伊朗阿扎德干复杂碳酸盐岩油气藏钻井提速技术

张顺元　柳丙善　姜　治　付　晋

伊朗阿扎德干复杂碳酸盐岩油气藏钻井提速技术

张顺元柳丙善姜治付晋

中国石油集团钻井工程技术研究院

张顺元等.伊朗阿扎德干复杂碳酸盐岩油气藏钻井提速技术. 天然气工业,2016, 36(8): 107-115.

伊朗阿扎德干复杂碳酸盐岩油气藏储层埋藏深,非均质性强,裂缝发育并存在多套地层压力体系;钻井液密度窗口窄,漏失频繁;高压盐水侵、溢流、卡钻等事故复杂多发;井眼环空间隙小及封固段长导致固井质量难以保证;钻井速度慢,钻井周期长,针对上述问题,开展了以提速为目标的关键技术研究,形成了以井身结构优化、个性化钻头优选、漏涌同层防漏治漏、当量密度有控固井为主体的钻井提速技术,解决了复杂事故多、固井质量差、机械钻速慢、钻井周期长等技术难题,现场应用效果显著,机械钻速提高70%以上,非生产时间控制在2%以内,固井质量合格率达100%,为中石油海外油气合作项目快速上产提供了有力的技术支撑,对国内外同类大型复杂碳酸盐岩油气藏的勘探开发也具有借鉴和指导作用.

伊朗 阿扎德干 碳酸盐岩油气藏 多压力体系 漏涌同层 井身结构 个性化钻头 窄间隙固井 钻井提速

伊朗阿扎德干(Azadegan)油气田位于伊朗西部,紧邻伊拉克边境,分为南北两个区块,中石油海外油气合作项目南合同区面积为740 km2,北部面积460 km2.主要目的层:Sarvak灰岩;次要目的层: Kazhdumi和Gadvan砂岩,Fahliyan灰岩[1-2].受构造及相变双重控制,储层非均性强;非储层段岩性变化剧烈,并存在异常高压盐水地层和裂缝发育层段,地层岩性变化大,裂缝发育,存在异常高压盐水层,同一裸眼井段密度窗口小,储层多且非均质性强,钻井复杂情况多,钻井周期长,钻井难度大[1,3].地表多为沼泽湿地,钻前工作量大.因此,通过研究本区压力剖面确定合理井身结构,制定合理的窄密度窗口钻进措施和平衡压力固井措施,保障了安全钻井,同时,依据岩石可钻性测定数据优选钻头选型,对提高该区域钻井安全和速度等具有实际意义.

1　井身结构优化

1.1区块地质工程特点

伊朗阿扎德干区块受构造及相变双重控制,储层非均性强;非储层段岩性变化剧烈,并存在异常高压盐水地层和裂缝发育层段,地层岩性变化大,裂缝发育,存在异常高压盐水层,同一裸眼井段密度窗口小,储层多且非均质性强,钻井复杂情况多,钻井周期长,钻井难度大[1,3].

1.1.1地表多为沼泽湿地

由于该地区属于沼泽湿地,钻前工作量大,修建井场花费巨大,如图1所示.因而需采用丛式井开发,由于裸眼井段长,阻卡井段较多.国内俞甫成及国外Anil Jaggi等及在丛式井钻井提速方面进行了有益的探索[4-7],特别是中石化在邻近的Yadavaran合同区的钻井作业为Azadegan合同区的钻井提供了重要的经验与技术借鉴[8-15].

图1　合同区地表环境照片

1.1.2地层压力及复杂情况

伊朗南、北阿地区自上而下,地层大多为正常压力体系,但存在两部分异常高压地层,上部为Gachsaran,下部为Gadvan-Fahliyan,钻至Fahliyan要遭遇4套压力体系,地质分层与地层岩性、地层压力情况如表1及图2所示.

表1　地质分层与地层岩性表

从图2中反映出Agha-jari 及Asmari-Dariyan孔隙压力当量密度介于1.06～1.30 g/cm3,属于正常压力体系;而Gachsaran及Gadvan-Fahliyan为高压层段,Gachsaran高压盐水层孔隙压力当量密度达到了2.30 g/cm3;Gadvan地层属于过渡层,地层孔隙压力当量密度为1.40～1.60 g/cm3;Fahliyan上部地层孔隙压力当量密度为1.60 g/cm3,下部为1.30 g/cm3.

