土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术

  土库曼斯坦亚苏尔哲别油田存在多套盐膏层和高压盐水层,盐水层矿化度高、安全密度窗口窄,施工难度极大。最初,由于地质资料少、对盐水层性质认识不足,先期钻的两口井(09井和010井)报废。

 

  之后,通过进一步查阅资料及分析问题的根源,形成了/完善井身结构、应用控压钻井技术0钻穿盐水层的技术方案,在合同规定的后续4口井(包括09、010井的替补井09A、010A井)中应用取得了显著效果,建井周期由前苏联时期的2年以上缩短至4个月以内。石  油  钻  探  技  术2010年11月1 地质概况亚苏尔哲别油田位于土库曼斯坦国东部边界列把普州,与乌兹别克斯坦国接壤。地表为松软的第四系地层,井深1 300 m以浅为不稳定的灰色砂泥岩和砾岩,井深1 300~2 360 m为稳定性较好的砂泥岩和紫红色砂泥岩,井深2 360~2 860 m为约500 m厚的盐膏层集中段,井深2 860~3 100 m为石灰岩、白云岩含油气层段,是目的层段。在盐膏层集中段的顶部和底部为膏岩集中段,中间夹有两套多层膏岩层,俗称/四膏三盐0。在中部两个膏岩层的顶部,分别聚集有高压、超饱和、窄密度窗口的盐水层[1](010井井深2 437 m处盐水层水中的Ca2+质量浓度为50 020 mg/L,Mg2+质量浓度为39 690mg/L,Cl-质量浓度为304 870 mg/L;09井井喷后地面盐结晶并快速固化,井眼内盐结晶后停喷),上、下层压力系数分别为2100~2105和2105~2115,对钻井安全影响很大。

 

  2 存在的主要问题211 已钻井情况1)前苏联钻的201井,位于010井西北部400 m,2 356~2 957 m井段钻井液密度2125 kg/L,采用了/导管+5层套管0的井身结构。

 

  2)前苏联钻的208井,位于010井西北部600 m,2 350~2 940 m井段钻井液密度2123 kg/L,采用了/导管+5层套管0的井身结构,其中<19317 mm套管下至井深2 725 m卡死,随后又下入<13917mm套管,下至井深2 942 m。

 

  3)前苏联钻的39井,位于010井南100 m,钻至井深2 922 m发生井漏,采用水泥堵漏20次未获成功,耗时3个月,提前下油层套管完井。

 

  4)前苏联钻的59井,位于010井西南部200 m,原井报废。2008年,从井深2 350 m进行套管开窗侧钻,钻至井深2 400 m钻遇高压盐水层,钻井液密度2108~2110 kg/L。由于该井在盐水层多次发生漏失,于是提前下入<10116 mm套管完井,完井时钻井液密度超过2120 kg/L。

 

  5) 2008年钻的09井,位于010井东部100 m,钻至井深2 457100 m钻时突然变小,随后发生溢流。强行钻至井深2 460172 m溢流严重,关井,钻井液密度由1181 kg/L降至1171 kg/L。将钻井密度提高至1197 kg/L后仍不能平衡盐水层压力。因井口密封失效造成井喷,盐水以超过240 m3/h的流量喷出,并且温度超过100e。盐水喷出地面后,随着温度的降低又迅速形成盐结晶,钻台上下、井口周围及井场附近水池全部被结晶盐覆盖,井筒内的盐水也逐渐结晶,13 d后由于井内盐水结晶停喷。

 

  6) 2008年钻的010井,钻至井深2 437100 m处钻时突然变小,钻至井深2 437121 m发生井漏,此时钻井液密度2110 kg/L。起钻将钻井液密度降至1199~2100 kg/L,划眼至井底后再次发生漏失,钻井液只进不出。起钻至技术套管内静止堵漏,又发生井涌,几分钟内即达到约240 m3/h的喷出量,关井后套压逐渐升至617 MPa。处理井涌、井漏问题耗时超过2月,始终无法实现井内压力平衡,被迫改变处理方案。

 

