土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

李万军　王　刚　周海秋　顾亦新

土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术

李万军王刚周海秋顾亦新

中国石油集团钻井工程技术研究院

李万军等.土库曼斯坦阿姆河右岸B区高风险气藏安全钻井技术. 天然气工业, 2016, 36(8): 94-99.

在土库曼斯坦阿姆河右岸B区钻井史上,由于存在高压浅层次生气层、高压盐水层、高压高产气藏以及巨厚盐膏层的复杂地层,因而井喷、卡钻、高压盐水结晶导致井筒报废等事故频发,钻井成功率仅为64%,钻井安全风险极高,部分气田已禁止钻井施工.为此,针对性地开展了如下安全钻井技术试验与应用:①针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使进入井筒油气的量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性,同时在浅层气井区外围采用了钻大斜度井定向井强采方案;②针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和-饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全.相关配套技术已推广应用近百口井,钻井成功率达100%,井喷发生率为零,解放了"钻井禁区", 较好地解决了该区域高风险天然气井安全钻井难题.

土库曼斯坦 阿姆河右岸B区 井喷报废 次生高压气层 高压盐水 高压高产气藏 巨厚盐膏层 高风险 安全钻井

土库曼斯坦阿姆河右岸项目是中石油在海外最大的天然气合作项目,是中亚天然气管道的主供气源地.合同区分为A、B两个区块,其中B区为主要勘探开发区块,包括43个气田.该区块储层为上侏罗统碳酸盐岩气藏,平均埋深3 500 m,地层压力系数在1.9左右,主要为裂缝-孔隙型复杂储层,高角度裂缝较发育,单井天然气无阻流量近千万立方米,钻进中易漏喷和井喷失控着火.储层上覆高压巨厚盐膏层,为三膏两盐结构,盐膏层厚度平均900 m,透镜体(内含高压盐水)遍布其中,压力系数最大值为2.4,精确预测高压盐水层极为困难,施工中常出现井喷、卡钻、套管挤毁等复杂事故[1-5].钻遇深部储层时,由于井喷着火导致井眼垮塌报废,高压天然气沿报废井眼纵向上窜至谢农阶(650 m左右)聚集,在浅部形成了高压次生气藏,埋藏浅,压力高,易井喷.中石油介入前,阿姆河右岸区块由于地质条件复杂,钻井风险高,尚未进行过定向井及水平井施工,B区已钻直井112口,钻井成功率仅64%,其中深部储层段发生过10次井喷失控着火;中部巨厚高压盐膏层段因套管挤毁等原因报废19口,钻遇高压盐水报废16口,导致高压盐水聚集区霍贾古尔卢克等气田勘探工作停止;继Pir-7井井喷在上部地层产生高压浅层次生气层后,邻近所钻两口井均钻遇高压浅层气井喷着火报废,造成该区域禁止钻井施工.中石油介入后,针对海外项目的特殊性和B区储层特性,决定采用大斜度井和水平井开发,亟需解决"四高一厚"(浅层次生高压气层、高压盐水层、高压高产气藏、巨厚盐膏层)复杂地层所带来的钻完井瓶颈问题.为保障钻井施工的安全顺利,达到气田安全高效勘探开发目的,开展了安全钻井技术研究.

1　钻井瓶颈技术问题

1.1浅层次生高压气层

浅层次生高压气层是右岸中区气田钻井中不可回避的极端技术难题.浅层次生高压气藏为非目的层的工业气藏,由深层高压气源通过井喷着火报废井井眼运移至浅部储集层聚集而成.具有埋藏浅、压力高、分布井段长、平面预测难度大等特点,井控安全风险极大.次生高压气藏分布区曾被列为"钻井禁区" (图1),已导致原苏联多口井井喷报废.

1.2高压巨厚盐膏层

在600～1 200 m巨厚盐膏层位遍布高压盐水透镜体(图1),在钻井中存在盐结晶卡钻和高压盐水井喷的风险,有可能使全井报废[6-10].Besh-21等井在施工中普遍存在高压盐水.主要特征是:①石膏层容易水化膨胀、垮塌;②盐层重结晶后,形成"大肚子"井眼,易造成电测困难、携砂能力下降和下套管受阻;③异常高压常见;④盐膏层易蠕变,引起缩颈和卡钻;⑤高浓度的Ca2+、Mg2+,严重影响钻井液流变性和滤失量.

