库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索

周健， 贾红军， 刘永旺， 李卫东， 邓强， 杨艳明

库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索

周健1，2， 贾红军2， 刘永旺1， 李卫东2， 邓强2， 杨艳明3

（1．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2. 中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000；3.渤海钻探井下作业公司， 河北任丘062552）

周健， 贾红军， 刘永旺， 等.库车山前超深超高压盐水层安全钻井技术探索[J].钻井液与完井液， 2017， 34（1）：54-59.

ZHOU Jian， JIA Hongjun， LIU Yongwang，et al.Research on safe drilling technology for ultra deep ultrahigh pressure saltwater zones in piedmont area, kuche[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：54-59.

库车山前深部巨厚盐膏层地质特征复杂，层间超高压盐水普遍发育，纵横向规律性差，地层压力变化大，预测难度高。盐膏层钻井过程中超高压盐水侵入井筒后，钻井液性能恶化，导致喷、漏、卡等复杂事故频发，严重影响安全快速钻井。结合超高压盐水层钻井特征，通过分析超高压盐水赋存的圈闭特点及实钻情况，在钻井液的盐水污染容量限实验模拟和评价的基础上，开展了超高压盐水层控压排水技术的探索与实践，形成了控压排水配套新技术，通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段，让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中，单次放水量不超过环空钻井液量的10%，多次放出盐水，降低高压盐水层的地层压力系数。解决了库车山前超深超高压盐水层安全钻井难题。现场试验表明，采取合理的控压排水方法能够降低盐水层的压力，在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点，有利于井控安全的井筒状态。

超高压盐水；控压排水；窄密度窗口；安全钻井

库车山前巨厚盐膏层普遍发育，埋深在484～7 945 m之间，岩性成分复杂，主要以盐、膏、泥岩、砂岩、硬石膏、含盐膏软泥岩等为主[1-2]。盐膏层间发育密度大于2.35 g/cm3的超高压盐水层和弱抗张性的低压薄砂泥岩，造成安全钻井压力窗口窄，井漏、溢流等复杂情况频发，采用常规钻井技术难以正常安全钻进，严重影响钻井周期。根据已钻井情况分析特定区块内超高压盐水的赋存规律，运用欠平衡的井筒压力控制方法，应用了超高压盐水层排水降压新工艺，形成了一套控压排水程序和井控风险预防及消减方法。

1 工程地质概况及钻井技术难点

1.1 工程地质特征

高压盐水层多发育在厚层膏盐岩内部的一些薄层粉砂岩或者白云岩中，在成岩过程中孔隙水未脱出（成岩程度低，孔渗性好），承受高温及上覆地层压力作用而出现异常高压，形成高压盐水层。由于这种流体的密度可达1.4～1.7 g/cm3，砂泥岩很容易被密封性比较好的膏盐岩封闭，封在里面的高密度盐水若不能及时排出就会在膏盐岩地层孔隙中形成明显的异常高压流体。虽然该地区正常沉积的砂泥岩多数被包裹在膏泥岩中，但砂泥岩的本质（含水量大、密度低）仍然存在，具有易发生压实、高吸水性及膨胀变形等特点。因此，高压盐水层加之膏泥岩覆盖层中的砂泥岩吸水膨胀作用又促进了异常高压流体的形成，最终这种高压的盐水被保存在物性好的粉砂岩或白云岩中，形成了高压盐水层。

1.2 钻井技术难点

1.2.1 地层钻井密度窗口窄，溢流与井漏频繁

库车山前超高压盐水层常发育在厚层膏盐岩内部的一些抗张能力低的薄层粉砂岩或者白云岩中，已钻井表明，试图通过堵漏来提高此类薄砂岩和白云岩的承压能力非常困难，这样就很难处理好溢流与井漏之间的平衡，钻井过程中喷漏同存，找不到合适的压力平衡点[4-5]。典型井如DB某井用密度为2.35 g/cm3的油基钻井液钻至井深6 160.48 m发生溢流，压井后钻井液密度提高至2.50 g/cm3，随后钻至井深6 863.23 m的过程中又发生溢流4次、井漏10次，通过压井7次、堵漏30次，强钻至井深6 585.47 m，被迫提前下套管，处理复杂用时61.5 d，累计漏失油基钻井液1 620 m3。

