墨西哥湾深水岩膏地层钻井实践

张星星　黄小龙　严　德　冷雪霜　田瑞瑞（中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东深圳　518067）

墨西哥湾深水岩膏地层钻井实践

张星星黄小龙严德冷雪霜田瑞瑞
（中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东深圳518067）

在墨西哥湾大陆架外深水区域的水下存在大量的油气资源，在钻探过程中遇到了完全不同于以往的技术障碍，产层被分布广泛的巨厚盐层所覆盖，对通常采用的钻井和完井技术是一个巨大的挑战。对如何利用先进的钻井工具、工艺和钻井液管理方法解决巨厚盐层带来的钻井难点进行了论述，探讨了如何在满足深水开发的特殊经济和技术需求的同时实现上述目标。墨西哥湾地区已经完成了盐下远景区的勘探工作，目前已进入开发和生产阶段。

墨西哥湾；深水；钻井；巨厚盐层

墨西哥湾盆地是世界第3大油气资源盆地，20世纪20年代开始涉足海洋勘探活动，90年代随着深水及超深水远景区丰富油气资源的发现［1］，使墨西哥湾掀起了新一轮勘探热潮，大多数深水区域油气资源形成都离不开墨西哥湾特殊的浅层次生盐蓬构造，机遇与风险并存，浅层盐蓬相关构造也给勘探钻井工程作业带来极大的挑战。

1　墨西哥湾盐体构造给钻井带来的挑战

墨西哥湾有几个深水远景区位于多个盐层之下，其中部分盐层厚度达6 100 m，盐层从美国大陆架一直延伸到得克萨斯和路易斯安那海岸的深水大陆斜坡。在南端勘探活动相对较少的墨西哥Yucatan半岛水域，也有一个类似的盐下远景区。为实现新的勘探目标，许多海上作业者不得不钻穿巨厚盐层来发现砂岩产层，并取得了巨大盐下发现，如大陆架区的Mahogany油田，深水区的Gemini、Atlantis、Thunder Horse、Mad Dog和Pony油田，超深水区的Tahiti、St. Malo、Jack和Kaskida油田等［2］。

盐层钻进过程中遇到的挑战与盐体的独特性质有关。盐层即使在被埋藏之后，仍然还能保持相对较低的密度。随着时间的推移，同一深度及更深处的其他地层的密度会随着上覆地层的增加而增大，盐层密度常常低于周围地层或盐下地层的密度。如果上覆沉积物无法阻挡盐的运移（墨西哥湾经常出现这样的情况），盐体就会上升。盐体的这种运移会在盐底和盐体侧方形成一个难以模拟的压裂碎石带（图1）。由于孔隙压力、破裂梯度以及天然裂缝的存在及规模都难以预测，因此要想在钻出盐底的同时实现井控难度很大。

图1　盐体及盐体周围潜在的钻井隐患

在持久的恒定应力下，盐体的形态会随着时间、负荷条件及其物理特性的变化而产生显著变化。这种现象被称为蠕动，能够使盐体侵入井筒，占据被钻头钻出的那部分体积。尤其是在高温条件下，盐体的这种侵入速度可能快到足以引起卡钻的程度，从而可能最终导致作业公司不得不放弃该井或对其实施侧钻。

另外，含盐层段钻井可能会加剧井底钻井环境中固有的冲击与振动现象。这种现象可能是由工具选择不当和BHA设计不合理、钻井液设计不合理、盐层蠕动以及诸如钻压（WOB）或旋转速度之类的钻井参数选择不佳等因素造成的。虽然盐层的硬度要大于其他大多数地层的硬度，更难以被钻入，但同时其独特的岩石性质也给司钻人员提供了某些特定的优点。例如，盐体通常具有较高的裂缝梯度，有利于在套管鞋深度点之间钻更长的井眼段；盐体较低的渗透性质除了能够提供稳定的油气圈闭机制之外，还可以有效消除高渗透率地层钻井过程中常见的井控问题。

2　墨西哥湾盐膏层钻井技术的进展

2.1实时钻井监测和数据传输技术

尽管对盐下成像技术做了诸多改进，但该技术仍然不完善，在钻入及钻出盐层时仍存在一定程度的风险。为此，作业公司要依靠实时钻井监测和快速的数据传输，将专业技能与数据相结合，来快速解决钻井过程中可能出现的各种隐患［3］。