图1　阿姆河右岸中区钻井难点图

1.3高压高产易漏喷气藏

阿姆河右岸地质条件复杂,随着勘探开发的深入,海相碳酸盐岩裂缝、溶洞型地层和破碎性地层成为重点开发层位,渗透率高,密度窗口窄,压力敏感, "有进无出"的恶性漏失很常见,随后就是溢流、井喷的发生.钻井周期长,钻井事故频繁的重要原因是密度窗口窄[11-12].在施工过程中同时要考虑井喷和井漏,严重制约了勘探开发进程.

2　安全钻井技术

2.1浅层次生高压气层安全钻井技术

2.1.1浅层气井区钻井技术

Pir-23井设计井深3 440.00 m,目的层为卡罗夫-牛津阶.Pir-23井二开设计预计钻遇浅层高压气藏,设计井眼尺寸Ø444.5 mm,为降低井控风险,先用Ø215.9 mm钻头钻小井眼,井下安全后扩眼.

二开用密度1.28 g/cm3的钻井液钻进至谢农阶里635.31 m时,发现井口外溢,立即停泵关井,关井后已累计溢流量13.87 m3.随即用密度1.55 g/cm3的随堵钻井液85 m3压井,压稳后循环调整钻井液密度为1.51 g/cm3.钻进至669 m和682 m时又发生溢流,分别用1.84 g/cm3和1.95 g/cm3密度钻井液进行压井平稳.Ø215.9 mm钻头钻穿预计高压浅气层井段至井深759.00 m后,为了保证扩眼顺利进行,对759.00～600.00 m外溢复杂井段进行打水泥塞封固.Ø444.5 mm钻头扩眼至井深759.00 m后钻至井深763.00 m二开完钻,下Ø339.7 mm技术套管封固复杂井段,固井质量良好,井口无气窜,安全钻过浅层次生高压气藏井段.

Pir-23井的成功实施,成为阿姆河右岸浅层次生高压气层区域钻井成功应用的首个案例,为该区域下步钻井安全施工提供了借鉴,同时为同类开发井的成功实施提供了技术支撑.

2.1.2浅层次生高压气层综合治理措施

通过对井喷失控井进行综合治理,从根本出发治理"浅层次生高压气层"带来的钻井风险和难点,是保证该区块顺利高效开发的最好方法.通过大量调研,论证,提出了安装引流罩可控点火、浅井强采降压、钻救援井、深度定向井强采4种方案,通过对各方案进行优缺点的分析(表1),最终采用了在浅层气井区外围钻大斜度井定向井强采方案.

表1　浅层气治理方案比选表

超高压"次生浅层气藏"处理技术的成功实施,打破了超高压次生浅层气藏是钻井禁区的论断.采用在浅层气区域外围钻大斜度定向井的开发井方式,通过浅部避开高压浅气层,利用定向井段沟通其深部气源,进行浅层次生高压气层综合治理,在该区域外围已钻成7口大斜度定向开发井,并经测试,无阻流量均在700X104m3/d以上,该批大斜度井的成功投产,为开发浅层气区域的深部高压气藏提供了安全高效的钻井技术,使该区域近千亿立方米天然气储量得以安全高效开发.

2.2含高压盐水巨厚盐膏层安全钻井技术

2.2.1岩膏层井眼缩径方程与钻井液密度图版

岩盐的稳态蠕变速率与岩盐的结构组成及所受温度压力密切相关[13-16].通过优选适用于钻井工程的岩盐蠕变模式,根据不同的温度、压力条件下的蠕变速率试验结果,确定蠕变特性,并根据不同缩径率确定所需的安全钻井液密度,即井眼缩径方程(式1).

式中A、B、Q表示岩石的蠕变参数;a表示井眼半径,mm;H表示井深,m;σH表示水平最大地应力, MPa; R表示气体摩尔常数,R=8.317 J/(mol.K);T表示热力学温度,K;r表示积分区域;n表示井眼缩径率.

通过计算不同缩径率对应的钻井液密度,绘制出钻井液与缩径率的关系图(图2).