实钻显示该地区下部地层砂岩和灰岩存在中小裂缝,钻井液部分或全部漏失,密度窗口小,井漏频繁,部分井最大漏失量达到55.6 m3/h (AZN-15井), AZN-14井还发生了突发性钻井液完全漏失,同一裸眼井段存在多套压力体系,下部的Gadvan为异常高压(1.26～2.0),而漏失压力为 1.28,钻井液密度窗口仅为0.02,时常发生压稳地层的同时易压漏地层(图2).

图2　地层三压力特征剖面图

据已钻的19口井资料统计,事故复杂时效占近20%,恶性事故率高(易发生气侵、盐水侵和井涌,卡钻),卡钻主要发生在 Gachsaran 和Sarvak地层,在8口井中发生了卡钻、落鱼事故.中方施工的NAZ-1井,在Ø311.2 mm井眼施工中,完钻时盐水侵造成溢流,固井时发生井漏,先后三次挤水泥;在Ø215.9 mm井眼施工中,发生漏失和溢流(钻至井深2 325.82 m发生井漏,钻至2 703 m发生溢流;在Ø152.4 mm双心钻头井眼电测遇阻遇卡(3 924 m),处理复杂情况亦损失了85 d.

1.3井身结构优化

1.3.1必封点选择

该油气田的绝大部分井钻至地层Sarvak或Kazhdumi,根据地层压力与地质分层情况,必封点选择如下:

①上部地层100 m处,封固以上疏松地层;②Gachsaran地层上部,为高压盐膏层专打做准备;③Gachsaran地层下部最后一套盐层以下3.0～3.5 m,封固高压盐膏层,保障下部低压层钻井作业;

④针对Sarvak水平井,Sarvak3顶部,封隔Sarvak2水层,并为打开储层做准备;Kazhdumi井为入靶点的顶部.

1.3.2套管程序

①表层套管(Ø508 mm)深度为100 m.

②技术套管(Ø339.7 mm)深度为1 300～1 400 m,其深度主要由Gachsaran地层顶部深度决定,进入Gachsaran地层45 m中完.

③技术套管(Ø244.5 mm)目的是封固异常高压的Gachsaran盐膏层,防止因Gachsaran地层钻井过程中因钻井液比重较高而导致地层漏失,打穿最后一个盐层3.0～3.5 m中完.

④Ø177.8 mm生产尾管深度为进入S3或者Kazhdumi入靶点顶部.

⑤水平段/大斜度段Ø114.3 mm筛管完井,Sarvak水平段/大斜度井段长约1 000 m.Kazhdumi水平段长度介于200～300 m(图3).

2　岩石可钻性及钻头选型

伊朗南北阿地区已钻井19口,其中,水平井6口,直井9口,其余为定向井.平均井深3 931 m,平均完井时间227.5 d,平均机械钻速2.69 m/h,NAZ-1井,钻井周期为238 d,平均机械钻速也仅为3.75 m/h.机械钻速慢,钻井周期长.

2.1岩石可钻性分析

利用阿扎德干地区已钻井NAZ-1(AZNN-003)井、AZN-5、AZN-21等井的测井资料建立了地层岩石可钻性剖面,见表2.

图3　Sarvak水平井及Kazhdumi大斜度井井身结构

表2　地层可钻性表

根据建立的岩石可钻性,Ø444.5 mm井眼应选用S223或M223的PDC钻头,Ø311.2 mm井眼应选用S223或M223的PDC钻头及2016牙轮钻头, Ø215.9 mm井眼应选用S323或M323的PDC钻头, Ø152.4 mm井眼应选用M323或S323 的PDC钻头.

2.2现场应用钻头效果分析

将现场应用的钻头现场情况统计见图4.根据图4,Ø444.5 mm井眼的MS1953SS、VID519钻头; Ø311.2 mm井眼M1591SG、SP619、VID616钻头; Ø215.9 mm井眼的M1665SS、MP616钻头;Ø152.4 mm井眼的M1365、MHM623、CK406QD钻头表现更为突出.

2.3钻头优选结果

综合岩石可钻性和现场应用效果,优选钻头见表3.

