土庫曼斯坦阿姆河右岸B區高風險氣藏安全鉆井技術

李萬軍　王　剛　周海秋　顧亦新

土庫曼斯坦阿姆河右岸B區高風險氣藏安全鉆井技術

李萬軍王剛周海秋顧亦新

中國石油集團鉆井工程技術研究院

李萬軍等.土庫曼斯坦阿姆河右岸B區高風險氣藏安全鉆井技術. 天然氣工業, 2016, 36(8): 94-99.

在土庫曼斯坦阿姆河右岸B區鉆井史上,由于存在高壓淺層次生氣層、高壓鹽水層、高壓高產氣藏以及巨厚鹽膏層的復雜地層,因而井噴、卡鉆、高壓鹽水結晶導致井筒報廢等事故頻發,鉆井成功率僅為64%,鉆井安全風險極高,部分氣田已禁止鉆井施工.為此,針對性地開展了如下安全鉆井技術試驗與應用:①針對淺層次生高壓氣層,采用小尺寸領眼試鉆,很大程度上減少了井筒容積,使進入井筒油氣的量大大降低,減少了加重鉆井液,加快了壓井作業時間,提高了鉆遇復雜層的安全性,同時在淺層氣井區外圍采用了鉆大斜度井定向井強采方案;②針對高壓巨厚鹽膏層,優選了與鹽膏層相配伍的欠飽和-飽和鹽水鉆井液體系,優選了鹽巖蠕變模型,建立了鹽膏層井眼縮徑方程,形成了鉆井液密度圖版,確定了鹽膏層安全鉆井液密度,有效地提高了鹽膏層段鉆井液的抗污染性和抗蠕變性,保證了井筒安全.相關配套技術已推廣應用近百口井,鉆井成功率達100%,井噴發生率為零,解放了"鉆井禁區", 較好地解決了該區域高風險天然氣井安全鉆井難題.

土庫曼斯坦 阿姆河右岸B區 井噴報廢 次生高壓氣層 高壓鹽水 高壓高產氣藏 巨厚鹽膏層 高風險 安全鉆井

土庫曼斯坦阿姆河右岸項目是中石油在海外最大的天然氣合作項目,是中亞天然氣管道的主供氣源地.合同區分為A、B兩個區塊,其中B區為主要勘探開發區塊,包括43個氣田.該區塊儲層為上侏羅統碳酸鹽巖氣藏,平均埋深3 500 m,地層壓力系數在1.9左右,主要為裂縫-孔隙型復雜儲層,高角度裂縫較發育,單井天然氣無阻流量近千萬立方米,鉆進中易漏噴和井噴失控著火.儲層上覆高壓巨厚鹽膏層,為三膏兩鹽結構,鹽膏層厚度平均900 m,透鏡體(內含高壓鹽水)遍布其中,壓力系數最大值為2.4,精確預測高壓鹽水層極為困難,施工中常出現井噴、卡鉆、套管擠毀等復雜事故[1-5].鉆遇深部儲層時,由于井噴著火導致井眼垮塌報廢,高壓天然氣沿報廢井眼縱向上竄至謝農階(650 m左右)聚集,在淺部形成了高壓次生氣藏,埋藏淺,壓力高,易井噴.中石油介入前,阿姆河右岸區塊由于地質條件復雜,鉆井風險高,尚未進行過定向井及水平井施工,B區已鉆直井112口,鉆井成功率僅64%,其中深部儲層段發生過10次井噴失控著火;中部巨厚高壓鹽膏層段因套管擠毀等原因報廢19口,鉆遇高壓鹽水報廢16口,導致高壓鹽水聚集區霍賈古爾盧克等氣田勘探工作停止;繼Pir-7井井噴在上部地層產生高壓淺層次生氣層后,鄰近所鉆兩口井均鉆遇高壓淺層氣井噴著火報廢,造成該區域禁止鉆井施工.中石油介入后,針對海外項目的特殊性和B區儲層特性,決定采用大斜度井和水平井開發,亟需解決"四高一厚"(淺層次生高壓氣層、高壓鹽水層、高壓高產氣藏、巨厚鹽膏層)復雜地層所帶來的鉆完井瓶頸問題.為保障鉆井施工的安全順利,達到氣田安全高效勘探開發目的,開展了安全鉆井技術研究.

1　鉆井瓶頸技術問題

1.1淺層次生高壓氣層

淺層次生高壓氣層是右岸中區氣田鉆井中不可回避的極端技術難題.淺層次生高壓氣藏為非目的層的工業氣藏,由深層高壓氣源通過井噴著火報廢井井眼運移至淺部儲集層聚集而成.具有埋藏淺、壓力高、分布井段長、平面預測難度大等特點,井控安全風險極大.次生高壓氣藏分布區曾被列為"鉆井禁區" (圖1),已導致原蘇聯多口井井噴報廢.