1.2.2 压稳与防漏矛盾突出，固井质量难以保证

连续完整的水泥环是库车山前盐下“三高”气井保持良好的井筒完整性及后期安全生产的基本保证。超高压盐水层钻井的钻井液密度高（不小于2.35 g/cm3），使得水泥浆与钻井液的密度差难以拉大，固井期间易发生钻井液窜槽，水泥浆受污染严重，顶替效率低；另外环空间隙小，地层敏感性强，压稳与防漏的矛盾突出，水泥浆的一次性上返尤为困难，无法实现对关键层位的有效封隔[6]。根据已钻井资料统计，2011～2015年库车山前盐膏层固井合格率仅为46.8%，2015年盐膏层漏失井占钻井数的66.7%，承压堵漏后的承压能力提高值超不过0.10 g/cm3，难以满足固井液密度比钻井液密度大0.16 g/cm3的要求，即使降低排量固井，仍有20%的井发生漏失，严重影响固井质量。

2 控压排水技术的适应性分析

控压排水技术是针对窄密度窗口高压盐水层安全钻井而研究的，指在高压盐水层钻井过程中通过有效地控制井筒环空液柱压力剖面，使得地层盐水流入井眼，并将其循环至地面进行处理或分离的技术。尤其对于高压盐水层属于透镜体型圈闭（定容储集体），采用合理的控压排水方法，能改变盐水层的压力系统，适当降低盐水层压力，减少溢流和井漏的发生，避免井下复杂等情况。

在超高压盐水层与薄弱地层相互制约的条件下，若不能找到合适的压力平衡点，开泵循环时易发生井漏，静止和起钻时会发生盐水外溢，对于难以实现有效堵漏（油基钻井液堵漏效果差、水基钻井液抗污染能力低）的地层，控压排水技术能够拓宽安全钻井液密度窗口，实现利于井控安全的井筒状态，兼顾压稳盐水层和防漏之间的矛盾[7-8]。

3 控压排水技术方案

3.1 风险分析及消减措施

3.1.1 井筒安全性

控压排水过程中地层超高压盐水会使得井筒压力减小，如果单次环空排水量过大，可能会导致关井高套压的出现，一旦超过井口装备的额定工作压力或套管的抗内压强度，井控安全将难以保证，此外若盐水长时间浸泡裸眼段，易造成地层力学和物理化学因素的井壁失稳。以K1井为例，超高压盐水层埋深7 234 m，盐水密度为1.06 g/cm3，地层压力系数为2.58，钻具与套管环容为34.3 L/m，在仅考虑井控风险的情况下，以井口防喷器和套管抗内压强度的80%之间的最小值计算，最大关井压力为65.04 MPa，则侵入环空盐水的最大高度为102×65.04/（2.58-1.06）=4 361 m，即单次最大放水量为4 361×34.3/1 000=149 m3。由此可见，只有控压、控量的排水降压才能最大限度地提高井筒安全性。

3.1.2 地层盐水污染钻井液容量限评价

针对水基钻井液抑制性不强、井下复杂频发难题，库车山前高温高压盐膏层普遍使用抗污染能力和抑制性强的油基钻井液。盐水对油基钻井液体系的流变性能、沉降稳定性、破乳电压等有着显著的影响，可能会导致卡钻等事故发生，因此为了精细化设计控压排水，必须对油基钻井液的污染容量限进行评价。利用模拟饱和地层盐水（组分：井场水+18%NaCl+10%CaCl2，Cl-浓度190 000 mg/L，密度1.18 g/cm3）实验表明，油基钻井液受盐水污染具有增稠趋势，且随盐水侵入量增大，油水比降低，增稠趋势明显，直至失去流动性，盐水入侵达到极限值（30%）后，油基钻井液乳状液体系被破坏，出现分层沉淀，结果见表1，油基钻井液配方如下。

0#柴油+（2%～3%）主乳+（2%～3%）辅乳+（0.5%～0.8%）有机土+（0.3%～0.6%）悬浮剂+（1.5%～2.5%）DURATONE HT+重晶石+铁矿粉

表1 油基钻井液的污染容量限评价

3.1.3 节流阀及地面管线盐结晶堵塞的预防及处理

高压盐水侵入井筒后在被排出的过程中，由于井筒内压力、温度的变化，溶解度下降，会导致不断析出晶体。由于析出的晶体颗粒细小，其相对密度为2.165，小于库车山前超高压盐水层钻进的钻井液密度（普遍在2.35 g/cm3以上），因此在井筒内不容易发生沉降聚集。如果保持循环，高压盐水析出的晶体颗粒物质可以被钻井液有效地携带出井筒，不会造成环空的堵塞，但是当其到达地面节流管汇时，由于节流阀节流降压作用产生高速流动，使得温度急剧下降，地层盐水可能会析出大量结晶盐，造成节流阀或管线堵塞；此时考虑可通过调节节流阀开度，尽快释放结晶盐，或关闭闸板防喷器、节流阀及其前面的平板阀，利用压裂车反推钻井液、清水等，达到防堵解堵的效果。

