阿姆河复杂地层钻井井控技术

许期聪，林 平

(中国石油川庆钻探国际工程公司)

土库曼阿姆河项目位于中亚腹地阿姆达里亚盆地，在中石油阿姆河项目启动前，前苏联在该区域已进行过大量钻探工作，但因地质条件复杂，高压盐水及储层恶性井漏引起卡钻、井喷等事故频繁，有2/3的井报废，只有1/3的井钻达目的层。川庆钻探进入后，就如何预防井喷事故、提高钻井成功率做了大量的工作，取得了较好的效果。

一、阿姆河地区钻井地质特征

阿姆河地区的地质层序从上至下分别为上覆地层、盖层、储层，其盐膏层、储层钻井地质具有以下特征[2-8]：

(1)整个气田受构造、断裂和储层的多重控制。构造数量多，以中、小型规模为主，气水关系复杂，分布极不规律。

(2)储层结构复杂，埋藏深，温度高。储层分布受生物礁、滩的控制，以点礁和裂缝性碳酸盐岩为主，分布于巨厚高压盐层之下，构造高点和储层预测难度大。储层埋深最深的井达5 000 m以上，部分井地层温度高达160℃以上。

(3)储层岩石类型多样、渗透性好。有颗粒灰岩、微晶灰岩、礁灰岩和少量的白云岩及砂岩，钻井液密度敏感，安全密度窗口窄，易形成漏喷同层。

(4)盐膏层、储层压力异常。中、东部区域如西召拉麦尔根气田属于高压、超高压气藏，盐膏层、储层压力系数高达2.00之间，而西部区域如亚希尔杰佩气田储层压力系数仅为0.78～0.82，属于异常低压。

(5)储层流体性质复杂。储层含H2S、CO2以及少量凝析油，属典型的酸性气藏。

二、阿姆河地区盐膏层、储层钻井难点分析

1.储层压力系数难以准确预测井控风险高

阿姆河地区不同构造差异极大，地层压力系数难以准确预测，资料缺乏，无法准确掌握产层压力下降规律，压力系数不明成为制约钻井安全的重要因素，此类井需要边钻进，边摸索地层压力，未知的井漏和井喷风险大。

2.漏喷转换快关井压力高

储层断层、裂缝发育，且其受构造应力形成的断裂带十分破碎，钻进过程中极易引发恶性井漏，进而快速转换为溢流、井喷，关井压力迅速升高，井控风险大。如Hojg-21井储层钻至3 359 m，钻具放空，井漏失返，立即关井，套压5 min内上涨至42.3 MPa。

3.窄密度窗口压力控制困难

阿姆河地区储层渗透性好，敏感性强，钻井液安全密度窗口窄,特别阿姆河右岸地区B-P构造、召拉麦尔根构造储层“压力窗口”几乎为零，且储层段不同地层的压力存在较大差异，致使钻井过程中密度和压力控制难度非常大，有时开泵稍快或泵冲稍高就易形成井漏、并引发溢流。

4.盐膏层压力高、卡层及固井难度大

该区域的盖层为巨厚的高压盐膏层，其内含有高压盐水或高压盐水透镜体，属异常高压地层(压力系数最高达2.4以上)；且盐膏层在横向上变化大，无规律可循，确定中完井深是地质卡层的一大难题，一旦钻穿盐膏层进入压力系数低的产层，可能引起恶性井漏及严重的井控风险，如果石膏层留得过多，技术套管不能有效封隔盐膏层内的高压盐水，影响下一开的产层钻进；同时，巨厚高压盐膏层的固井是世界性难题，如果未能解决好高压盐水防窜问题，产层钻进将可能形成上喷下漏、环间窜漏等复杂情况。

5.“人工次生浅气藏”的井控风险大

在前苏联时期钻井过程中，多口井在揭开目的层后发生强烈井喷并失控着火，导致井壁垮塌填埋井眼，原本储集于深部地层中的天然气沿井喷报废的老井井筒或固井质量极差的套管环空间隙，向上运移，在浅部形成了 “次生高压气藏”，钻井作业一旦钻遇到“次生高压气藏”，将极可能引起溢流、甚至井喷。