  212 存在问题分析认为,该区块上白垩系盐膏层(井深2 350~2 860 m)中聚集的两套矿化度极高的盐水层是制约安全钻井的/瓶颈0。第一套盐水层(井深2 430~2 460 m)压力高(压力系数2100~2105)、密度窗口窄,钻井过程中非漏即涌,少量污染即导致钻井液严重稠化,失去流动性,控制不当盐水大量喷出,造成盐水结晶卡钻或井壁坍塌卡钻事故。井漏时因密度窗口窄,难以进行常规的堵漏和压井作业,人力、物力消耗极大,时间难以估算。第二套盐水层(井深2 740~2 780 m)为高压盐水层,地层压力系数2105~2115,漏失问题稍差,主要是防溢流、防钻井液污染。

 

  针对上述问题和原设计只有一层技术套管的井身结构方案以及合同规定4个月钻成一口井的要求,经过分析和研究,决定完善井身结构、应用控压钻井技术钻穿高压盐水层。

 

  3 控压钻井技术适应性分析控压钻井技术是指在油气井钻井过程中通过有效控制井筒液柱压力剖面,达到安全、高效钻井的目的[2-5]。上述概念有两层含义:一是控制整个井眼内的压力剖面,实现精确控制并适应不同的地层压力;二是解决与钻井有关的复杂压力控制问题,达到安全、高效钻井的目的。过平衡钻井、近平衡钻井、欠平衡钻井、精细控压钻井和自动(闭环)控压钻井中均包含控压钻井技术[2,4],但在目前的技术条件下,#38#第38卷第6期张桂林:土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术通过控制套管压力实现井底压力的控制、保证井底始终处于平衡状态及适应地层压力要求是具有可操作性的。

 

  井底压力为环空静液柱压力、环空摩擦力及井口回压(套管压力)之和。在常规过平衡钻井中,井底压力始终大于地层压力。控压钻井的实质是通过调整节流阀的开度控制井口回压,实现井底压力的调节,保证井底压力等于或略大于地层压力[2-5]。

 

  在窄密度窗口地层条件下,如果不能找到不漏不喷的压力平衡点,循环时会发生井漏,静止和起钻时会发生井涌。在这种情况下,采用堵漏或压井处理的难度很大,甚至难以有效处理,而采用控压钻井技术可以取得较好的效果。通常,控压钻井使用液相钻井液,为适应其在低压地层的应用,国内开展了充气控压钻井气液两相流流型研究[6],控压钻井的应用范围进一步扩大。目前,该技术主要用于保护油气层钻井或解决窄密度窗口其他流体层位钻井。实际应用时,具体层位的选择需统筹考虑整个裸眼井段的状况,以防止其他井段出现复杂问题。

 

  土库曼斯坦亚苏尔哲别油田高压盐水层采用常规堵漏、压井等方法难以实现安全和快速钻井,应用控压钻井技术,通过合理调整钻井液密度、提高回压控制溢流、减小回压防止井漏,可以安全钻穿该油田的两套盐水层。

 

  4 控压钻井方案411 实施原则作为处理盐水层钻进的关键技术,控压钻井的实施原则是:采用密度与盐水层压力当量密度接近的堵漏型饱和盐水钻井液,通过手动控制节流阀调整井口回压,并根据钻井液总量变化情况随时调节,只允许微量漏失,不允许盐水层溢出,严防盐水污染钻井液;若发生盐水侵或溢流,应立即关井反压,将侵入的盐水压回地层。

 

  412 技术要点1)井口防喷器组合:70 MPa/单闸板防喷器+双闸板防喷器+环形防喷器0的防喷器组+35 MPa旋转防喷器。

 

  2)钻至井深2 300 m停止钻进,换用防漏、堵漏和承压能力俱佳的饱和盐水随钻堵漏与复合堵漏钻井液体系[1]。

 

  3)钻至井深2 400 m将钻井液密度调至2100~2101 kg/L,采用旋转防喷器控压钻穿第一套盐水层;钻至井深2 700 m,将钻井液密度调至2106~2108 kg/L,钻穿第二套盐水层。

 

  4)井口回压最高不超过5 MPa,若套压超过5 MPa必须停钻关井,重新计算并提高钻井液密度后方可恢复钻进。

 

  5)允许小于2 m3/h的微量漏失,但不能让盐水侵入钻井液,以防止其污染钻井液,造成钻井液稠化、固化。

 

