托甫台区块含盐膏层深井井身结构优化设计

刘 彪， 白彬珍， 潘丽娟， 牛丽霞， 樊艳芳

(1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

塔河油田盐区存在火成岩地层和盐膏层，前期多采用“长裸眼穿过盐层”的井身结构[1],火成岩地层与盐膏层同开次钻穿，经济高效。但是托甫台区块油藏埋深6 400.00～6 500.00 m，较其他区块约深1 000.00 m，同时二叠系火成岩地层裂缝发育，盐膏层蠕变速率和构造应力分布与其他区块有较大差别，导致采用该井身结构时经常发生井漏、坍塌、卡钻等井下故障，造成钻井成本增加。为此，笔者在分析地层压力、火成岩地层裂缝分布特征的基础上，对井身结构进行了优化和调整。

1 “长裸眼穿过盐层”井身结构存在的问题

1.1 大尺寸井眼段长

新近系康村组以上砂泥岩互层段地层胶结程度差，承压能力低，二叠系火成岩地层裂缝发育，需要进行承压堵漏作业；石炭系盐膏层易蠕变，需采用高密度钻井液钻进。因此，上层φ339.7 mm套管下深要加深，以防止承压堵漏与采用高密度钻进盐膏层时压漏套管鞋处地层，从而导致φ444.5 mm井眼段长达3 000.00 m，大大降低了机械钻速。

1.2 火成岩地层堵漏困难

托甫台区块二叠系火成岩地层埋深5 000.00～5 200.00 m，岩性为凝灰岩和玄武岩，裂缝发育，钻井过程中易发生井漏，需要进行承压堵漏作业。堵漏时主要借鉴塔河油田其他工区的堵漏经验，采用复合桥塞堵漏[2]与“桥堵+中强度可固化凝胶堵漏”[3]，但由于对火成岩地层的裂缝发育情况认识不清，堵漏作业难以一次成功。如TP138X井采用了“长裸眼穿过盐层”井身结构，钻穿盐膏层前按邻区经验进行承压堵漏作业，折算井底压力当量密度1.74 kg/L，套管鞋处为1.88 kg/L。但采用密度为1.62～1.73 kg/L的钻井液钻开盐膏层、测蠕变速率及扩眼期间发生4次井漏，进行了3次承压堵漏作业，累计漏失钻井液625 m3。

1.3 盐膏层蠕变影响钻井安全

托甫台区块借鉴邻区经验，采用欠饱和盐水聚磺钻井液[4]与钻后扩孔[3]相结合的技术钻穿盐膏层，主要以密度为1.66～1.73 kg/L的欠饱和盐水聚磺钻井液抑制盐层蠕动，定期补充抗盐抗高温处理剂，维持钻井液性能稳定，防止因盐膏层大量溶解而形成大肚子井眼和重结晶[3-4]；钻穿盐膏层后，扩孔并下入厚壁高抗挤套管封隔盐膏层。但在钻穿盐膏层的过程中若发生井漏，井筒内液面下降后会因环空液柱压力不足以平衡蠕变应力而卡钻，且随时间推移蠕变加剧，导致无法解卡。TP138X井发生第4次井漏后，处理过程中伴随二叠系火成岩地层掉块以及盐膏层蠕变缩径卡钻，导致填井侧钻。

1.4 套管程序复杂

盐膏层下部地层为巴楚组“双峰灰岩”地层，存在微裂缝，在高密度钻井液作用下，容易发生漏失；同时，目的层为缝洞型油藏，上部的东河塘组地层存在水层，若以压稳水层的钻井液钻进目的层，势必造成井漏并伤害储层，因此需要下套管分别封隔。

2 地层压力与火成岩地层特性分析

2.1 地层压力分布

利用地应力分析软件Drillworks对测井资料进行反演并与实钻、测试资料结合，得到托甫台区块地层的三压力剖面(见图1)。从图1可以看出，托甫台区块地层孔隙压力当量密度为1.05～1.25 kg/L，属正常压力系统，其中石炭系卡拉沙依组、巴楚组(含盐膏层)以及泥盆系东河塘组地层的孔隙压力当量密度为1.20～1.25 kg/L；坍塌压力当量密度较低，约为1.00～1.30 kg/L，整体井壁稳定性较好；新近-古近系及以上地层的破裂压力当量密度为1.70～1.80 kg/L，白垩系至奥陶系顶部为1.80～1.90 kg/L，奥陶系地层为1.60～1.70 kg/L；二叠系火成岩地层的初始漏失压力当量密度为1.30 kg/L，是全井的薄弱地层之一。

图1 托甫台区块地层三压力剖面Fig.1 The three pressure profiles of Tuofutai Block

以上分析可知，二叠系地层为全井承压能力最低地层，而盐膏层需高密度钻井液抑制其蠕变，一次钻开2个不同压力系统的地层，存在漏失风险。若采用密度1.62～1.73 kg/L的钻井液钻穿盐膏层，要么采用承压堵漏技术提高二叠系火成岩地层的承压能力，要么将盐膏层与火成岩地层封隔开。

