伊拉克Missan油田BU区块钻遇盐膏层超高压流体圈闭的钻井技术探讨

苏振

中海油服一体化和新能源事业部 天津 300450

盐膏层钻井是钻井工程重大技术难题之一，而伊拉克Missan油田800米复合盐膏层含高压盐水层，使油田内盐膏层钻井工艺较为复杂。近年来，针对该油田盐膏层段钻井形成了特有的全过程ECD控制技术、双扶正器钻具组合钻盐膏层技术、录井精准卡层技术、盐膏层段双压稳固井技术等关键技术，成功解决了该区块复合盐膏层钻井中的一系列难关。但随着钻井数量的增多，在盐膏层井段作业中又出现了不少新问题，其中BU区块某井Ø311.2cm井段在盐膏层段钻遇了超高压流体圈闭，处理过程极为艰难。本文就该井在钻遇盐膏层内超高压流体圈闭作业中，所遇到的井下复杂情况及制定的应对措施进行分析总结，提出了针对此类井况的处置方案，以供广大钻井工作者参考。

1 技术难点分析

1.1 井下复杂情况简介

本井位于伊拉克Missan油田BU区块，处于地质构造高点位置，受该区块断层挤压影响，盐膏层内存在超高压流体圈闭。采用设计盐膏层钻井液密度2.27g/cm3钻开后，在2533.91m钻遇高压圈闭，圈闭内流体（高压气体和盐水）迅速侵入井筒，连续监测返出钻井液密度由2.28 g/cm3最低降至1.91g/cm3，5分钟泥浆池上涨1m3，迅速关井后显示立压270psi，套压1230psi。用密度为2.35g/cm3钻井液（接近地层破裂压力梯度）压井成功后小参数继续钻进，发生井漏，漏失后钻井液液柱压力降低，再次引发溢流，形成上喷下漏，喷漏同层的井下复杂情况，在处理过程中先后经历多次的压井、钻进、漏失、井涌、再次压井，现场作业一度陷入这种恶性循环，导致下步作业举步维艰。本井四开盐膏层段的作业时间长达65.25天，远高于油田内同类型井平均的23天。

1.2 技术难点分析

1.2.1 地层压力预测与钻进实时监控困难

Missan油田盐膏层埋深在2100～2900m，以泥页岩和石膏互层为主，期间夹杂厚薄不均且纯度不一的盐岩，非均质性重，加之部分区块靠近伊朗高原挤压严重，地质构造复杂，超高压流体圈闭呈薄体小块透镜状夹与互层之间，在钻前地层压力预测时很难发现。由于埋藏较深、地层多变，盐膏层高压低渗等，又造成了钻遇前及刚钻遇时的监控困难。

1.2.2 钻遇超高压圈闭时的井眼安全问题

Missan油田盐膏层预测压力系数为2.20～2.24，超高压流体圈闭压力系数最高可达2.33～2.40，一旦钻遇，将会导致高压气、盐水迅速侵入井筒，发生井涌，诱发井喷。压井后，钻井液密度接近地层破裂压力当量密度，继续钻进过程中，极有可能压裂下部薄弱层而导致井漏发生；而井眼漏失后，井筒内液柱压力在短时间内的降低又会导致高压圈闭层再次井涌，进而出现上喷下漏的井下复杂现象，这也是导致该井在近一个月时间内反复处理井涌与井漏的根本原因。

另外，当漏失导致井筒内液柱压力小于盐膏层蠕变压力时，则极有可能发生井眼缩径卡钻事故，作业风险极高。该油田多口井钻盐膏层井段时，因发生漏失导致盐膏层段缩径卡钻，最终被迫爆炸松扣并填井侧钻。

1.2.3 无钻井液密度窗口

为平衡地层压力，抑制盐膏层蠕变，Missan油田盐膏层段常规钻井液密度随井深增加由2.23g/cm3逐步加重至2.28g/cm3，目前Missan油田盐膏层薄弱地层破裂压力2.40～2.44g/cm3，作业过程中的井底当量压力已接近地层承压极限，钻井液密度窗口窄。在钻遇超高压流体圈闭后，既要平衡超高压，又要避免井漏，安全作业钻井液密度需调整至2.33g/cm3以上，导致钻井液密度作业窗口极窄。在钻进和循环时依靠环空循环当量密度（ECD）来平衡超高压圈闭流体实现井眼稳定，一旦长时间停泵，ECD变小，圈闭内的超高压流体就会侵入井筒发生井涌，这就给接立柱、起下钻、下套管以及空井期间如何实现井眼稳定提出了挑战。

1.2.4 盐水侵入导致钻井液性能恶化，处理困难

Missan油田盐膏层使用HIBDRILL水基钻井液体系，为饱和盐水体系，钻遇超高压流体圈闭后，高压盐水的侵入会使钻井液自由水增加，导致粘度降低、固相沉降，钻井液性能迅速恶化。另外，钻井液性能恶化后需要向钻井液中补充大量的优质重晶石和处理剂，现场处理难度大，需要花费大量的时间、物料及人力，而往往这种情况下又需要快速的调整好泥浆性能，这一矛盾在本井的作业中尤显突出。

1.2.5 无压力窗口条件下的“双压稳”固井难度大

压力安全密度窗口窄、封固段长，9.625英寸套管下深达3000m，采用双级固井，一级水泥浆返至上层管鞋200m以上，封固段长达1000m以上，采用密度2.35g/cm3水泥浆，固井过程中既要实现压稳、速凝，同时又要避免固井过程中井底循环当量密度（ECD）超过破裂压力而发生漏失，导致水泥浆返高不足，影响固井安全和封固质量，无法达到压稳地层孔隙流体及压稳地层蠕变的双压稳工艺要求。