  6)当漏失速度达到2 m3/h时,排量最低可降至16~18 L/s,继续钻进仍有漏失,注入堵漏钻井液并起钻至上层技术套管内静止堵漏。静止12 h后小排量开泵观察漏失情况,若无漏失下钻分段循环,检验堵漏效果。

 

  7)恢复钻进时保证排量正常,防止排量降低使井壁形成厚虚泥饼,导致出现井下复杂情况。

 

  8)堵漏期间及堵漏成功后,始终保持对盐水层的正压差。

 

  9)在2 400~2 500 m井段发生井漏、井涌问题时,控压钻至井深2 500 m以深,确认钻穿盐水层后下入<24415 mm技术套管封固盐水层。以相同的方法钻至井深2 860 m,穿过第二套盐水层后下入<17718 mm尾管。

 

  10)在2 400~2 500 m井段无井漏、井涌问题时,逐步将钻井液密度提高至2106~2108 kg/L,确认安全后继续钻至井深2 860 m,下入<24415 mm技术套管。

 

  11)钻穿盐水层后,每次起钻前用密度大于2120 kg/L的重浆反挤压井,保证井内压力平衡。

 

  12)将综合录井仪显示器连接至节流管汇处,以便于操作人员随时观察钻井液液量变化和及时控制节流阀,实现节流阀操作与液面变化的人工联动操作。

 

  5 现场应用511 010井的试验010井钻至井深2 437121 m发生井漏、井涌复杂情况后,采用堵漏、压井方法处理2个月未取得进展,决定采用控压钻井技术进行处理。控压钻进时,将钻井液密度调至1198~1199 kg/L,泵压18 MPa,初始#39#石  油  钻  探  技  术2010年11月套压为0,停泵有溢流。钻至井深2 585195 m,钻井液密度降至1170 kg/L,套压4~6 MPa,成功钻穿第一套盐水层。钻至井深2 735100 m钻速加快,表明钻遇第二套高压盐水层,泵压由17 MPa升至20MPa,套压由8 MPa升至14 MPa,液量增加11 m3。

 

  继续钻进,钻井液密度逐渐降至1150~1159 kg/L,因补充注入的重浆量不足,返出的钻井液密度最低降至1132 kg/L(纯地层盐水密度),且返出量很大,关井。强行恢复试钻进,套压13~16 MPa,钻至井深2 749194 m,因盐水喷出量太大,注入200 m3密度2100 kg/L的重浆。钻至井深2 762 m,套压升至14 MPa,关井后最高升至18 MPa,停钻。由于盐水对井壁造成严重侵害,井壁严重垮塌并卡钻。

 

  该次控压钻井试验虽然没有钻至2 860100 m的设计井深,但从井深2 437121 m钻至井深2 735m仅用时2 d,若没有第二套压力更高的盐水层(设计没有提示第二套盐水层),控压钻井可以取得成功。试验证明,只要合理控制钻井液密度和井口回压,利用控压钻井技术处理复杂盐水层的方案可行。

 

  512 新井的实施在对试验井的应用效果进行总结分析的基础上,制定了新的实施方案与措施,在后续4口井进行应用,并取得了预期效果。笔者仅介绍两口井的应用情况。

 

  51211 010A井该井是010井的替补井,采用控压钻井技术高效完成了两个井段的施工。

 

  1 002100~2 508100 m井段(<31111 mm井眼)将钻井液转化为饱和盐水钻井液体系,Cl-质量浓度保持在180 000 mg/L左右,全井段加入7%的复合堵漏剂,钻井液密度2101~2103 kg/L。钻至井深2 437141 m钻速明显加快,钻井液池液面缓慢上升。钻至井深2 441104 m,入口处钻井液密度2102kg/L,出口处1199 kg/L;接单根时发现溢流,因溢流量快速增大随即关井,最高套压5135 MPa;节流循环,返出钻井液的密度由1193 kg/L降至1151 kg/L,用密度2120 kg/L的重浆反挤,套压由10110 MPa降至4100 MPa,停泵关井套压降为0,钻至井深2 508100 m完钻。短起下钻至井深2 388100 m时发生溢流,关井套压0175 MPa,节流循环入口处的钻井液密度为2102 kg/L,出口处为1198 kg/L,节流套压为016 MPa;控压起钻,每起两柱向环空挤入018 m3钻井液,起至表层套管静止后开旋转防喷器,井口无返出;下钻至井深2 508100 m循环正常后起钻,下入<24415 mm技术套管。

