效；EBD-A-3井發(fā)生卡鉆事故，解卡失敗后進行填井側(cè)鉆，損失時間19.31 d，造成巨大經(jīng)濟損失。對前8口井的鉆井時效進行統(tǒng)計，鹽膏層起下鉆耗時明顯多于正常起下鉆，起鉆復(fù)雜率高達64%。另外，該地層破裂壓力系數(shù)較低，固井作業(yè)時容易發(fā)生井漏，限制了大排量頂替，固井質(zhì)量不易保證。當(dāng)油井進入開發(fā)中后期，鹽膏層在上覆巖層壓力作用下不斷發(fā)生蠕變，對套管柱的擠壓應(yīng)力逐漸增大，當(dāng)擠壓應(yīng)力高于套管柱本體的抗外擠能力后，套管柱發(fā)生擠壓破壞[2-3]。

1 技術(shù)難點

1.1 鉆井難點

Lower Fars組鹽膏層的底界深度約1 400 m，厚度約420 m，巖性以泥巖、鹽巖和石膏巖為主，欠均質(zhì)發(fā)育，破裂壓力低。鹽膏層具有蠕變特性[4-6]，因此東巴格達油田鉆井施工中Lower Fars組普遍發(fā)生卡鉆的問題，卡鉆處理困難，嚴(yán)重影響鉆井時效，甚至?xí)?dǎo)致井眼報廢的可能。

1.2 固井難點

東巴格達油田L(fēng)ower Fars組固井存在主要難點有：

1）地層破裂壓力低，校正破裂壓力僅為1.65～1.75 g/cm3，不能滿足全井段使用常規(guī)密度水泥漿固井。

2）鹽膏層的主要成分為硫酸鈣，硫酸鈣溶解后導(dǎo)致鉆井液中鈣離子濃度增加，水泥漿容易被高鈣離子濃度鉆井液污染，流動性變差，稠化時間縮短，固井施工風(fēng)險高。

3）鹽膏層縮徑造成環(huán)空間隙變窄，井壁欠規(guī)則，只能采取低排量頂替，嚴(yán)重影響了固井質(zhì)量。

2 技術(shù)研究

應(yīng)對鹽膏層鉆井問題，通過對國內(nèi)外相關(guān)技術(shù)調(diào)研，針對東巴格達油田地質(zhì)特點開展技術(shù)研究，包括鉆井液技術(shù)、工程措施研究、固井技術(shù)以及套管結(jié)構(gòu)設(shè)計優(yōu)化。提高鉆井液密度來抑制地層蠕變[7]，同時配合加密劃眼的技術(shù)措施，達到降低卡鉆風(fēng)險的目的；針對固井環(huán)空間隙窄、固井作業(yè)壓力高和頂替排量低的問題，采用雙密度自膨脹水泥漿體系來降低施工壓力，提高固井質(zhì)量；運用蠕變地層套管評價方法對套管柱結(jié)構(gòu)強度進行校核，選擇鋼級較高的厚壁套管來增加抗擠能力[8]，延長油井生產(chǎn)壽命。

2.1 鹽膏層安全鉆井技術(shù)