2.2.2巨厚盐膏层抗盐钻井液技术

通过使用饱和盐水聚磺体系的钻井液,改善钻井液的润滑性和降低流动阻力,同时增强其抗污染能力,可有效避免盐膏层的污染、溶解、缩径、井塌等井下事故[17-19].

图2　钻井液密度与缩径率关系图

其基本配方为:1%～2%预水化膨润土浆+0.5%～1.0%NaOH+0.3%～0.5%FA367 +4%～6%SMP-3+1.5%～2.0%PAC-LV+ 3%～4%RSTF+0.3%～0.5%HTX+0.3%～0.5%SP80 +1.0%～1.5%KEJ+0.3%～0.5%NTA-2+ 30%～35%NaCl+重晶石.其中,使用大分子FA367调节流变性;SMP-3、PAC-LV为体系降滤失剂;RSTF作为体系的润滑剂,并有防塌辅助作用;SP80为乳化剂,用来稳定盐水钻井液的pH值;KEJ为抗盐缓蚀剂,用以降低盐水体系对钻具的影响;NTA-2为盐重结晶抑制剂,以降低从井下到地面的温度下降过程中盐重结晶引发的卡钻风险和对振动筛固控的影响.以1井为对付基末利阶在垂深2 875 m(斜深2 910 m)下盐层,以地层压力当量密度1.70 g/cm3,设计密度附加值介于0.07～0.15 g/cm3,要求钻进中采用高限密度1.85 g/cm3.

图3　大斜度井井身结构设计图(以1井为例)

2.2.3巨厚盐膏层复合套管设计

阿姆河右岸含高压盐水巨厚盐膏层地层条件复杂,准确选择套管必封点、合理设计井身结构、封固复杂层是减少钻井事故发生的关键(图3).

技术套管:二开使用Ø244.5 mm+Ø250.8 mm复合技术套管.Ø244.5 mm套管用来封隔盐层上部易垮塌、掉块及易缩径井段,盐膏层用Ø 250.8 mm外加厚抗挤套管封隔(表2).

生产套管:三开使用Ø177.8 mm套管+Ø139.7 mm筛管,本井段钻穿目的层卡洛夫-牛津阶层状灰岩和块状灰岩层,尾管悬挂回接固井方式,并在高压盐水层下部及Ø177.8 mm产套裸眼段安装遇水膨胀封隔器,有效防止高压盐水下窜和高压天然气上窜,以保证井筒完整性(表2).

表2　大斜度井井身结构设计数据表(以1井为例)

2.3窄密度窗口气藏防漏治漏技术

钻开砂岩段时,在钻井液中加入少量暂堵剂,使其有良好的造壁封堵性能,以增强地层抗拉力;起下钻时,控制好速度,以防压力波动而压漏地层;当钻井液静置时间较长时,要防止开泵时憋漏地层;如果要加重钻井液,要使其密度均匀增加.发现漏失,要确定下列参数:漏失性质、泵压变化、漏失量、漏失时钻井液性能、井眼钻井液液面、漏层上部井璧情况.判断漏失层位特征,将钻具起出,静置时间8～12 h;之后缓慢下放钻具,低排量逐渐恢复到所需值;如果以上方法未能成功,则配制堵漏钻井液20～30 m3.加入2%复合堵漏剂,优选大粒径(用于上部井段孔隙性漏失);针对下部井段裂缝性漏失,可加入1.5%～2%的单向压力暂堵剂;针对裂缝型和孔隙型漏失,为了使钻井液造浆,加入2%～3%的膨润土.井口可加回压1～2 MPa,将堵漏钻井液以8～12 L/s的排量用大喷嘴普通钻头注入漏失层,静置时间4～8 h;如仍未能成功,则可以考虑注凝胶材料或水泥.

3　应用效果

阿姆河右岸B区上部含有高压次生气层,中部高压巨厚盐膏层紧邻下部高压高产气藏,安全风险极高,国内外尚未类似经验可借鉴,通过优化井身结构、高压浅气层采用小尺寸导眼试钻、强化井控措施、钻井液体系配伍性、套管优选,窄密度窗口气藏防漏防喷等钻井技术攻关,形成了适合阿姆河右岸的特色钻井完井技术,并在阿姆河右岸示范区进行了全面推广与应用,安全高效的完成了整体钻井施工,达到了快速上产的开发目标.