现场试验表明,平均机械钻速提高到了4.52 m/h,相比之前增加了194%.

3　窄密度窗口钻井技术

Ø244.5 mm套管 和 Ø177.8 mm尾管固井出现失返与漏失,合格率不到80%.固井质量差.

伊朗南、北阿区块地层剖面窄窗口难题与之相似,以AZNN-003井为例.该井在Ø215.9 mm井段主要钻遇石灰岩及泥灰岩地层,裂缝发育,发生地层出水、溢流、井漏等复杂事故多次.第四次开钻钻进中,钻井液密度稍高便造成井漏的恶化,钻井液密度稍低,则发生比较严重的盐水溢流.随着井深增加,此种情况日益严重,钻到2 821 m之后,排量稍大就出现井漏,排量减小便井涌(图5).

图4　钻头应用效果分析图

钻井中的钻井液密度窗口介于1.28～1.29 g/cm3,该井段处理井下复杂时间长达16 d.该井段共漏失钻井液748 m3,漏速介于0.5～7.3 m3/h,排放地层水和受污染钻井液594 m3/h,溢流返出327 m3.

由于受到Buyback项目合同模式等诸多因素影响,控压钻井等新技术没有得到推广应用,针对南北阿地区出现的窄窗口问题,现场采取了平衡压力钻井的方法.

表3　钻头优选结果表

图5　部分漏失及溢流量统计图(2010年)

第二次开钻井段用清水或者低膨润土含量聚合物钻井液开钻,井深1 000 m前以KPAM胶液维护处理,并且始终保持其在钻井液中的有效含量不低于0.3%,同时补充NaCl,控制氯离子含量介于60 000～80 000 mg/L,增强体系抑制能力,絮凝钻井液中的劣质土相,控制地层泥岩造浆,井深1 000 m后及时加入PAC、PAN等降失水剂进行体系转型,控制滤失量10 mL以内,改善泥饼质量.另外,每钻进600～800 m加入钻头清洁剂RH-4,防止钻头泥包,通过实钻验证,较好地解决了第二次开钻井段缩径、起下钻困难的问题.

第三次开钻井段通过认识和摸索伊朗钻井液体系特点, 结合中国石油钻井液的技术优势,在大量的实验配方基础上,优选出了一套第三次开钻高密度饱和盐水淀粉聚磺钻井液体系,并在AZNN-004井最先试验成功.该体系具有流变性好、护胶和抑制能力及抗污染能力强的优点,同时具有较好的剪切稀释特性和良好的触变性,现场维护简单,易于操作.第三次开钻井段技术措施:①加强监测、提前预防.第三次开钻前,为防止高钙地层水污染,认真收集邻井资料,掌握地层压力系数和高压盐水层位置,实钻中密切跟踪和监测密度,提前50 m将钻井液密度逐步提高设计上限,以不漏为原则,同时加密测量黏度、切力、膨润土含量和钙离子含量等技术指标,发现异常及时分析处理.②合理使用密度、保障固井作业安全顺利.该井段完钻固井前适当降低密度,允许少量的盐水出来,控制溢流量0.2 m3/h左右,调整好流变性,适当降低黏度、切力,充分循环,保持井眼畅通,保障固井作业顺利.南、北阿地区该井段固井前,一般都采用降低钻井液密度0.03 g/cm3、降低黏度值介于10～15 s,为提高固井成功率做好充分的井眼准备.