2.2 火成岩地层特征分析

托甫台区块火成岩地层以凝灰岩和玄武岩为主，凝灰岩多夹有火山角砾岩和少量凝灰质砂岩、粉砂岩，但玄武岩较纯较厚，水敏性不强。

2.2.1 强度分析

采用巴西劈裂法[5]测定了托甫台区块火成岩地层岩石的抗拉强度，结果见表1。由表1可知，托甫台区块火成岩地层的抗张强度较大。

表1托甫台区块火成岩地层岩石抗张强度

Table1ThetensilestrengthtestofigneousrockinTuofutaiBlock

岩心编号试样尺寸直径/mm长度/mm劈裂载荷/kN抗张强度/MPaBX125.1817.1710.8415.96BX225.1615.7011.8619.11BX325.237.905.2716.83BX425.227.426.3621.63

图2为托甫台区块火成岩地层岩石的应力-应变曲线。从图2可以看出，岩石破坏后应力急剧下降，说明托甫台区块火成岩地层具有较强的脆性特征。

图2 托甫台区块火成岩地层岩石应力应变曲线Fig.2 The curve of stress-strain of igneous rock in Tuofutai Block

2.2.2 裂缝发育特征

成像测井(见图3)显示：玄武岩段高导裂缝发育[6]，裂缝倾角22°～86°，其倾向、走向杂乱；低阻、呈暗黑色团块状与形状不规则的高导异常体沿裂缝呈星点状分布，表明裂缝以溶蚀孔洞为主。

火成岩地层岩样(见图4)的表观裂缝发育，充填有砂岩、粉砂岩，呈现条带状充填特征，具有较强的非均质性。电镜扫描结果(见图5)表明，玄武岩及凝灰岩岩样内部矿物晶体的晶间微观裂隙发育，矿物内部解理发育。

图3 火成岩井段裂缝分布Fig.3 The fracture distribution of igneous rock formation in Tuofutai Block

图4 火成岩地层的岩样Fig.4 Sample of igneous rock formation in Tuofutai Block

图5 火成岩地层岩样的电镜扫描照片Fig.5 Microscopic photo of igneous rock formation in Tuofutai Block

以上分析可知，二叠系火成岩地层存在以纵向张性为主的裂缝[7]，且发育有大小不均的溶蚀孔洞，缝宽和溶蚀孔洞大小分布规律复杂，导致桥堵材料级配难以确定，不能对缝、洞完全封堵；一次承压堵漏后，高密度钻井液滤液在压差作用下侵入岩石裂缝内，充填在裂缝内的砂泥岩在滤液作用下产生水力劈裂效应，导致脆性火成岩地层掉块，破坏井壁使漏失面积增大，增加堵漏难度，加剧漏失，而漏失又引起膏盐层蠕变导致井眼缩径。因此，采用桥堵堵漏工艺难以将火成岩地层的承压能力提高到需要的强度，必须对井身结构进行优化设计。

3 井身结构优化设计

3.1 必封点的确定

由托甫台区块地层三压力剖面(见图1)可知，井深2 600.00 m以浅地层的破裂压力当量密度不高于1.70 kg/L。实钻数据表明，二叠系火成岩地层的漏失压力当量密度为1.30 kg/L，需采用1.50 kg/L的低密度水泥浆固井，固井时井底压力当量密度达到1.70 kg/L。为确保固井中不发生井漏，该层套管需下至井深2 600.00 m，才能满足井口压力达到9 MPa时不压漏套管鞋处地层的要求。

现场承压堵漏表明，火成岩地层最大承压当量密度为1.72 kg/L，而钻穿盐膏层时需将钻井液密度提高至1.70～1.73 kg/L，才能有效抑制盐膏层蠕变。为此，二叠系火成岩地层与盐膏层不能同一开次钻开。

考虑盐膏层之下地层与目的层存在漏失风险，需在钻穿盐膏层后及时封隔，以免高密度钻井液压漏下部承压能力较低的海相沉积地层。

下部奥陶系地层的风化壳承压能力低，需将中完井深定在风化壳以上的泥岩段，以便将属于不同压力系统的地层单独钻开。

以上分析可知，托甫台区块地层存在1个风险点与3个必封点，分别是：1)风险点位置井深2 600.00 m；2)第1个必封点为盐膏层顶部；3)第2个必封点为盐膏层底部；4)第3个必封点为目的层顶部。

3.2 井身结构设计

托甫台区块的典型“长裸眼穿过盐层”井身结构为：一开，φ660.4 mm钻头×300.00 m，φ508.0 mm套管×299.00 m，封隔第四系地层；二开，φ444.5 mm钻头×3 200.00 m，φ339.7 mm套管×3 198.00 m，封隔新近系地层；三开，φ311.1 mm钻头×5 685.00 m，φ244.5 mm套管×(3 048.00～5 555.00) m，φ265.1 mm套管×(5 555.00～5 628.00) m，用厚壁高抗挤套管封盐膏层；四开，φ215.9 mm钻头×6 305.00 m，φ177.8 mm套管×6 303.00 m；五开，φ142.9 mm钻头×6 472.09 m，裸眼完井。