2.1.1 高密度低失水強封堵抑制欠飽和鹽水鉆井液體系的應(yīng)用

鹽水鉆井液體系具有較強的抗鹽侵、抗鈣侵的特性，并對泥巖中黏土礦物具有較強的水化抑制作用。針對夾生泥巖的鹽膏層，鉆井時既要考慮鹽溶、地層蠕變的問題，又要兼顧泥巖井壁穩(wěn)定。在國內(nèi)，應(yīng)用欠飽和鹽水鉆井液緩解鹽膏層縮徑是常用手段，其原理是利用欠飽和鹽水鉆井液對井壁的消溶作用。由于鹽膏層具有吸水軟化特性，在上覆巖層壓力作用下產(chǎn)生徑向蠕變，這也是鹽膏層蠕變的根本原因，因此，一方面降低鉆井液濾失量，另一方面利用磺化材料增強鉆井液的封堵性能，防止石膏與自由水發(fā)生作用，能夠明顯延緩地層蠕變速率，同時提高鉆井液密度以平衡上覆巖層壓力，鉆井液靜液柱壓力越高，井筒所受徑向合力越小，抑制地層蠕變效果越好。采用高密度低失水欠飽和鹽水鉆井液體系后，通過調(diào)整“三磺”材料加量使鉆井液的抑制性和封堵性明顯增強，控制失水小于4 mL，并將鉆井液密度由1.20 g/cm3提高到1.40 g/cm3后，明顯緩解了巖膏層縮徑的問題，起下鉆通暢，不再發(fā)生卡鉆事故。鉆井液綜合性能見表1。

表1 鉆井液綜合性能Tab.1 Comprehensive performance of drilling fluid

2.1.2 雙向劃眼器穩(wěn)定器鉆具組合優(yōu)化

鹽膏層起鉆或者倒劃眼作業(yè)時，最容易發(fā)生鉆頭或螺旋扶正器楔卡在小井眼處，一旦發(fā)生卡鉆，處理起來難度極大，損失時間長，甚至?xí)?dǎo)致井眼報廢，造成巨大經(jīng)濟損失。井徑測井試驗顯示，東巴格達油田膏鹽地層新井眼鉆開22 h后，平均井徑由?339.15 mm減小至?311.31 mm，最小井徑僅?309.81 mm。針對鉆頭和穩(wěn)定器倒劃眼效果差、卡鉆風(fēng)險高的問題，采用了PDC劃眼穩(wěn)定器代替常規(guī)的螺旋扶正器，劃眼穩(wěn)定器示意圖見圖1。劃眼穩(wěn)定器設(shè)計了加長的螺旋肋，螺旋肋的表面鑲嵌硬質(zhì)合金柱，并在其兩端鑲嵌了金剛石復(fù)合片，不但加強了井壁修整能力，同時還可實現(xiàn)雙向劃眼，起鉆遇阻時通過倒劃眼破除小井眼，保證起鉆安全。采用雙向劃眼穩(wěn)定器鉆具組合，并優(yōu)化其安放位置，在新地層發(fā)生蠕變后及時將其破除，劃眼頻次增加近一倍。

圖1 劃眼穩(wěn)定器示意圖Fig.1 Schematic diagram of reaming stabilizer

雙向劃眼穩(wěn)定器鉆具組合如下：?311.2 mm鉆頭+?203 mm浮閥（承托環(huán)）+?203 mm無磁鉆鋌×1+?203 mm鉆鋌×1根+?305 mm穩(wěn)定器+?203 mm鉆鋌×7根+?308 mm劃眼穩(wěn)定器+?177.8 mm鉆鋌×4根+?159 mm震擊器+?177.8 mm鉆鋌×1根+?127 mm加重鉆桿×15根+?127 mm鉆桿。

2.1.3 劃眼措施優(yōu)化

東巴格達油田開發(fā)初期，由于地質(zhì)資料尚不明確，單趟鉆進尺多，短起劃眼間隔長，導(dǎo)致卡鉆事故多發(fā)。國內(nèi)鉆井實踐證明，鹽膏層鉆井時切忌一味追求單趟鉆進尺，應(yīng)以井下安全為主，增加主動劃眼和短起下鉆頻率，利用鉆頭正向破巖優(yōu)勢徹底、高效修整小井眼。為了解決短起劃眼與鉆井時效的矛盾，對東巴格達油田鹽膏層進行井徑測井試驗和卡鉆復(fù)雜情況統(tǒng)計，試驗及統(tǒng)計結(jié)果表明，鹽膏層鉆井安全臨界時間窗口約22 h。當(dāng)鉆入鹽膏層后，密切觀察鉆壓、扭矩變化情況，增加主動短起劃眼頻率，及時破除小井眼。短起劃眼措施優(yōu)化效果見表2。