2 应对措施

针对上述技术难题，现场通过不断摸索，分工况制定了以下技术措施：

2.1 钻进措施

（1）确定合理钻井液密度及钻进参数，精确控制井底ECD：在经历数次压井和处理井漏后，逐步摸索出在循环当量密度（ECD）大于2.40g/cm3后，会出现地层漏失；井眼静止状态下，平衡超高压圈闭流体钻井液密度须高于2.34g/cm3，下部井眼钻进钻井液密度既需压稳超高压圈闭，又要避免因ECD过高引发井漏。经过精确计算及摸索验证，采用密度为2.32g/cm3钻井液，在牺牲部分钻进排量的情况下控制井底ECD不至于过高，并控制ROP小于8m/Hr的情况下来进行下部井眼的钻进；

（2）简化钻具组合的同时，采用高转速低钻压及加密划眼措施：将Missan油田钻盐膏层常规双扶正器组合简化为单扶正器钟摆钻具组合：Ø311.2cmPDC钻头+Ø203.2cm浮阀+Ø203.2cm钻铤×2+Ø308cm螺旋扶正器+Ø203.2cm钻铤×13+Ø203.2cm振击器+变扣接头（631×XT54）+Ø139.7cm加重钻杆×14+Ø139.7cm钻杆，结合高转速低钻压实现了防斜打直；每钻1至2个单根或多夹层井段适时加密划眼措施，防止低排量下岩屑堆积造成ECD上升，同时也防范了复合盐膏层缩径风险；

（3）密切注意开泵期间工程参数变化，缩减停泵时长：注意扭矩、泵压变化，一旦出现扭矩增大，泵压突变等现象，迅速调整参数，避免因憋扭，憋泵而人为导致的井况复杂；缩减接立柱等停泵时长，减少超高压圈闭内流体的侵入量，对比每一次返出的单根气变化，实时掌握井下状况；

（4）增加短起下次数：短起下由常规每钻进300～500m调整为150m左右短起下一次，及时掌握上部井眼状况，并保证已钻上部井眼稳定通畅；

（5）准确卡层：地质录井与钻井工程紧密结合，敲定准确的完钻层深，卡准地质必封点，防止提前钻开盐膏层下的低压层；

（6）加强钻进期间地质录井实时监测，加密测量泥浆性能，一旦有异常情况，早发现早解决，避免井下情况进一步恶化。

2.2 起下钻措施

（1）超高压流体圈闭以下井段采用开泵起下钻：与钻进时相同，利用环空ECD平衡超高压；在起下钻须划眼时，控制顶驱转速，将扶正器和钻头对井壁泥饼的破坏降至最低，过漏层尽可能不开转速；

（2）起下钻作业中逐级分段加/降密度，分层浆柱稳定井眼：起钻至超高压圈闭以上循环加重钻井液至2.35g/cm3，压稳超高压后，上部井段正常起钻；下钻至超高压层位前，循环降钻井液密度至2.32g/cm3后开泵下钻至井底。起下钻分层浆柱措施实现了在井眼不循环钻井液状态下既压稳上部超高压圈闭，又不致下部井段当量密度过高导致井漏；

（3）起钻前试起钻，检验井眼稳定情况；

（4）确定不同井段的管柱起下速度，尽量减小抽吸压力和激动压力；

（5）每次长时间停泵再次开泵前，小排量顶通后分台阶逐步提排量至正常；

（6）每次下钻到井底前充分循环，监测返出钻井液变化同时维护钻井液性能稳定；

（7）下套管期间，在下至超高压流体圈闭前分级循环降密度，分井段细分控制下套管速度，防止压漏地层；

（8）下套管前取消电缆测井，减少空井时长，降低井控风险。

3 措施实施结果

最后一次压井成功后，在后续作业中，采用了上述针对性工程技术措施，用时11.75天钻至本井段中完井深，成功避免之前一个多月的反复压井、堵漏、再压井、再堵漏的恶性循环，实现了在压稳超高压流体圈闭的同时又避免井漏的发生，保障了本井盐膏层段后续作业的顺利。

4 认识与建议

本井盐膏层段钻遇超高压流体圈闭后，依然取得作业成功的关键技术措施有以下两方面：一是下部井眼采用高密度钻井液钻进时的ECD精确控制，二是利用开泵（划眼）起钻、分层浆柱稳定井眼，这些关键工艺措施既达到了压稳超高压层，又避免了井漏的出现，是井眼稳定、继续作业的有力保障；也给以后同类地层、同类井况作业提供了新的解决思路。

在Missan油田盐膏层段一旦钻遇超高压流体圈闭，在处理过程中有可能出现涌（喷）漏同层的复杂井况，正常作业的钻进液密度窗口将会消失，仅依靠设计钻井液密度的液柱压力来平衡地层压力，实现井眼稳定基本无可行性，井控风险较大。

针对盐膏层作业，提高地质风险预测的准确性尤为重要。由于盐膏层本身的特殊性，作业风险较高，出现复杂情况处理手段少，这就要求地质部门加强地质研究，给出较为准确的地质风险预测，在此基础之上，工程作业才能有效的规避或应对风险。

钻遇此类超高压地层，若在工程允许条件下，可考虑适当的调整井身结构，增加一层套管，减少工程损失。

若圈闭较小，总体能量不大，考虑将钻具上提到上层套管内，通过降低环空ECD的方式尝试逐步释放掉圈闭压力是否可作为后续此类情况的处理措施还需探讨。