1.2高壓巨厚鹽膏層

在600～1 200 m巨厚鹽膏層位遍布高壓鹽水透鏡體(圖1),在鉆井中存在鹽結晶卡鉆和高壓鹽水井噴的風險,有可能使全井報廢[6-10].Besh-21等井在施工中普遍存在高壓鹽水.主要特征是:①石膏層容易水化膨脹、垮塌;②鹽層重結晶后,形成"大肚子"井眼,易造成電測困難、攜砂能力下降和下套管受阻;③異常高壓常見;④鹽膏層易蠕變,引起縮頸和卡鉆;⑤高濃度的Ca2+、Mg2+,嚴重影響鉆井液流變性和濾失量.

圖1　阿姆河右岸中區鉆井難點圖

1.3高壓高產易漏噴氣藏

阿姆河右岸地質條件復雜,隨著勘探開發的深入,海相碳酸鹽巖裂縫、溶洞型地層和破碎性地層成為重點開發層位,滲透率高,密度窗口窄,壓力敏感, "有進無出"的惡性漏失很常見,隨后就是溢流、井噴的發生.鉆井周期長,鉆井事故頻繁的重要原因是密度窗口窄[11-12].在施工過程中同時要考慮井噴和井漏,嚴重制約了勘探開發進程.

2　安全鉆井技術

2.1淺層次生高壓氣層安全鉆井技術

2.1.1淺層氣井區鉆井技術

Pir-23井設計井深3 440.00 m,目的層為卡羅夫-牛津階.Pir-23井二開設計預計鉆遇淺層高壓氣藏,設計井眼尺寸?444.5 mm,為降低井控風險,先用?215.9 mm鉆頭鉆小井眼,井下安全后擴眼.

二開用密度1.28 g/cm3的鉆井液鉆進至謝農階里635.31 m時,發現井口外溢,立即停泵關井,關井后已累計溢流量13.87 m3.隨即用密度1.55 g/cm3的隨堵鉆井液85 m3壓井,壓穩后循環調整鉆井液密度為1.51 g/cm3.鉆進至669 m和682 m時又發生溢流,分別用1.84 g/cm3和1.95 g/cm3密度鉆井液進行壓井平穩.?215.9 mm鉆頭鉆穿預計高壓淺氣層井段至井深759.00 m后,為了保證擴眼順利進行,對759.00～600.00 m外溢復雜井段進行打水泥塞封固.?444.5 mm鉆頭擴眼至井深759.00 m后鉆至井深763.00 m二開完鉆,下?339.7 mm技術套管封固復雜井段,固井質量良好,井口無氣竄,安全鉆過淺層次生高壓氣藏井段.

Pir-23井的成功實施,成為阿姆河右岸淺層次生高壓氣層區域鉆井成功應用的首個案例,為該區域下步鉆井安全施工提供了借鑒,同時為同類開發井的成功實施提供了技術支撐.

2.1.2淺層次生高壓氣層綜合治理措施

通過對井噴失控井進行綜合治理,從根本出發治理"淺層次生高壓氣層"帶來的鉆井風險和難點,是保證該區塊順利高效開發的最好方法.通過大量調研,論證,提出了安裝引流罩可控點火、淺井強采降壓、鉆救援井、深度定向井強采4種方案,通過對各方案進行優缺點的分析(表1),最終采用了在淺層氣井區外圍鉆大斜度井定向井強采方案.

表1　淺層氣治理方案比選表

超高壓"次生淺層氣藏"處理技術的成功實施,打破了超高壓次生淺層氣藏是鉆井禁區的論斷.采用在淺層氣區域外圍鉆大斜度定向井的開發井方式,通過淺部避開高壓淺氣層,利用定向井段溝通其深部氣源,進行淺層次生高壓氣層綜合治理,在該區域外圍已鉆成7口大斜度定向開發井,并經測試,無阻流量均在700X104m3/d以上,該批大斜度井的成功投產,為開發淺層氣區域的深部高壓氣藏提供了安全高效的鉆井技術,使該區域近千億立方米天然氣儲量得以安全高效開發.

2.2含高壓鹽水巨厚鹽膏層安全鉆井技術

2.2.1巖膏層井眼縮徑方程與鉆井液密度圖版

巖鹽的穩態蠕變速率與巖鹽的結構組成及所受溫度壓力密切相關[13-16].通過優選適用于鉆井工程的巖鹽蠕變模式,根據不同的溫度、壓力條件下的蠕變速率試驗結果,確定蠕變特性,并根據不同縮徑率確定所需的安全鉆井液密度,即井眼縮徑方程(式1).