2.2旋转导向钻井系统

降低油田总开发成本的一个关键策略是要尽可能地限制每个海上油气田的钻井平台数量，为此，就可能需要钻大位移开发井。为了避免因大角度和狗腿的出现而引起严重的后果和延误下套管作业和完井作业，通常需要一个较浅的造斜点。但是要想获得较浅的造斜点，就需要在直径相对较大的上部井段实施定向钻井，该作业通常利用导向泥浆马达来完成。但就这些上部井段而言，泥浆马达所提供的机械钻速（ROP）通常不够快，且所钻井眼轨迹不够直。为了解决这一难题，钻井工程人员采用了一个由1个Ø660.4 mm的旋转导向系统（RSS）所钻的浅造斜点。结果表明，与利用泥浆马达所钻的同一层段的邻井相比，该系统可以节省63%的钻井时间。这一成功归功于RSS仪器的多次优化。

2.3钻头选型

PDC钻头比铣齿钻头更适合盐层钻井。PDC钻头的剪切作用使其能够更有效地钻透盐层，且所需的WOB也更小。PDC钻头特别经久耐用，它的这一特性得益于盐体的均质性，从而在下套管前通过1次下入作业就可以钻很长的盐层段。另外，还可以根据需要设计出具有不同切削性能的PDC钻头。钻头类型和相应的钻井参数通常是造成井底冲击、振动和卡滑的主要因素，并且会在ROP最大时严重影响BHA的方位趋势。不合适的钻头可能会过早磨损，导致井眼质量不合格，引起工具故障并降低ROP。

2.4大尺寸井眼

在盐层中钻井时，评价井眼是否为高质量井眼的标准还包括是否能减少完井过程中的加载点，而加载点的减少也可能是盐体的不均匀横向载荷特征引起的。为了能够经济有效地达到这一目标，作业公司在钻井过程中利用钻井和扩孔同步技术来扩大井眼，而不是分别实施这两项作业［4］。该技术被称为随钻扩孔（EWD）技术，在实施过程中最常用的工具包括同心扩孔器、双中心钻头和偏心扩孔器。增加井眼尺寸使其大于钻头直径可以带来许多好处。

2.5钻井液

钻入、钻透及钻出盐层过程中对钻井液的选择有特定的要求。由于盐层的冲蚀或淋滤作用及盐体内蠕动现象、接缝或其他夹层以及与压裂碎石带相关的未知因素的存在，在设计钻井液时必须要考虑如何平衡ROP、井眼质量、井筒稳定性和经济性等这些有时会发生冲突、需要做出一定取舍的因素。利用欠饱和盐水或海水钻盐层可以显著地提高ROP，但同时盐的淋滤作用也会明显地扩大井眼。另一方面，利用海水可以节省大量成本，同时因为无需留出在对上部盐层实施无隔水管钻井时存储加重盐水所需的空间，这一方法还能够节省宝贵的井场空间。

2.6钻透盐层技术［5］

墨西哥湾作业项目的钻井目标是处于刺穿盐丘、盐层和残余接合盐体下。这些深水盐体可能以多个盐层的形式出现，相互之间通过垂直和倾斜的盐脉连通。这些盐层系统非常复杂，其内部变化形式多样。尤其是缝合带（盐层合并区域）更是如此，这些区域包含来自围岩地层的沉积物夹层。结果，盐层内裂缝性白云岩或页岩夹层内的圈闭压力就可能导致流体流入，产生井涌现象。尽管这些井涌的流量可能相对较小，但如果作业公司在孔隙压力和破裂梯度之间的窗口较窄的环境中采取标准井控措施进行应对，那么就可能引起若干问题。

2.7钻出盐层技术

钻出盐底作业与钻入作业面临同样的风险，引起风险的原因也一样，即盐体的移动会对围岩地层的应力系统造成干扰。盐层正下方可能存在会对压裂、压力和倾覆地层造成不确定影响的压裂碎石带。多数墨西哥湾深水作业公司都已经开发出了本公司专用的盐层钻出程序。钻井工程人员一般都会尽量在盐底处一个较为平缓或低倾角区域钻出盐层，如果该方案不可行，那么工程人员会尽量将盐底和井筒之间的钻出倾角降低到30°以下。一旦确定了目标钻出点及井轨迹，司钻人员会在目标盐底以上大约122 m处将ROP降至12 m/h左右。同时，钻井人员还将对钻井作业实施监测，并使扭矩、WOB、井底温度、ECD、振动及近钻头自然伽马响应等钻井参数处于稳定状态

2.8盐蠕动固井解决方案

一旦完成盐层钻井后，必须立即下入套管并进行固井。与钻井作业一样，在固井作业中盐蠕动问题也是一个需要重点考虑的事项，因为盐蠕动可引起套管载荷不均匀，从而最终导致套管挤毁。因此，除了提供层间封隔和水泥环所需的基本结构支撑以外，还必须对用于整个盐层的水泥进行合理的设计，必须确保蠕动所导致的载荷是均匀的。为此，水泥必须具有足够的扰性强度和抗拉强度，以承受油井整个寿命周期内将要经受的套管压力和载荷。