根据以上分析结果，将“长裸眼穿过盐层”的井身结构优化为“专封盐膏层”井身结构。“专封盐膏层”井身结构为：一开，φ660.4 mm钻头×100.00 m，φ508.0 mm套管×99.00 m，封隔第四系地层；二开，φ444.5 mm钻头×2 600.00 m，φ339.7 mm套管×2 599.00 m，封隔新近-古近系地层；三开，φ311.1 mm钻头×5 625.00 m，φ244.5 mm套管×5 623.00 m，封隔盐膏层以上地层；四开，φ215.9 mm钻头×5 685.00 m，φ206.4 mm套管×(5 573.00 ～5 682.00) m，采用厚壁高抗挤套管封隔盐膏层；五开，φ165.1 mm钻头×6 305.00 m，φ142.9 mm套管×6 303.00 m；六开，φ114.3 mm钻头×6 472.09 m，裸眼完井。与“长裸眼穿过盐层”井身结构相比，“专封盐膏层”井身结构有3个优点：第一，缩短了φ444.5 mm井眼的长度，有利于提高机械钻速，减少了大尺寸套管用量；第二，若钻穿火成岩地层过程中不发生漏失，可省去承压堵漏工序直接钻至盐膏层顶部，若出现漏失，其承压最大只需满足低密度固井要求，降低了承压堵漏的难度；第三，分别封固火成岩地层与盐膏层，避免了钻进火成岩地层时的漏失、坍塌，有利于安全钻穿盐膏层。

3.3 套管层序优选

与“长裸眼穿过盐层”井身结构相比，“专封盐膏层”井身结构一开、二开及三开的盐膏层之上套管规格不变，仅下深有改变；不同点是盐膏层与盐膏层以下井段套管程序有所变化，具体变化见表2。

表2 2种井身结构的套管参数对比Table 2 Comparison of the casing parameters

对比“专封盐膏层”井身结构中的φ206.4 mm和φ142.9 mm套管与“长裸眼穿过盐层”井身结构中的φ265.1 mm和φ177.8 mm套管，仅φ206.4 mm套管相对于φ265.1 mm套管抗外挤强度低2.1 MPa。同时，φ206.4和φ142.9 mm套管的抗拉强度均降低较多，但是由于封固井段较短(托甫台区块盐膏层井段使用套管最长80.00 m、盐膏层底部到目的层顶部距离800.00 m)，按BEB套管强度校核法[8]计算，抗拉系数分别达88.6和6.3，表明“专封盐膏层”井身结构的套管强度满足要求。

3.4 配套钻井工艺

“专封盐膏层”井身结构的六开井眼尺寸为φ114.3 mm，存在超深小井眼循环压耗大、环空返速低的问题，为此采用本体外径为88.9 mm、接箍外径为108.0 mm的非标准钻杆，该钻杆与API标准φ73.0 mm钻杆相比，每1 000.00 m可降低压耗1.65 MPa，有利于充分利用水力能量。同时，为解决深井扭矩传递困难，采用 “PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，减小钻具承受的扭矩，防止钻具疲劳损坏。“PDC钻头+螺杆钻具”组合为：φ114.3 mm钻头+φ95.0 mm螺杆+单流阀+φ88.9 mm钻铤×7根+旁通阀+φ88.9 mm钻铤×9根+φ88.9 mm非标准钻杆+φ127.0 mm钻杆+φ139.7 mm钻杆。

4 实钻效果

TP155X井是托甫台区块第一口采用“专封盐膏层”井身结构的深井，封隔二叠系后，采用密度1.70～1.73 kg/L的钻井液钻穿盐膏层，没有出现井漏与盐膏层蠕变导致的井下故障。

该井三开、四开、五开和六开井段的平均井径扩大率分别为5.80%、66.00%(盐膏层)、4.96%和3.80%，井身质量优秀；声幅测井显示，四开、五开固井质量均为优秀，达到了封隔盐膏层与水层的目的；六开采用“PDC钻头+螺杆钻具”复合钻井技术，保证了钻井安全，实现了一趟钻钻至设计井深。

TP155X井钻井周期较设计周期缩短13.2 d，创造了托甫台盐区井下故障率最低、钻井速度最快的纪录。

5 结论与建议

1) 为解决火成岩地层承压能力不能满足长裸眼钻穿盐膏层的问题，根据地层压力分布和火成岩地层的裂缝分布特征，设计了“专封盐膏层”井身结构。

2) “专封盐膏层”井身结构虽然解决了钻穿盐膏层易发生井下故障的问题，但是六开井眼尺寸较小，需要进一步优选套管，在满足强度要求的条件下，尽量增大井眼尺寸。

3) 建议研究适用于该地区的堵漏技术，将火成岩地层的承压能力提高到能满足长裸眼钻穿盐膏层的需要，以简化井身结构。

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