式中A、B、Q表示巖石的蠕變參數;a表示井眼半徑,mm;H表示井深,m;σH表示水平最大地應力, MPa; R表示氣體摩爾常數,R=8.317 J/(mol.K);T表示熱力學溫度,K;r表示積分區域;n表示井眼縮徑率.

通過計算不同縮徑率對應的鉆井液密度,繪制出鉆井液與縮徑率的關系圖(圖2).

2.2.2巨厚鹽膏層抗鹽鉆井液技術

通過使用飽和鹽水聚磺體系的鉆井液,改善鉆井液的潤滑性和降低流動阻力,同時增強其抗污染能力,可有效避免鹽膏層的污染、溶解、縮徑、井塌等井下事故[17-19].

圖2　鉆井液密度與縮徑率關系圖

其基本配方為:1%～2%預水化膨潤土漿+0.5%～1.0%NaOH+0.3%～0.5%FA367 +4%～6%SMP-3+1.5%～2.0%PAC-LV+ 3%～4%RSTF+0.3%～0.5%HTX+0.3%～0.5%SP80 +1.0%～1.5%KEJ+0.3%～0.5%NTA-2+ 30%～35%NaCl+重晶石.其中,使用大分子FA367調節流變性;SMP-3、PAC-LV為體系降濾失劑;RSTF作為體系的潤滑劑,并有防塌輔助作用;SP80為乳化劑,用來穩定鹽水鉆井液的pH值;KEJ為抗鹽緩蝕劑,用以降低鹽水體系對鉆具的影響;NTA-2為鹽重結晶抑制劑,以降低從井下到地面的溫度下降過程中鹽重結晶引發的卡鉆風險和對振動篩固控的影響.以1井為對付基末利階在垂深2 875 m(斜深2 910 m)下鹽層,以地層壓力當量密度1.70 g/cm3,設計密度附加值介于0.07～0.15 g/cm3,要求鉆進中采用高限密度1.85 g/cm3.

圖3　大斜度井井身結構設計圖(以1井為例)

2.2.3巨厚鹽膏層復合套管設計

阿姆河右岸含高壓鹽水巨厚鹽膏層地層條件復雜,準確選擇套管必封點、合理設計井身結構、封固復雜層是減少鉆井事故發生的關鍵(圖3).

技術套管:二開使用?244.5 mm+?250.8 mm復合技術套管.?244.5 mm套管用來封隔鹽層上部易垮塌、掉塊及易縮徑井段,鹽膏層用? 250.8 mm外加厚抗擠套管封隔(表2).

生產套管:三開使用?177.8 mm套管+?139.7 mm篩管,本井段鉆穿目的層卡洛夫-牛津階層狀灰巖和塊狀灰巖層,尾管懸掛回接固井方式,并在高壓鹽水層下部及?177.8 mm產套裸眼段安裝遇水膨脹封隔器,有效防止高壓鹽水下竄和高壓天然氣上竄,以保證井筒完整性(表2).

表2　大斜度井井身結構設計數據表(以1井為例)

2.3窄密度窗口氣藏防漏治漏技術

鉆開砂巖段時,在鉆井液中加入少量暫堵劑,使其有良好的造壁封堵性能,以增強地層抗拉力;起下鉆時,控制好速度,以防壓力波動而壓漏地層;當鉆井液靜置時間較長時,要防止開泵時憋漏地層;如果要加重鉆井液,要使其密度均勻增加.發現漏失,要確定下列參數:漏失性質、泵壓變化、漏失量、漏失時鉆井液性能、井眼鉆井液液面、漏層上部井璧情況.判斷漏失層位特征,將鉆具起出,靜置時間8～12 h;之后緩慢下放鉆具,低排量逐漸恢復到所需值;如果以上方法未能成功,則配制堵漏鉆井液20～30 m3.加入2%復合堵漏劑,優選大粒徑(用于上部井段孔隙性漏失);針對下部井段裂縫性漏失,可加入1.5%～2%的單向壓力暫堵劑;針對裂縫型和孔隙型漏失,為了使鉆井液造漿,加入2%～3%的膨潤土.井口可加回壓1～2 MPa,將堵漏鉆井液以8～12 L/s的排量用大噴嘴普通鉆頭注入漏失層,靜置時間4～8 h;如仍未能成功,則可以考慮注凝膠材料或水泥.

