阿姆河右岸复杂地层钻井技术

李春季，李志勇，蓝 强*，崔永军，吕健波，盖秀江

(1．中石化胜利石油工程有限公司塔里木钻井分公司，山东 东营 257100；2.中石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257100；3.中国石化胜利油田分公司 油气勘探管理中心，山东 东营 257100)

土库曼斯坦阿姆河右岸气田位于土库曼斯坦东部和里海盆地东南沿岸之间，东部的山前构造地质情况非常复杂[1-2]。上部地层以泥岩为主，同时夹灰岩和粉砂岩，局部夹薄层硬石膏，中部地层为巨厚盐膏层，横向上厚度不稳定，岩性变化较大。下部目的层为高压破碎性灰岩气藏。在上部砂泥岩层中存在因邻井井喷形成的“次生高压气藏”，极易发生井喷事故；中部地层巨厚盐膏层厚600～1200m，是良好的油气盖层。多个区块的盐层中含有“透镜状”高压超饱和盐水体，地层压力系数2.0～2.10左右。下部储层为高压破碎性灰岩气藏，地层缝洞发育，极易发生井漏，地层压力系数在1.6～2.0左右，易发生井漏和井喷的主要层位。

1 主要钻井难点和风险

1.1 浅层“次生高压气藏”

阿姆河右岸上部地层钻进时易发生地层出水和井漏失返的复杂情况，且堵漏难度较大[2-5]。特别是B区某些井钻至气层发生井喷后，地层坍塌、高压盐水、天然气沿报废井眼从产层上窜至上部地层聚集并横向运移，在井喷报废井周围区域形成浅层“次生高压气藏”。在谢农阶钻遇不同压力的“次生高压气藏”，造成Giv-1井发生井喷失控事故，Pir-23井钻至759m时多次处理"次生高压气藏"引起的溢流，钻井液密度最高达1.95g/cm3[3]。

1.2 巨厚盐膏层定向井安全钻井

基末利阶下石膏层容易出现缩径变形，蠕变卡钻等事故，结合其他并发问题，在钻进过程中非常容易出现"缩、溶、塌、漏、阻、卡"等复杂情况，定向施工钻时极慢，轨迹要求井斜大，定向滑动钻进时极易发生吸附卡钻。

1.3 异常高压盐水层

盐膏层内含有“透镜状”高压盐水体，压力系数2.0～2.1左右，部分盐水层属“喷漏同层”，无安全密度窗口[4]，且盐水层矿化度极高，根据实钻资料，Ca2+50020mg/L，Mg2+39690mg/L，Cl-304870mg/L，在这种情况下很容易造成钻井液严重污染，造成高温稠化、高温固化等现象，因此对钻井液提出了更高的要求。

1.4 产层异常高压，部分地层“喷漏同存”

阿姆河右岸产层为高压破碎性灰岩气藏，储层缝洞发育，地层渗透性好，气层极其活跃，压力系数1.6～2.0左右，钻进时极易发生钻井液失返等恶性漏失现象，部分产层密度窗口窄，属"喷漏同层"，井漏后气体置换速度快，随即导致溢流、井喷的发生，使得堵漏压井施工异常艰难，井控风险极高。

1.5 钻井液性能要求高

上部地层泥岩段长，岩石胶结性较差，存在井壁失稳、大井眼携砂不力、钻屑分散造浆、钻头泥包等难题[5]，钻井液应具有强包被、强抑制防塌性能；基末利阶盐膏层厚度大，盐层所含"透镜状"高压高矿化度盐水和大段石膏容易对高密度钻井液造成严重污染[6]。储层压力系数高，密度窗口窄，易发生井漏，"喷漏同存"对钻井液合理密度的选择，以及承压堵漏效果要求较高[7]。

2 复杂地层安全钻井技术

2.1 次生高压气藏钻井技术

该区域临井Pir-23井二开用Ø444.5 mm钻头，密度1.28 g/cm3的钻井液钻进至谢农阶682 m 时多次发生溢流，分别用1.84 g/cm3和1.95 g/cm3密度钻井液进行压井平稳。后采用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600～759m 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，提前下Ø339.7 mm 技术套管封固复杂井段，固井质量优良，井口无气窜，顺利钻穿浅层次生高压气藏井段的施工，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。