表2 短起劃眼措施優(yōu)化效果Tab.2 Optimization effect of short trip and reaming

實踐證明，在應(yīng)用雙向劃眼穩(wěn)定器鉆具組合，并對劃眼頻次、井段進行優(yōu)化后，劃眼效率得到明顯提高，徹底排除了卡鉆風(fēng)險，階段鉆井周期縮短4.21 d。

2.2 鹽膏層固井技術(shù)

該油田老井套管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計時，對鉆進和固井工況下的套管強度進行校核，但未考慮地層蠕變后加載的上覆巖層壓力。鹽膏層完井套管推薦使用高強度厚壁套管或雙層復(fù)合套管來抵抗地層蠕變所帶來的外擠應(yīng)力[9]。采用厚壁套管一方面限制了鉆頭和套管之間的配合間隙，另一方面增加了油田的開發(fā)成本。

2.2.1 套管評價方法及優(yōu)選做法

參考相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，進行套管柱強度校核時，在全掏空條件下，以上覆巖層壓力作為套管柱的外擠應(yīng)力載荷，計算套管柱的抗外擠安全系數(shù)[10]。

套管柱屈服擠毀強度計算公式為：

式中：Yp為管體屈服強度，MPa；Dc為套管外徑，mm；δ為管體壁厚，mm。

塑性蠕變地層生產(chǎn)套管有效外壓力計算公式為：

式中：v為巖石泊松比系數(shù)，取值0.3～0.5；Gv為上覆巖層壓力梯度，MPa/m；km為掏空系數(shù)，取值0～1；ρw為 完 井 液 密 度，g/cm3；h計 算 點 深度，m。

公式（2）與公式（1）的比值即為蠕變地層套管柱抗外擠安全系數(shù)。

采用上述評價方法對各型號套管進行校核，評價并優(yōu)選出?244.5 mm壁厚11.99 mm、鋼級L80的套管，計算外擠應(yīng)力和三軸應(yīng)力后，進而得出破壞安全系數(shù)分別為1.58和1.70，已經(jīng)遠(yuǎn)高于安全標(biāo)準(zhǔn)值[10]，能夠滿足東巴格達油田L(fēng)ower Fars組鹽膏層完井套管安全需求。套管安全系數(shù)校核見表3。

表3 套管安全系數(shù)校核Tab.3 Casing safety factor verification

2.2.2 安全優(yōu)質(zhì)固井技術(shù)措施

下套管前通井鉆具組合采用牙輪鉆頭加近鉆頭螺旋扶正器的組合形式，對井壁進行徹底的修整，鉆具組合為：?311.2 mm牙輪鉆頭+?203 mm浮閥+?305 mm螺旋扶正器+?203 mm鉆鋌×3根+?177.8 mm鉆鋌×3根+?127 mm加重鉆桿×8根+?159 mm震 擊 器+?127 mm加 重 鉆 桿×7根+?127 mm鉆桿。

測井結(jié)果顯示，采用牙輪鉆頭加近鉆頭螺旋扶正器鉆具組合的通井效果明顯好于原鉆具組合（PDC鉆頭+單鐘擺），對比情況見表4。

表4 兩種鉆具組合通井效果對比情況Tab.4 Effect contrast of two drilling tool assembly through-well