3.2 实施原则

针对库车山前部分区块盐间定容圈闭高压盐水体积有限的特点，采用抗盐水污染能力强的油基钻井液，根据侵污黏度变化情况判断盐水侵污程度，及时按比例补充柴油和主、辅乳化剂、有机土及加重剂，通过控制节流阀调节井口回压和钻井液排量等手段，让地层盐水按一定比例均匀侵入到环空钻井液中，单次放水量不超过环空钻井液量的10%，多次放出盐水，降低高压盐水层的地层压力系数。若每次控压排水、循环排污、调整钻井液性能完，关井求得套压折算的地层压力，相较于控压排水前初始地层压力未降低，则停止或结束排水降压作业。

3.3 技术要点

1）钻遇超高压盐水溢流立即关井，压井成功后，起钻至套管鞋内，调整好钻井液性能，关井求压，折算初始地层压力，作为控压排水的参考值。

2）保持液量稳定，通过控制套管压力实现井底压力与地层压力的实时平衡（压稳高压盐水层），节流循环降密度0.02～0.03 g/cm3，循环调整钻井液7～14 d，确保出入口钻井液性能一致。

3）套压最高不超过5 MPa进行单罐循环排水，一个迟到时间内控制盐水侵入量为5～20 m3，若侵入量较少，则逐渐全开节流阀或降低钻井液排量放水。

4）控制节流阀保证液量稳定排污，监测、记录并调整好出入口钻井液性能（观察振动筛结晶盐返出情况），停泵观察并记录出口最终流速，关井求压折算地层压力，对比初始地层压力评估排水降压效果。

5） 重复以上步骤，直到盐水层压力降到目标值。根据控压排水情况，中途划眼至井底，验证裸眼段的井壁稳定性。

6） 经过多次控压排水，地层压力下降不明显时，表明地层蕴藏的高压盐水能量较强，试图通过有限次的少量放水无法短期内实现地层压力系数快速降低，则停止或结束排水降压作业。

4 控压排水技术的现场应用及效果

4.1 克深A井的试验

克深A井钻进至井深7 138.4 m时，发生超高压盐水溢流，压井后钻井液密度由2.40 g/cm3提高至2.55 g/cm3，后续钻进过程中一直井漏。采用常规堵漏和控压钻井技术强钻至井深7 275.89 m处，井漏失返，找不到压力平衡点，形成了井漏、溢流、循环加重、井漏的恶性循环（累计漏失油基钻井液880 m3），井筒安全性极差，处理30 d仍未取得进展，被迫进行排水降压技术的探索性试验，试图拓宽高压盐水层的安全钻进密度窗口。通过控制套压0～5.6 MPa、调节排量等手段，利用微分排水降压的方法，累计排放地层盐水208 m3，钻井液密度逐渐降至2.37 g/cm3，井筒附近地层压力降低约12.85 MPa，降低了井漏发生率和下步作业的风险，顺利钻至中途完钻井深，并下入封盐套管。现场试验表明，只要控制合理的钻井液密度、套压、排量等，利用控压排水技术实现超高压盐水层安全钻进的方案可行。

4.2 克深B井的实施

克深B井是库车坳陷克拉苏构造带克深某区块中部的一口开发评价井，该区块已钻井中超高压盐水层（压力系数最高达2.6）钻遇率达75%，盐水压稳极其困难，由于层内有薄弱地层，井漏频繁发生，井控风险高，处理难度大，钻井周期长。克深B井采用相对密度为2.45的油基钻井液钻至井深6 975 m，发生溢流，用相对密度为2.58的超高密度压井液压稳后，钻进至井深7 229 m的过程中油基钻井液渗漏不断（漏失油基钻井液201 m3），密度降低至2.56 g/cm3，停泵后出口线流，关井，观察套管压力为3.1 MPa，据此判断地层安全钻井密度窗口小于0.02 g/cm3，为避免出现邻井克深903井类似的情况，决定采用控压排水技术，释放盐水层压力。