目前阿姆河右岸B区已钻成98口井,钻井总进尺388 355.55 m,钻井和固井合格率均为100%,取心收获率达到95.8%.整个生产过程未发生井喷失控、高压盐水结晶卡钻、套管挤毁等复杂事故,解决了中亚地区钻井完井过程中的核心技术难题,保障了气井的安全和持续开采.为提高阿姆河右岸项目油气勘探开发综合效益,保证产能建设任务安全顺利完成提供了坚实的工程技术支撑.

4　结论和建议

1)针对浅层次生高压气层,采用小尺寸领眼试钻,很大程度上减少了井筒容积,使油气进入井筒量大大降低,减少了加重钻井液,加快了压井作业时间,提高了钻遇复杂层的安全性.

2)针对高压巨厚盐膏层,优选了与盐膏层相配伍的欠饱和-饱和盐水钻井液体系,优选了盐岩蠕变模型,建立了盐膏层井眼缩径方程,形成了钻井液密度图版,确定了盐膏层安全钻井液密度,有效地提高了盐膏层段钻井液的抗污染性和抗蠕变性,保证了井筒安全.

3)阿姆河右岸油气资源丰富,但盐下地质情况复杂,是典型的在密度窗口.因此,如何解决高压、高产酸性气藏窄密度窗口安全钻井技术显得尤其重要.

迄今为止,如何及时有效的堵住裂缝性地层恶性漏失仍然是钻井界面临的重大技术难题.裂缝的大小预测难,堵漏剂颗粒大小不易选择.当钻遇缝洞型层位时,常出现喷漏同层,带来极大的安全隐患,这是需要解决的问题之一.

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(修改回稿日期 2016-06-30 编 辑 凌 忠)

Drilling safety technologies for high-risk gas reservoirs in Block B on the Right Bank of the Amu Darya River, Turkmenistan

Li Wanjun, Wang Gang, Zhou Haiqiu, Gu Yixin
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.94-99, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In the Block B on the Amu Darya River Right Bank, Turkmenistan, the formations are complex with high-pressure shallow secondary gas zones, high-pressure brine zones, high-pressure high-yield gas reservoirs and huge thick salt-gypsum layers. In its drilling history, therefore, blowout, pipe sticking and high-pressure brine crystallization often result in well abandonment, so the success ratio of well drilling is only 64%. Obviously, its drilling risk is so high that drilling of some gas fields have been prohibited. Inview of this, a series of safe drilling technologies were tested and applied in this block. As for high-pressure shallow secondary gas zones, small-size pilot hole trial drilling was adopted to reduce borehole volume to a large extent, so that the oil and gas flowing into the borehole was reduced significantly and heavy weight drilling fluid was reduced. Well killing operation lasteda shorter time and the safety of drilling complex formations was improved. Moreover, the enhanced recovery program of drilling high inclination directional wells was applied in the periphery of shallow gas well blocks. As for high-pressure huge-thickness salt-gypsum layers, the drilling fluid of undersaturated-saturated brine compatible with salt-gypsum layers was optimized. Salt rock creep model was optimized, and borehole shrinkage equation of salt-gypsum layers was established. Drilling fluid density chart was prepared and the density of drilling fluid for safe drilling in salt-gypsum layers was confirmed. The pollution resistance and creep resistance performance of drilling fluid in salt-gypsum layers were improved efficiently, and borehole safety was guaranteed. These technologies have been applied in almost 100 wells with a drilling success ratio of 100% and a blowout accident rate of zero. As a result, the "prohibited drilling zones" could be drilled, and the challenges against drilling safety of high-risk gas wells in this block is bettermet.

Turkmenistan; Block B on the Right Bank of the Amu Darya River; Abandoned blowout well; Secondary high-pressure gas zone; High-pressure brine; High-pressure high-yield gas reservoir; Huge-thickness salt-gypsum layer; High risk; Drilling safety technologies

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.013

国家示范工程项目"阿姆河右岸中区天然气开发示范工程"(编号: 2011ZX-05059).

李万军,1969年生,高级工程师;主要从事中石油海外油气合作项目钻井技术支持和钻井工程技术研究工作.地址:(102206)北京市昌平区西沙屯桥西中石油科技园A34地块.电话:18611992069.ORCID: 0000-0002-2635-4312.E-mail: liwanjundri@cnpc.com.cn