下套管時，采用整體式彈性扶正器，并根據(jù)井徑測井結(jié)果優(yōu)化扶正器安放位置及數(shù)量，小井眼井段每根套管安放1只扶正器，改善窄間隙井段套管居中度，其它井段每3根套管安放1只扶正器，經(jīng)專業(yè)軟件模擬套管整體居中度達到75%以上。在下入套管后，充分循環(huán)鉆井液，提高鉆井液密度至1.45 g/cm3，并調(diào)節(jié)鉆井液黏度不高于45 s，動切力5～10 Pa；使用自膨脹雙密度水泥漿體系，密度1.90 g/cm3的尾漿返至套管鞋以上200 m，密度1.50 g/cm3的首漿返至地面，采用憋壓候凝并附加1.0 MPa后，計算環(huán)空當(dāng)量水泥漿密度1.64 g/cm3；應(yīng)用預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)，替漿時首先替入45.8 m3清水，隨后再替入18.2 m3鉆井液，套管在內(nèi)外壓差作用下發(fā)生微縮變形。在水泥漿凝固失重過程中，套管管體在內(nèi)應(yīng)力作用下膨脹，達到防止一界面產(chǎn)生微間隙的目的。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

作為東巴格油田第二輪施工的第四口井，EBD-B-4是1口定向井，設(shè)計井身結(jié)構(gòu)如表5。

表5 EBD-B-4井井身結(jié)構(gòu)Tab.5 Wellbore structure of EBD-B-4 well

該井二開鉆進時應(yīng)用了低失水強封堵抑制的欠飽和鹽水鉆井液體系，進入鹽膏層前密度1.25～1.30 g/cm3，進入鹽膏層后將密度提高至1.40 g/cm3，調(diào)節(jié)黏度50～70 s，同時采用雙向劃眼穩(wěn)定器鉆具組合加強主動劃眼。二開階段鉆井施工比較順利，鉆井周期5.36 d，起鉆過程中沒有發(fā)生任何阻卡的現(xiàn)象。

下套管前應(yīng)用牙輪鉆頭和近鉆頭螺旋穩(wěn)定器進行通井，重點在鹽膏層井段反復(fù)劃2遍，后期套管順利下至井底，沒有任何遇阻顯示。采用自膨脹雙密度水泥漿體系，1 500～1 700 m采用1.90 g/cm3密度的水泥漿，0～1 500 m采用1.50 g/cm3密度的水泥漿，最后憋壓候凝48 h。經(jīng)后期聲幅測井評價結(jié)果顯示，固井合格率達91.4%。

4 經(jīng)濟效益分析

1）直接經(jīng)濟效益。東巴格達油田業(yè)主計劃投產(chǎn)150口井，目前已有40口井投產(chǎn)，其中，32口井應(yīng)用了鹽膏層針對性技術(shù)措施。鉆井承包商鉆機日費35萬元/d，平均單井鉆井周期縮短4.32 d，共縮短鉆井周期138.24 d，節(jié)約鉆井成本約4838萬元。

2）間接效益。EBD-A-3井處理卡鉆事故，以及后期側(cè)鉆、定向服務(wù)，造成經(jīng)濟損失900余萬元。減少鉆井事故，保證鉆井安全，是油田開發(fā)隱形經(jīng)濟效益。推廣應(yīng)用鹽膏層鉆井技術(shù)，降低鉆井復(fù)雜率，避免惡性事故造成巨大經(jīng)濟損失。

5 結(jié)論

1）采用高密度低失水強封堵抑制欠飽和鹽水鉆井液體系，配合雙向劃眼穩(wěn)定器鉆具組合、主動劃眼等工程措施，能夠明顯降低鹽膏層蠕變速率，是解決鹽膏層卡鉆問題的有效技術(shù)手段，并為套管安全下入、固井質(zhì)量提高創(chuàng)造良好的井筒條件。

2）針對Lower Fars組同類易漏鹽膏層，應(yīng)用預(yù)應(yīng)力固井技術(shù)，采用雙密度固井水泥漿體系，合理設(shè)計首尾漿返高，能夠有效防止固井井漏和一界面微間隙的產(chǎn)生，固井質(zhì)量明顯提高。

3）研究并完善東巴格達油田鹽膏層鉆井技術(shù)，對保證鉆井安全、縮短鉆井周期和提高固井質(zhì)量具有重要意義，有利于節(jié)約油田開發(fā)成本，延長油井生產(chǎn)壽命，具有良好的經(jīng)濟效益和社會效益。