三、阿姆河地区钻井井控技术

川庆钻探进入阿姆河项目后，通过加强钻井地质、钻井难点分析，不断探索积累，形成了一系列专门对付巨厚高压盐膏层和复杂产层的井控技术，已完成120余口井的钻井工作，成功率100%。

1.“人工次生浅层气藏”安全钻井技术

(1)井身结构优化技术。认真分析“人工次生浅气藏”的成因，预测其相应井深及压力，将上层套管尽量下至次生浅气藏的顶部；如果浅气藏压力高、井下复杂、处理难度大，可考虑增下一层套管专门用于封隔浅气层。

(2)领眼试钻法。采用更小尺寸的钻头先钻穿预计含有浅气层的地层，摸清地质情况后再用设计钻头扩眼，尽量降低发生井漏、溢流后的处理难度，为大尺寸井眼的快速、安全钻进创造条件。阿姆河皮尔古伊构造Pir-7井附近的井预计有次生浅气藏，先采用Ø215.9 mm钻头加光钻具组合确认钻穿预计的浅气藏后，再用Ø444.5 mm钻头扩眼。

(3)操作工艺。采用设计的钻井液密度上限钻入浅气层，同时准备好1.5倍井筒容积的压井液及堵漏浆，并做好水泥浆堵漏的准备；浅气层的特点是井喷来得更快，应加强岗位执守，立足及早发现，坚持每钻完一立柱循环一个迟到时间、停泵观察，确保静止状态压稳地层才可卸扣接立柱，避免在接立柱过程中发生溢流的险情。采用以上方法，川庆钻探已成功完成有次生浅气藏的6口井的钻井任务，有效地避免了因次生浅气层引发的井喷事故。

2.高压盐膏层安全钻进井控技术

(1)钻井液体系优化。高压盐膏层要解决的主要问题是盐膏层的蠕变、溶解及高压盐水的井控问题，可采用聚磺欠饱和-饱和盐水钻井液体系，维持其氯根含量在(15～18)×104mg/L之间，如果含盐量太低，则会造成地层中的盐溶解，形成“大肚子”井眼，损害钻井液。

(2)合理钻井液密度确定。合理的钻井密度可有效防止盐膏层的蠕变及高压盐水井喷事故发生，一般采取 “高进低出”，“高进”即按照钻井液密度设计高限钻开盐膏层，再根据实钻情况进行微调，以有效控制住高压盐水。“低出”即在钻至盐膏层底部时，综合判断井下情况，再适当逐渐降低密度钻出膏盐层。

(3)关键地层卡层。加强地层对比及综合分析，准确卡层，既要确保技术套管封隔住高压盐水，又要防止钻穿高压盐膏层进入产层。

(4)盐水溢流控制与压井技术。发现盐水溢流应立即关井，一般可采用常规压井方法循环处理高压盐水溢流，井内条件允许时也可以先关井反推，即通过环空加压把进入井筒的盐水直接推入地层，再控压正循环把压井液注入井内，这种做法优点是可大大减少盐水对井内钻井液的损害。那2井于井深5 200 m处下入Ø244.5 mm套管封隔盐膏层的过程中，井内钻井液密度2.38 g/cm3，发现盐水溢流5 m3,关井压力2 MPa，直接反推2.40 g/cm3钻井液11 m3后进行控压正循环压井，快速压稳了该井的高压盐水溢流，且保证了钻井液未受到损害。

3.窄密度窗口储层防漏防喷技术

(1)窄密度窗口的安全钻进技术。可采用随钻堵漏技术,即在压力敏感地层钻进时，可在井浆中混入一定比例的堵漏材料，达到小漏随钻即堵的效果，再根据实钻中溢流或井漏情况逐步调整并摸索出合理的钻井液密度；也可采用“双密度制”，即钻进时的钻井液密度刚好能平衡地层压力，起钻时替入较高密度的钻井液，防止起钻抽汲引起溢流。如Mess-22井钻进用1.93 g/cm3、起钻替入1.98 g/cm3钻井液，钻进、起下钻均能平衡地层压力；还可考虑精细控压钻井技术，该技术通过微流量监测、PWD实时监测、自动节流控制等先进手段能有效解决常规钻井因窄安全密度窗口造成的井漏严重、井控风险高等难题，在Med-21和WJor-22井应用精细控压钻井技术取得了良好效果。Med-21井应用精细控压钻井技术后实现钻井液零漏失(邻井漏573 m3)，且节约钻井周期 20 d。

