阿姆河右岸B区巨厚盐膏层大斜度井安全钻井

2021-12-28郭升涛杜青云尹晓明马鸿彦

钻采工艺 2021年5期

吴丰，程林，郭升涛，杜青云，尹晓明，陈娜，马鸿彦

1中国石油渤海钻探工程有限公司定向井技术服务分公司 2中国石油渤海钻探工程有限公司第二钻井分公司

0 引言

土库曼斯坦阿姆河右岸目标B区块地质条件复杂。地表疏松含流沙层，易垮塌；过路层分布着800～1 000 m的巨厚盐膏层，且存在次生气藏和高压盐水层；盐下天然气资源丰富，储层压力高,压力系数在1.70～2.20之间，气藏埋藏深约3 200～3 800 m，钻井难度大，施工风险高。该区块前期已钻井均为直井，为提高单井开发效率和投资回报率，采用大斜度井、水平井增加气藏泄流面积，提高单井产能，实现高效开发气藏的目的。但盐膏层钻进存在诸如地层蠕变缩径、钻井液污染严重、井眼轨迹难控制、定向造斜卡钻风险大等技术难题[1-2]，且区块无定向井、水平井的实钻资料做参考，因此需要针对巨厚盐膏层大斜度井定向井段进行优化设计，以期降低钻井施工风险。目前关于盐膏层钻井的岩盐钻井液性能、井身结构优化和钻头优选等已做较多工作[3-4]，诸如盐膏层造斜稳斜难度大，高压盐水层条件下井下工具易受损、造斜井段长度优化设计[5-6]等还存在很多难点。根据该B地区盐膏层特点，本文构建出了适合该气田钻井的岩盐蠕变模型，计算出了安全钻进时间和钻井液密度，并结合现场钻井液体系使用情况，提出了规定时间内进行盐膏层钻井液维护的重要性。同时，综合考虑气田储层目标埋深、盐膏层稳定性和造斜工具能力，对巨厚盐膏层大斜度井造斜点进行了优选，确定了盐膏层中上盐层造斜的方案，并在现场实施应用中验证了该地区盐下气田盐膏层中造斜的可行性和实用价值。

1 盐膏层钻井液性能

1.1 已钻井钻井液体系技术难点

目标B区块前期已钻井均是直井，使用的钻井液体系如表1所示。

表1 B区块原钻井液体系

存在以下技术难点：

(1)上部地层泥岩段长，岩石胶结性较差，存在井壁失稳、大井眼携砂困难、钻屑分散造浆、钻头泥包等复杂。

(2)中部长段膏盐层钻进中，钻井液面临盐、钙污染、井眼缩径卡钻、饱和盐水钻井液的流变性和失水控制困难，以及可能钻遇高压CaCl2型盐水对钻井液性能破坏，导致井下情况变得更复杂等。

(3)储层破碎、微裂缝发育、酸性气体含量高，渗透性好、安全密度窗口窄、地温梯度高，对钻井液的高温稳定性、失水、润滑性能、流变性和防渗、防硫、防CO2、防喷及储层保护等要求高。

1.2 岩盐蠕变本构模型

岩盐蠕变具有非线性力学特征，岩盐的形变状态随着时间而发生变化。影响岩盐的蠕变速率的因素包括环境温度、压力、时间等，因此构建描述岩盐蠕变的物理模型[7]：

(1)

假设该区块盐膏地层地应力分布均匀，各向同性，属于平面应变问题，静水压载不影响岩盐蠕变速率。构建描述岩盐蠕变的本构关系：

平衡方程：

(2)

几何方程：

(3)

物理方程：

(4)

边界条件：

(5)

式中：εs—稳态蠕变速率，s-1；Q—盐岩的激活能，cal/mol；R—气体摩尔常数；σ—应力差，MPa；T—热力学温度，K；A和B—岩石的蠕变参数，无因次；σr—径向应力，MPa；σθ—径向应力，MPa；r—半径，m；εr—径向应变，无因次；εθ—径向应变，无因次；σH—水平最大地应力，MPa；σh—水平最小地应力，MPa；a—井眼半径，m；pi—井内钻井液柱压力，MPa。