2.2 巨厚盐膏层定向井安全钻井技术

根据盐膏层厚度大，定向井钻井穿越盐膏层井段长的难题，优选钙盐预处理钻井液体系，制定合理的钻井技术措施，主要措施如下：

(1)加强钻井液性能维护，确保钙盐预处理饱和盐水钻井液体系的稳定。

(2)做好上部地层的承压堵漏工作。按设计要求提高钻井液密度的同时加入弹性石墨和延时膨胀堵漏剂，提高上部地层承压能力，以及钻井液防漏、堵漏的能力。

(3)盐膏层钻进，采用“打一提二划三”的工艺措施，防阻卡；及时进行短程起下钻，通过短起下，划眼等方法，防止缩径卡钻，修整井壁，保证井眼畅通。

(4)控制盐膏层段的造斜率，减少在盐膏层中滑动钻进。增斜到30°左右采用复合钻进的方式，加强测斜，防止在盐层段方位发生较大漂移，避免斜井段和井底水平位移过大、摩阻扭矩增加。

(5)盐层使用牙轮钻头+弯螺杆增斜钻进，石膏层中使用PDC钻头+弯螺杆微增斜钻进。尽量做到在盐层中定向钻进，在石膏层中复合钻进，以提高机械钻速。

(6)尽量降低定向井段的造斜率，这有利于携砂和减少摩阻、扭矩；保证轨迹光滑，钻井、固井管柱下入顺利。

(7)准确卡层保证套管完整封隔必封点。加强施工井地质资料分析，着重地层对比，准确卡层，防止提前钻开高压或低压产层，引起井喷和井漏。

(8)对井眼进行静止蠕变速度的测试，确保安全作业时间。中完后用牙轮钻头配合单、双扶正器钻具组合通井正常后方可进行下套管作业，确保套管的顺利下入。

(9)加强对井身轨迹的控制。在保证中靶的前提下，预留提前量，防止因地层变化(滞后)，造成目的层位移增多，增加后续目的层钻进过程中发生复杂情况的处理难度。

2.3 复杂地层钻井液技术

2.3.1 部地层强包被、强抑制性防塌钻井液体系

针对阿姆河右岸上部地层泥岩段长，岩石胶结性差，存在井壁失稳、大井眼携砂、钻屑分散造浆、钻头泥包等难题，通过较好抑制性能和包被性能钻井液处理剂的选择、加量调整等配伍性实验，优选出具有较好流变性能的聚合物KCl+胺基聚醇，强包被、强抑制防塌钻井液体系。配方：3.0%～5.0%膨润土浆+7.0% KCl+0.5%～1.0% AP-1+0.3%～0.5%PAM+0.5%NPAN +0.5%DSP-2 +适量重晶石。该体系能较好的抑制地层造浆，并具有良好的防塌性能，适当保持体系内的低粘高切的性能，在保持大井眼的井壁稳定以及提高大井眼的机械钻速方面也起到积极作用。

2.3.2 饱和盐水钙处理钻井液体系

为了保证在盐膏层中钻遇高压高矿化度盐水层的钻井安全，选取抗高温、抗钙钻井液处理剂进行室内优选评价实验，优选出了满足巨厚盐膏层以及抗钙污染钻井液要求的钙预处理饱和盐水钻井液，下面三个表给出了钻井液抗盐水污染性能(表1和表2)和实钻钻井液性能(表3)。

表1 010A井钻井液抗污染试验

表2 钙预处理饱和盐水钻井液抗盐水污染试验

通过试验可以发现，转化为钙预处理饱和盐水钻井液后，钻井液抗污染能力明显增强，能够满足钻井施工的需要，因此，在08 井中采用钙处理钻井液体系穿过盐膏层段，钻井液性能如表3所示。

表3 08井盐膏层段实钻钻井液性能

从表3结果可以看出，在08井盐膏层实钻过程中，漏斗粘度和塑性变化较为明显，但增幅处于可接受范围，API失水在2550m处略高于5.0mL，处理后返回至3.0～4.0mL，钻井液的氯离子浓度控制较好，钙离子浓度始终控制在6000mg/L范围内，钙侵程度得到有效控制。

2.4 复杂气层"喷漏同存"的堵漏压井技术

阿姆河右岸B区在进入开发阶段后，大规模利用水平井钻井模式提高气井的单井产能，资料显示，水平井产能为同区域直井产能的三倍以上[8]。

由于阿姆河右岸盐下气藏属于裂缝性储集层[5]，采用水平井开发模式，取得巨大产能的同时；也使得钻井过程中，漏失更加严重；在天然气活跃的"喷漏同存"层位，造成发生井漏后，水平段井眼轨迹的控制以及堵漏压井施工更加复杂，极大地增加了井控风险和钻井成本[6]。通过分析邻井钻井资料和前期该区域直井的施工经验，系统总结和分析盐下气藏发生井漏的原因[7]以及区域井漏特点，合理制定防漏、堵漏压井的技术措施和施工方案，不断优化高压破碎性产层水平井钻井技术，在确保井控安全的同时，取得了良好的效果。