3　钻井作业实例

GC504-#1井是Nexen公司在墨西哥湾的第1口深水盐下探井，由ENSCO 8502平台作业（第6代半潜式平台、DP2动力定位）。本井水深1 123 m，设计井深9 180 m（斜深）/9 084 m（垂深）。根据地震及井场调查解释，该井钻遇浅层气、浅层流风险较低。由于盐的上拱作用，使其顶部断层较发育，盐顶预计深度1 568 m，平面坡度10°。根据地震解释，在3 048~3 657 m左右可能钻遇夹层，包裹体存在于5 486 m左右，离盐体凹槽最近距离有533 m。盐底预测深度6 914 m，出盐平面坡度4~6°，盐底状况良好，没有破碎带、焦油带地层、断层等地质风险；盐底地层压力回归的概率为20%：在盐下305 m左右开始回归，最大回归值为0.48 g/cm3；盐下地层倾角35°左右。

本井在盐层中进行钻井作业时，发现并解决了以下问题。

存在盐内不整合薄弱漏层。使用Ø419.1 mm BHA（1.57 g/cm3）钻进至Ø558.8 mm管鞋以下60.9 m左右处时出现漏失，漏速为28.6 m3/h，进行环空灌基油处理，共计漏失214.6 m3，井筒平衡时当量钻井液密度为1.46 g/cm3。放弃下入Ø355.6 mm套管，起钻更换Ø469.9 mm/Ø533.4 mm随钻扩眼BHA，使用1.38~1.41 g/cm3油基钻井液钻进至井深3 352.8 m，下固Ø457.2 mm应急尾管。

盐内泥岩夹层承压能力低。使用Ø419.1 mm BHA钻水泥塞，划眼至井底，做地层完整性试验，当量钻井液密度为1.461 g/cm3，未能满足要求，因此进行管鞋处挤水泥作业，使其承压强度达到1.77 g/ cm3，但是裸眼段内的泥岩夹层的承压能力只有1.62g/cm3，依然不能满足要求。放弃下入Ø355.6 mm套管，起钻更换Ø419.1 mm/Ø495.3 mm随钻扩眼BHA，使用1.53~1.56 g/cm3油基钻井液钻进至井深4 267.3 m，下Ø406.4 mm应急尾管。

盐内不整合高压及泥岩夹层承压能力低，出现下喷上漏。使用1.79 g/cm3钻井液进行钻进作业，由于泥岩夹层太多，期间钻进至井深5 279.5 m，关井中途做FIT，当量钻井液密度为1.85 g/cm3，PWD最大当量静止密度为1.88 g/cm3。钻进至井深5 763.8 m，扭矩升高，井口返出增多，将钻具提离井底，关上万能防喷器，观察井涌量6.36 m3，根据溢流量计算环空井涌地层流体密度约1.0 g/cm3盐水层，高压层的压力折合为此处上覆岩层压力的97%，判断为盐内断层不整合面。增加钻井液密度至1.88 g/cm3，重浆进环空后出现漏失，漏失量为9.54 m3，将钻井液密度降回1.86 g/cm3加堵漏材料进行堵漏作业，并降低隔水管钻井液密度至1.83 g/cm3，控制漏失，观察井筒稳定后，进行开井溢流，逐步加重隔水管钻井液密度至1.86 g/cm3，井筒内钻井液替换为1.88 g/cm3钻井液，溢流趋势减小；下Ø355.6 mm套管进行封隔，保持漏失状态，起换近钻头扩眼器BHA，下钻过程井筒缓慢回吐，逐渐调节隔水管钻井液比重至1.93 g/cm3，顶替过程出现漏失，再将隔水管钻井液密度调回1.64 g/cm3使井底当量静止密度保持在1.88 g/ cm3左右，控制速度下钻，减小漏失；下钻至井底，扩眼，使用重晶石塞沉降法尝试封堵下部高压盐水层，虽未能探到重晶石塞，但井况稍有好转，下Ø355.6 mm套管至深度5 744.0 m。