通过保持钻井液排量6～8 L/s，调节节流阀控制套管压力由3.1 MPa逐渐降至0 MPa，地层盐水的侵入速度由1.2 m3/h变为0 m3/h，单次排放盐水量1.8 m3，停泵后出口线流，关井，套管压力为2.1 MPa；下钻至井深6 970 m时遇阻10 t，划眼扭矩波动大。原因是控压放水期间钻井液的循环降温，使得井壁附近盐水层中的盐析出结晶并积聚，引起井壁硬化。连续拉划畅通至井深7 000 m，循环1 h将裸眼段受污染油基钻井液顶替至套管内，起钻节流循环排污，调整钻井液性能。克深某区块钻遇超高压盐水层周期与复杂情况对比见表2。

表2 克深B井控压排水相关数据

根据情况适当降低钻井液密度重复上述步骤，克深B井控压排水18次，累计释放地层盐水189.9 m3，循环排污后，将钻井液密度由2.40 g/cm3提高至2.49 g/cm3，停泵出口断流（见图1），井筒附近超高压盐水层压力下降6.15 MPa，钻井液安全密度窗口由控压排水前的0.02 g/cm3扩大至0.09 g/cm3。控压放水结束，保持钻井液密度2.49 g/cm3钻至中途完钻井深7 368.2 m以及后续盐膏层固井的过程中，未出现盐水溢流和钻井液漏失的复杂情况。

克深某区块的井钻遇超高压盐水层周期与复杂对比见表3。由表3可以看出，克深B井通过实施控压排水技术，较该区块钻遇高压盐水层的其它井（包括克深X、克深Y和克深Z井）平均损失周期缩短113 d，油基钻井液漏失量减少1 320.6 m3，盐层段作业事故复杂率降低52.2%，固井合格率高达85.24%。

图1 克深B井控压排水期间盐水层当量密度变化

表3 克深某区块的井钻遇超高压盐水层周期与复杂对比

5 结论与建议

1.控压排水技术能够有效地降低超高压盐水层压力，拓宽安全钻井液密度窗口，实现利于井控安全的井筒状态，兼顾压稳盐水层和防漏之间的矛盾。

2.需加强超高压盐水层精确预测研究，进一步优化完善控压排水工艺技术方案。

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Research on Safe Drilling Technology for Ultra Deep Ultrahigh Pressure Saltwater Zones in Piedmont Area, Kuche

ZHOU Jian1,2, JIA Hongjun2, LIU Yongwang1, LI Weidong2, DENG Qiang2, YANG Yanming3
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao, Shandong 266580;2. PetroChina Tarim Oilf i eld Company, Korla, Xinjiang 841000; 3.Downhole Services Company BHDS, Renqiu,Hebei 062552)

Wells drilled in the piedmont area in Kyche, Xinjiang have to penetrate thick salt and gypsum formations, which have complex geology, ultrahigh pressure saltwater with poor distribution patterns in length and breadth, highly varied formation pressures that are diff i cult to predict. Drilling fl uid properties inevitably become deteriorated when high pressure saltwater cut is encountered. The deterioration of drilling fl uid properties in turn results in frequent blowout, lost circulation, or pipe sticking, signif i cantly affecting the progress of drilling operation. To resolve these problems, the entrapment nature of the high pressure saltwater and previous drilling practices were analyzed based on the drilling behavior in high pressure saltwater drilling. In laboratory study, simulating experiments were conducted to determine the limits of saltwater invasion to drilling fl uid. Based on the research, a new technique has been developed to minimize the effects of high pressure saltwater. In this technique, the high pressure saltwater is allowed to go into the drilling fl uid in annular space in a controlled manner by regulating choke valves and the fl ow rate of drilling fl uid. Each time the volume of water allowed into the well should not exceed 10% of the volume of the annular space. Many times of saltwater draining reduces formation pressure. In this way, the downhole troubles resulted from saltwater invasion can be minimized, thus mitigating the drilling diff i culties resulted from the piedmont ultra-deep ultra-high pressure saltwater. Field application of this technique has shown that, using sound method to drain saltwater under controlled pressure is able to reduce saltwater formation pressure. A balance point between water kick and mud loss should be found to ensure the safety of well control.

Ultrahigh pressure saltwater; Drain water under controlled pressure; Narrow density window; Safe drilling

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0054-06

2016-9-5；HGF=1606C4；编辑 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.010

周健，1983年生，毕业于成都理工大学石油工程专业，现在塔里木油田公司勘探事业部从事库车山前钻完井生产管理工作。电话 15276261572；E-mail：272653971@qq.com。