1.3 岩盐蠕变安全钻井液密度

根据B区块地层资料显示，储层上段是高压膏盐层，最大温度110 ℃，最大水平地应力梯度2.2 MPa/100 m，相关计算参数见表2。

表2 计算基础参数

借鉴邻区块井身结构，则维持一定井眼缩进率所需的钻井液密度计算公式为：

(6)

(7)

式中：n—井眼缩进率；a—井眼半径，mm；H—井深，m；σH—水平最大地应力，MPa；σh—水平最小地应力,MPa。

1.4 岩盐蠕变安全钻井时间

根据式(6)和式(7)计算出该地区维持盐膏层缩径率为0.1%的钻井液密度为1.90 g/cm3，维持时间约100 h，如图1所示。

图1 不同钻井液密度缩进率版图

1.5 岩盐蠕变安全钻井液性能

为了保证盐膏层中安全顺利钻进，对钻井液处理剂进行室内抗温、抗盐实验评价，优选出满足巨厚盐膏层钻井要求的饱和聚磺钻井液体系，其具体性能见表3。

表3 巨厚盐膏层饱和盐水钻井液性能优选

2 大斜度井定向井段优化

2.1 水平段长度优选

图2显示了气井产能与水平段长度之间的关系。可以看出，随着水平段长度增加，气井无阻流量增大，当水平段长增加到400 m后，气井无阻流量增大趋势进入平缓期。考虑钻井综合成本和施工难度，水平段长度优选范围在400～600 m。同时，根据邻井资料预测本区域大斜度井日气产量在100×104m3，考虑到大斜度钻井难度和完井酸化等施工条件，水平段井眼优选Ø215.9 mm，配合Ø73.0 mm或Ø88.9 mm油管均可。

图2 水平段段长与无阻流量关系图

2.2 井眼轨迹优化

案例井造斜点设计垂深2 650 m，储层段长400 m，井斜角为82.4°。为了能够实现在盐层中造斜、增斜、稳斜的目的，井眼轨迹优化为“直—增—稳—增—稳”五段制。优化后的井眼轨迹剖面设计参数见表4所示。

表4 案例井轨迹剖面设计

2.3 井身结构优化

针对B区地质特征和储层特征进行分析，结合大斜度水平段井眼尺寸设计结果，并参考B区邻井已钻井资料，优化井身结构。当考虑浅部地层存在次生高压气藏和高压水层时，需要在浅表层增加一级套管，封隔次生气藏地层，即需采用四开井身结构：Ø508 mm+Ø339.7 mm+Ø244.5 mm+Ø177.8 mm，其中一开Ø508 mm表层套管下深15 m左右，安装具有井控能力的井口，预防浅层气藏。案例井中浅部不存在次生高压气藏，即采用三开井身结构：Ø339.7 mm+Ø244.5 mm+Ø177.8 mm，各层次套管下深和目的表示如下：

(1)表层套管。一开使用Ø444.5 mm钻头钻进至井深1 420 m，Ø339.7 mm表层套管下深1 419 m，目的是封隔盐膏层以上地表浅水层、疏松地层等不稳定地层，防止井壁垮塌掉块，提高地层承压能力，为盐膏层安全钻进创造有利条件。

(2)技术套管。二开用Ø311.2 mm钻头钻进至井深3 272 m(B靶点)，用Ø244.5 mm+Ø250.8 mm复合技术套管下深3 271 m，目的是封隔盐膏层。

(3)生产套管。三开使用Ø215.9 mm钻头钻进至完钻井深3 878 m，钻穿目的灰岩层，并采用Ø177.8 mm尾管悬挂后，再回接至井口完井，封固裸眼产层。