第四次开钻井段技术措施:①动态平衡、解决漏、涌并存复杂局面.通过调整密度和适当控制泵排量,实现了井眼液柱压力与地层压力动态平衡,保证了该井段漏涌并存复杂条件下的安全钻井.南、北阿地区该井段钻井液密度窗口窄,地层微裂缝发育,连通性好,对液柱压力极其敏感,涌、漏是经常发生的事情.采用随钻堵漏和完钻后关井承压堵漏相结合,顺利完成了AZNN-007井和AZNN-008井两口井该井段漏涌并存情况下的钻井作业和固井作业.②活度平衡、润湿反转、K+镶嵌防塌.硬脆性泥岩和泥页页岩的剥落掉块,是很难单纯靠降低滤失量和提高密度来完全避免的.通过对AZNN-007和AZNN-008两口井该井段地层出水进行取样分析,该段地层水氯根含量最高不超过120 000 mg/L,因此实钻中,加入适量氯化钾,一方面将钻井液中氯离子含量提高到100 000～120 000 mg/L,保持钻井液矿化度与地层流体相对平衡,另一方面提供足够的K+,同时加入5%～8%的柴油,使泥岩颗粒表面由亲水性向亲油性转化,完全防止了泥岩和页岩的垮塌.③润滑防卡、防托压、岩屑床破坏.该井段造斜前,调整好钻井液基浆性能,控制动切力8 Pa以上,增强悬浮携岩能力;加入沥青类材料(FT-1),保持泥饼致密光滑;井斜角大于45°后,柴油含量达到6%～8%,优选固体和液体润滑剂并进行复配,配方比例:1.5%石墨(SM-911)+2%用于聚合醇(POLYCOL)+1%极压润滑剂(EP-001),控制摩阻系数小于0.06,配合必要的定期短起下和单根技术划眼措施,坚持每钻进150～200 m用5～8 m3稠塞洗井,滑动钻进出现托压现象或扭矩过大时,及时加入固体塑料小球,变滑动摩擦为滚动摩擦,有效地消除了岩屑床的影响,确保了定向施工的顺利进行.

第五次开钻井段技术措施:①保持合理的黏度、切力,使钻井液具有良好的悬浮携砂能力;②加足降滤失剂,控制滤失量,保持致密、光滑的泥饼质量;③采用液体润滑剂和固体润滑剂复配使用的润滑方式,保持良好的润滑性,防止定向托压;④坚持稠浆清扫井眼和定期短起下措施,破坏岩屑床;⑤合理使用密度,平衡地层压力,以达到近平衡钻井的目的.

3.1Ø177.8 mm尾管固井技术

3.1.1Ø177.8 mm尾管固井难点

地层压力窗口小,地质条件复杂、封固段内同时存在易漏层、易出水层,地层水污染水泥浆,引起水泥浆触变增稠或是闪凝桥堵;固井封固段长、环空小间隙和尾管固井,环空摩阻大,环空当量密度的控制难度加大.

以AZNN-003井为例:该封固井段长度为2 063 m(1 637～3 700 m),在钻进过程中,渗漏、井漏和出水现象经常发生,在整个第四次开钻井段内,地层压力窗口小,钻井液密度高于1.27 g/cm3时,出现渗漏或是井漏现象,低于1.23 g/cm3时,出现溢流现象,固井施工时环空当量密度难以控制,井漏风险加大.

3.1.2Ø177.8 mm尾管当量密度有控固井技术

1)平衡压力固井技术确定水泥浆密度

根据平衡压力固井技术原理,通过液柱压力计算,保证水泥浆顶替到位前后环空液柱压力和井筒充满1.29～1.31 g/cm3钻井液时压力基本一致,既不能压漏地层,又必须压稳地层.同时,由于Ø215.9 mm井眼下部承压能力比上部地层稍好,为了确保固井质量,平衡地层压力,设计了两段水泥浆,密度分别为1.30～1.35 g/cm3(48 h强度11 MPa,根据完钻时钻井液密度适当调整),和1.60 g/cm3(48 h强度16 MPa,100 m,封隔套管鞋).

2)确定合适的固井施工排量

通过钻井液和水泥浆的流变参数可计算环空不发生井漏的最大环空返速来确定固井施工排量.由于水泥浆流变参数影响因素较多,比如温度、压力、配浆时密度均匀程度等,计算模式也有宾汉、幂律、赫巴等多种模式.因此,在固井公司注水泥设计软件的基础上,结合上口井的实钻泵压和排量,采用赫巴流变模式进行施工排量确定.排量及环空压耗计算结果如表4所示.

为了保证压稳地层且固井施工时不漏,钻井时最大排量为1.6 m3/min,下完套管后循环开泵不漏不溢的排量为0.8 m3/min,根据压耗折算的静态当量密度,固井时施工排量取0.6 m3/min可以平衡地层压力,并根据流体返出情况及时调整施工排量.

3)采用加压候凝技术

根据施工时流体返出情况及水泥浆环空液柱压力与钻进时环空液柱压力的差值来确定加压的大小,理论计算结果为1～2 MPa.