出盐做准备，对盐下情况把握不准。固井候凝34.5 h后，对Ø355.6 mm套管试压，不能稳压，怀疑套管或管鞋某处漏压；进行套管漏压检测，下入BHL（Ø355.6 mm）型封隔器，下至深度5 526.1 m坐封，判断管鞋处漏压；组合钻水泥塞BHA，Shoe track无明显钻遇水泥显示，替空，继续钻出浮鞋后无钻遇水泥显示，决定进行挤水泥作业，固井质量测井显示效果不佳；组下Ø317.5 mm/Ø374.65 mm BHA，钻过桥塞后，无水泥显示，继续下划眼过程，出现溢流，压井循环返出被污染的水泥浆及钻井液；尝试2次使用重晶石塞法隔离原高压盐水层，未能成功；配置FUSE-IT超级封堵泥浆，进行挤注作业；4次挤水泥作业处理好管鞋，做地层完整性试验，当量钻井液密度为1.95 g/cm3，满足要求。

4　墨西哥盐层钻井面临的挑战

在墨西哥湾，多数深水开发项目位于水深1 219 ~3 048 m区域，储层被2 100~6 100 m厚的盐层所覆盖，总深度为7 600~10 700 m［6］。这些巨厚盐层下可能蕴藏着大量的油气。

高效开采上述产层仍然是一项艰巨的任务。盐下开发的首要障碍在于业界准确获得盐底及盐下地层图像的能力还十分有限。但是随着这方面需求的不断增加，地震勘探界已经开发出了相应的先进仪器和解释程序。利用各种先进仪器和解释程序有望钻穿盐层进入盐下产层。

5　结论

墨西哥湾深水巨厚盐层下取得了良好的油气勘探发现，盐层钻井带来了包括蠕变、地层压力预测困难、裂缝发育和盐下破碎带等钻井挑战。随着地震勘探技术、井下实时数据传输技术、钻井工具和工艺等进展的取得，挑战深水巨厚盐层钻井的难点正逐一被攻克，随着深水油气勘探开发需求的日益紧迫和技术更新的推进，顺利钻穿盐层开发盐下产层的几率在增大。

［1］FARMER P, MILLER D, PIEPRZAK A, et al. Exploring the subsalt［J］. Oilfield Review, 1996, 8（1）: 50-64.

［2］SALVADOR A. Late triassic-jurassic paleogeography and origin of gulf of Mexico Basin［J］. AAPG Bulletin, 1987（4）: 419-451.

［3］PINDELL J, KENNAN L. Kinematic evolution of the Gulf of Mexico and Caribbean［C］. Van Hoorn B21st Annual Gulf Coast Section SEPM Foundation Bob F. Perkins Research Conference, 2001: 193-220.

［4］MINK R M, BEARDEN B L, MANCINI E A. Regional geologic framework of the norphlet formation of the onshore and offshore Mississippi, Alabama and Florida Area［C］. Ocean’88 MTS-OES-IEEE, 1988: 762-767.

［5］PEEL F J, Emplacement, inflation, and folding of an extensive allochthonous salt sheet in the Late Mesozoic（Ultra-Deepwater Gulf of Mexico）［J］. AAPG, Bulletin 2001, 6.

［6］GALLOWAY W E, GANEY CURRY P E, LI X. Cenozoic depositional history of the Gulf of Mexico Basin［J］. AAPG Bulletin, 2000, 11: 1743-1774.

（修改稿收到日期 2014-12-29）

〔编辑付丽霞〕

Drilling practices of deepwater salt rock stratum in Gulf of Mexico

ZHANG Xingxing, HUANG Xiaolong,YAN De, LENG Xueshuang, TIAN Ruirui
（Engineering Technology Shenzhen Branch, CNOOC Energy Technology & Services Limited, Shenzhen 518067, China）

There are abundant oil and gas resources underwater in the deepwater areas outside the continental shelf in the Gulf of Mexico. During the drilling and exploration, the technical obstacles encountered were completely different from those previously met. These production layers are covered by the widely distributed and tremendously thick salt beds, posing a great challenge to the common drilling and completion technologies. How to make use of advanced drilling tools, processes and drilling fluid management methods to settle the drilling difficulties due to the tremendously thick salt beds has been expounded, and how to meet the special economic and technical requirements of deepwater development while realizing the abovementioned goals has been discussed. The perspective exploration below the under-salt has been finished in the Gulf of Mexico. Currently, it has entered the development and production stages.

the Gulf of Mexico; deepwater; drilling; tremendously thick salt bed

TE24

B

1000 – 7393（2015） 01 – 0099 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.025

国家自然科学基金“海洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究”（编号：5143009）和“深水钻井表层套管喷射钻井机理研究”（编号：51274223）。

张星星，1984年生。2007年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现就职于中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，钻井总监。电话：0755-26023856。E-mail：zhxx4@cnooc.com.cn。

2014-11-30）

引用格式：张星星，黄小龙，严德，等.墨西哥湾深水岩膏地层钻井实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：99-102.