2.4.1 高压破碎性气层"喷漏同存"难题的处理技术

(1)发生井漏失返后抢在漏喷转换前"吊灌"钻井液，起钻至安全井段。

(2)准备压井液期间，采用小排量正注钻井液补充环空液柱压力的方式进行环空降压，期间通过观察液气分离器排液管线出口是否返出钻井液，确定纯气柱是否排完。

(3)高浓度复合桥浆正注反挤法堵漏压井。钻遇漏层时如果发现漏失，降低钻井液循环排量在1.0 m3/min左右，将单个漏层钻穿；配30m3钻井液进行堵漏。堵漏钻井液的组成：井浆+10%复合桥接堵漏剂+5.0%延时膨胀堵漏剂；将堵漏钻井液泵至井底后，关旋转防喷器起钻至套管内，根据堵漏钻井液进入漏层的漏失情况决定是否向漏层挤注堵漏钻井液。若堵漏钻井液漏失量较大则直接关防喷器静止12h以上；若堵漏钻井液漏失量较小则关防喷器后，根据立套压变化以及井筒内堵漏剂的存量，向漏层适当挤注堵漏钻井液，然后静止12h以上，观察分析堵漏效果。

(4)配制浓度较高复合桥浆利用反推法进行堵漏压井。将1.5 倍井筒容积的压井液实施反推堵漏压井作业，先替入浓度20%的复合桥浆压井液20 m3，粘度提至150s 以上，从而阻隔气体。进行堵漏作业的同时也连同天然气体推入地层中，重建了井筒内的压力平衡。

(5)水泥浆一次性封堵。针对大型裂缝孔洞型的漏失，用水泥浆一次性堵漏封堵，对高压层采用关井挤入缓凝水泥实施封堵，即使未能完全隔绝高压层，也能有效地减小漏失通道，为后续堵漏或钻进的井漏治理降低风险。

B-P-102D井是位于阿姆河右岸B-P气田中部断块的大斜度井，最大井斜90.3°，由于本井受构造内断层裂缝带的影响，储层连续性较好，缝洞发育，且气层活跃能量巨大，容易在产层段产生“喷漏同存”现象，为安全钻进造成极大影响。

该井四开采用215.9mm PDC钻头，钻井液密度1.83 g/cm3，带单弯螺杆+MWD控制井身轨迹的方式钻进至3629.01m发生井漏失返，在四次下入复合桥浆堵漏未成功的情况下，全井降密度至1.80～1.81g/cm3，配密度1.87g/cm3、浓度25%的堵漏桥浆堵漏成功。在后期施工中，在全井混入5%～10% 随堵材料，通过分段逐步降低密度，确定了1.81 g/cm3的安全钻进密度和1.84 g/cm3的安全起下钻密度，使得微小漏失得到了及时封堵。在垂深3088～3109m，463m产层水平段的钻进过程中，先后发生7次井漏事故(4次失返)，多次起钻或堵漏压井过程中高压层置换气侵入井筒造成关井压力迅速上升，最高关井套压达到25 MPa。经过18次堵漏，32次节流压井，共计漏失钻井液和水泥浆2315m3，对其中2个大裂缝型漏层进行了有效处置，将前期油气上窜速度从215m/h降低到40m/h以内，由前期井漏失返到控制漏速在2m3/h并快速完井，确保了井控安全，取得了良好效果，为同区域其它井的钻井施工积累了宝贵经验。

2.4.2 应用效果

(1)通过优选钙盐预处理饱和盐水钻井液体系，采用控压钻井技术，克服了阿姆河右岸亚速尔哲别油田盐膏层内高压盐水层的难题，顺利完成了该构造后期四口直井的施工任务。

(2)通过不断优化高压破碎性气层的水平井钻井技术，完善堵漏压井的施工工艺，为该区域后期五口大斜度井和水平井的施工奠定了坚实的技术保障，确保了井控安全，成功完井。

3 结论和认识

(1)通过实钻证明，采用控制压力钻井技术与复合堵漏技术相结合，利用循环降温盐结晶措施，解决了高压矿化度盐水层窄压力窗口的钻井难题。

(2)控压钻井技术在阿姆河右岸盐膏层含高压盐水层钻井施工中的运用取得了良好的效果，在处理复杂气井方面的运用有待进一步的实践，相关技术理论、工艺和设备有待进一步研究。

(3)对于复杂地质条件下的高压气藏，在处理严重井漏和“漏涌同存”时的堵漏材料和压井技术有待进一步的创新和完善，达到保护油气藏，降低钻井成本的目的。

(4)不断总结和优化阿姆河右岸复杂地层钻井技术，形成阿姆河右岸区域钻井技术，极大的减少了钻井施工中井下复杂和事故的发生，确保了井控安全，降低了钻井成本。