4) 优化水泥浆设计与配方

优选水泥浆配方,水泥中加入降失水剂、减阻剂、膨胀剂、缓凝剂等外加剂使其满足低滤失量、零析水、微膨胀、防气窜、沉降稳定好的特性.在大量室内试验的基础上优选出了适用的水泥浆配方如表5、表6.

表4　不同工况排量与压耗表

表5　Ø177.8 mm套管固井水泥浆配方表

5)Ø177.8 mm尾管固井防漏解决方案

降低水泥浆密度,采用双密度水泥浆;下完套管,小排量循环钻井液至悬挂器以上,坐挂悬挂器;降低钻井液密度0.03 g/cm3,打水泥替浆;减小注水泥施工排量:0.4～0.5 m3/min.压稳:加压0.6～1.0MPa(100～150 psi)候凝.

表6　Ø177.8 mm套管固井水泥浆性能表

4　现场应用效果

现场试验20口井,平均机械钻速得到大幅提高,优选的钻头选型用于20口井现场试验,平均机械钻速4.61 m/h,在2010年基础上提高了91%.平均钻井周期控制在100 d内,比试验前缩短63.7%.钻井液体系应用于20口试验井,由井下复杂产生的非生产时间大大降低,由AZNN-003井的13.52%下降到AZNN-010井的0%,AZNN-004井到AZNN-010井由井下复杂造成的非生产时间都在2%以内,试验的AZNN-004等20口井Ø244.5 mm套管及Ø177.8 mm尾管的固井一次成功,固井质量合格率达100%.

5　结论与建议

1)伊朗北阿受地表环境、环保及建设成本等限制,丛式井是最优选择.

2)该区块地质、地层压力复杂,合理选择必封点是钻井作业顺利实施的关键.

3)选择适用的PDC钻头能够较大幅度地提高各井次的机械钻速.

4)受窄密度窗口的影响,Ø177.8 mm尾管的固井质量难以保证,低密度高强度水泥浆体系及科学的施工工艺是必要的保障.

5)水泥浆的配方及性能还有进一步优化的空间.

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(修改回稿日期 2016-06-28 编 辑 凌 忠)

ROP improvement technologies for complicated carbonate oil and gas reservoirs in the Azadegan Oilfield, Iran

Zhang Shunyuan, Liu Bingshan, Jiang Zhi, Fu Jin
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.107-115, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In the Azadegan Oilfield of Iran, carbonate oil and gas reservoirs are predominant, which are characterized with deep burial depth, strong heterogeneity, developed fractures and multi-pressure system. During the drilling operation, lost circulation occurs frequently due to the narrow density window of drilling fluid; and complex downhole accidents such as high-pressure brine invasion, overflow and pipe sticking also occur repeatedly. It is also hard to guarantee good cementing quality due to narrow annulus clearance and long cementing intervals. Besides, drilling cycle is long with a low ROP (rate of penetration). In view of these drilling problems, a series of studies were performed on the following key ROP improvement technologies, mainly including casing program optimization, individualized bits optimization, prevention and treatment of lost circulation in the layer accompanied by well kick, and equivalent density controlled cementing. With these technologies, technical difficulties such as frequent occurrence of complex accidents, poor cementing quality, low ROP and long drilling cycle were settled.Field application results were remarkable with ROP increased by 70%, non-production time controlled below 2% and qualification rate of cementing reaching 100%. These technologies provide a powerful technical support for the fast productivity construction of PetroChina's overseas cooperation projects. And they also play an instructive role in the exploration and development of similar large carbonate oil and gas reservoirs at home and abroad.

Iran; Azadegan; Carbonate oil and gas reservoir; Multi-pressure system; Well kick accompanied with lost circulation; Casing program; individualized bit; Narrow clearance cementing; ROP improvement

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.015

中国石油天然气集团公司重大科研项目"海外复杂油气藏安全高效钻井技术集成与应用"课题1"伊朗南、北阿地区复杂储层安全快速钻完井技术"(编号: 2011D-4501).

张顺元,1963年生,高级工程师;主要从事钻井工程研究与现场工作.地址:(102206)北京市昌平区黄河街5号院1号楼.电话:(010)80162156.ORCID: 0000-0002-2974-8595.E-mail: zsy229@163.com