 

  2 508100~2 865100 m井段(<21519 mm井眼)四开钻至井深2 697141 m发生井漏,井口无返出,共漏失钻井液8 m3,钻井液密度2105 kg/L,排量25 L/s,立压16 MPa。用配制的堵漏浆钻进,钻至井深2 706190 m停泵,井口出现外溢且溢出量逐渐增大,关井套压015 MPa。控压钻至井深2 716166 m起钻,反挤钻井液1116 m3,套压由715 MPa降至2112 MPa,静止堵漏。控压钻至井深2 751167 m钻具放空0127 m,钻井液返出量锐减为013 m3/min;强行钻至井深2 754100 m,起钻至井深2 484100 m后关井静止堵漏。恢复钻进钻至井深2 772100 m,因钻具阻卡严重清除堵漏材料,钻至井深2 865100 m完钻,起钻后电测顺利,下入<17718 mm尾管。

 

  51212 013井该井在<31111 mm井眼1 002100~2 860100 m井段实施了控压钻井。钻至井深2 370100 m进入盐水层,钻井液密度控制在2102 kg/L,成功钻穿第一套高压盐水层。因井内压力处于近平衡状态,地下盐水层在循环温度降低的情况下快速结晶,形成了井壁,未发生井漏、井涌。

 

  第一套高压盐水层钻穿后,将钻井液密度逐步提高至2108~2109 kg/L,钻至井深2 768138 m时漏失钻井液约615 m3,漏速约14 m3/h,随后降低入口处钻井液密度;钻至井深2 780121 m,入口处钻井液密度为2102 kg/L,出口处为2101 kg/L,发生溢流,溢流速度约7 m3/h;随后,溢流速度逐渐增大,出口处钻井液密度降至1189 kg/L,循环槽处钻井液外溢。停泵关井,套压升至315 MPa,立压115MPa;进行节流控压钻井,套压控制以钻井液总量不增加为原则,密切关注液面监控曲线的变化。控压期间,套压最高至518 MPa,补充密度2105~2107 kg/L的重浆后,套压逐渐降至019~112 MPa,最后降至0,钻井液总量保持稳定。该井钻至井深2 860100m完钻,下入<24415 mm技术套管。

 

  采用同样的方案与技术措施,08井、09A井也顺利钻穿盐水层,并顺利下入套管。

 

  6 结论与认识1)控压钻井技术既可以应用于油气层钻井以#40#第38卷第6期张桂林:土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术保护油气层,也可以用于其他流体层位钻井达到安全钻井的目的。在盐水层进行控压钻井,应确保井底微漏或不涌,严防钻井液受到污染。

 

  2)在土库曼斯坦亚苏尔哲别油田,采用控压钻井技术钻穿高压盐水层是最佳选择。应用该技术安全、快速地完成了盐膏层井段的施工,其他技术无法与之相比。

 

  3)钻井液密度合理与否对于控压钻井技术的应用至关重要,密度过高,发生漏失无法钻进;密度过低,套压高、控制难度大,套压控制在0~5 MPa确定钻井液密度较合适。同时,应储备足够的加重压井液,随时准备反挤压井和起钻前的压井。

 

  4)由于对控压钻井的认识不足,进行控压钻井试验时主要以欠平衡方式、快速钻完进尺、完钻后以重浆压井起钻为主要措施,井内没有达到/微漏、不涌0的稳定状态,出现严重溢流,导致控压钻井失败。

 

  5)控压钻井技术的应用受一定条件的限制,实施中应力求达到井内压力处于平衡状态。若两层之间的压力系数差超过015,应下入技术套管封固一层,防止溢流在两层间窜扰。010井试验失败就说明了这个问题。

 

  6)控压钻井技术可以解决某一井段的井下问题,是处理井下复杂问题的一种必要手段,最终目的是实现井内压力平衡、达到可正常起下钻的状态,为后续钻进创造条件。