(2)窄密度窗口井漏处置技术。阿姆河地区的吊灌做法是：发现井漏失返，立即停泵，每间隔5 min向环空吊灌同钻进时相同密度的钻井液2～3 m3或者连续灌浆0.4～0.6 m3/min(其它地区可根据漏层性质、漏速等确定相应吊灌量)，同时地面抓紧准备堵漏浆和调配足量的钻井液；在安全的情况下如需起钻至安全井段或套管鞋内，起钻时的吊灌量应在上述静止观察时灌入量的基础上增加起出钻具容积的1倍以上(即0.4～0.6 m3/min+1倍以上起出钻具容积)；对可能钻遇大的断层、裂缝及溶洞、预计井控风险大的井应配备环空液面监测仪，根据监测的环空动液面下降的速度确定漏喷转换的液面位置，吊灌时确保环空的动液面不低于此液面，这样可以科学地确定吊灌的钻井液量。

正循环堵漏压井在阿姆河地区储层钻井过程中，根据漏速不同，其处理方法不同。井漏但未失返时，首先停泵观察，在安全的情况下吊灌起钻至安全井段或套管内，注入浓度20%～25%的堵漏浆10～20 m3顶替至漏层井段，如堵漏不成功，则注入高更浓度的堵漏浆或HHH桥浆进行堵漏。失返性恶性井漏时，首先停泵观察，做好关井准备，同时在环空用小排量连续吊灌，维持环空液柱高度；有条件时吊灌将钻具起钻至安全井段注入高浓度的堵漏浆或HHH桥浆；如堵漏不成功，则采用快干水泥堵漏，调整好水泥浆性能，使水泥浆在进入漏层的流动过程中逐步稠化、凝结；对于有多段漏层或漏层井段长的井，可采用“钻一段堵一段”，以逐步完成对各个漏层的封堵。堵漏成功后求得准确的地层压力，进行常规循环压井即可。

反推法堵漏压井必须控制好注入压力，施工压力不能超过井口允许的最高关井压力。有些地层较发育、连通性好，容易推进堵漏浆、压井液，井口施工压力不会很高，而有些地层不容易推进堵漏浆、压井液，井口便会出现高压力。采用反推法堵漏压井与其它方法相比，施工压力偏高，堵漏液和压井液消耗量较大，能够解决其它方式难以解决的复杂问题。

在阿姆河地区多个构造喷漏同存的储层中,综合运用正循法、反推法堵漏压井均取得很好的效果。典型成功案例如Mes-22井，产层定向钻进至井深3 620.98 m(井斜66°)，发生井漏失返(聚磺盐水钻井液密度1.93 g/cm3)，随后出现溢流，关井，套压2 min内上涨到7.8 MPa，后升至20.5 MPa。其处理经过：先采用了常规正循环堵漏压井方法，泵注浓度为25%中细颗粒的桥浆30 m3顶替到位，堵漏不成功。改用反推法堵漏压井，先正挤1.93 g/cm3钻井液4 m3，把钻具内的受污染钻井液推出钻具，再依次试反挤钻井液10 m3、反推1.93 g/cm3浓度25%的桥浆20 m3加浓度12%的HHH堵漏浆11 m3、反推1.93 g/cm3钻井液65 m3，候堵期间间断反挤钻井液，套压维持在0.7 MPa，再通过液气分离器正循环观察，液面正常，反推法堵漏压井取得成功。

四、结论

(1)“人工次生浅气藏”可以通过优化井身结构、领眼试钻法等降低井控风险。

(2)采用聚磺欠饱和—饱和盐水钻井液体系及合理的密度能较好地解决了阿姆河地区盐膏层缩径、高压盐水溢流等问题。

(3)在盐膏层钻进中出现盐水溢流，如条件允许可可用反推法进行处理，直接把进入井筒的盐水推入地层，减少盐水环境伤害。

(4)在窄密度窗口储层中钻井可采用全井随钻桥浆、钻进起下钻“双密度制”等措施可解决压力敏感问题，但最好的办法是采用精细控压钻井技术。