3　應用效果

阿姆河右岸B區上部含有高壓次生氣層,中部高壓巨厚鹽膏層緊鄰下部高壓高產氣藏,安全風險極高,國內外尚未類似經驗可借鑒,通過優化井身結構、高壓淺氣層采用小尺寸導眼試鉆、強化井控措施、鉆井液體系配伍性、套管優選,窄密度窗口氣藏防漏防噴等鉆井技術攻關,形成了適合阿姆河右岸的特色鉆井完井技術,并在阿姆河右岸示范區進行了全面推廣與應用,安全高效的完成了整體鉆井施工,達到了快速上產的開發目標.

目前阿姆河右岸B區已鉆成98口井,鉆井總進尺388 355.55 m,鉆井和固井合格率均為100%,取心收獲率達到95.8%.整個生產過程未發生井噴失控、高壓鹽水結晶卡鉆、套管擠毀等復雜事故,解決了中亞地區鉆井完井過程中的核心技術難題,保障了氣井的安全和持續開采.為提高阿姆河右岸項目油氣勘探開發綜合效益,保證產能建設任務安全順利完成提供了堅實的工程技術支撐.

4　結論和建議

1)針對淺層次生高壓氣層,采用小尺寸領眼試鉆,很大程度上減少了井筒容積,使油氣進入井筒量大大降低,減少了加重鉆井液,加快了壓井作業時間,提高了鉆遇復雜層的安全性.

2)針對高壓巨厚鹽膏層,優選了與鹽膏層相配伍的欠飽和-飽和鹽水鉆井液體系,優選了鹽巖蠕變模型,建立了鹽膏層井眼縮徑方程,形成了鉆井液密度圖版,確定了鹽膏層安全鉆井液密度,有效地提高了鹽膏層段鉆井液的抗污染性和抗蠕變性,保證了井筒安全.

3)阿姆河右岸油氣資源豐富,但鹽下地質情況復雜,是典型的在密度窗口.因此,如何解決高壓、高產酸性氣藏窄密度窗口安全鉆井技術顯得尤其重要.

迄今為止,如何及時有效的堵住裂縫性地層惡性漏失仍然是鉆井界面臨的重大技術難題.裂縫的大小預測難,堵漏劑顆粒大小不易選擇.當鉆遇縫洞型層位時,常出現噴漏同層,帶來極大的安全隱患,這是需要解決的問題之一.

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(修改回稿日期 2016-06-30 編 輯 凌 忠)

Drilling safety technologies for high-risk gas reservoirs in Block B on the Right Bank of the Amu Darya River, Turkmenistan

Li Wanjun, Wang Gang, Zhou Haiqiu, Gu Yixin
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.94-99, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In the Block B on the Amu Darya River Right Bank, Turkmenistan, the formations are complex with high-pressure shallow secondary gas zones, high-pressure brine zones, high-pressure high-yield gas reservoirs and huge thick salt-gypsum layers. In its drilling history, therefore, blowout, pipe sticking and high-pressure brine crystallization often result in well abandonment, so the success ratio of well drilling is only 64%. Obviously, its drilling risk is so high that drilling of some gas fields have been prohibited. Inview of this, a series of safe drilling technologies were tested and applied in this block. As for high-pressure shallow secondary gas zones, small-size pilot hole trial drilling was adopted to reduce borehole volume to a large extent, so that the oil and gas flowing into the borehole was reduced significantly and heavy weight drilling fluid was reduced. Well killing operation lasteda shorter time and the safety of drilling complex formations was improved. Moreover, the enhanced recovery program of drilling high inclination directional wells was applied in the periphery of shallow gas well blocks. As for high-pressure huge-thickness salt-gypsum layers, the drilling fluid of undersaturated-saturated brine compatible with salt-gypsum layers was optimized. Salt rock creep model was optimized, and borehole shrinkage equation of salt-gypsum layers was established. Drilling fluid density chart was prepared and the density of drilling fluid for safe drilling in salt-gypsum layers was confirmed. The pollution resistance and creep resistance performance of drilling fluid in salt-gypsum layers were improved efficiently, and borehole safety was guaranteed. These technologies have been applied in almost 100 wells with a drilling success ratio of 100% and a blowout accident rate of zero. As a result, the "prohibited drilling zones" could be drilled, and the challenges against drilling safety of high-risk gas wells in this block is bettermet.

Turkmenistan; Block B on the Right Bank of the Amu Darya River; Abandoned blowout well; Secondary high-pressure gas zone; High-pressure brine; High-pressure high-yield gas reservoir; Huge-thickness salt-gypsum layer; High risk; Drilling safety technologies

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.013

國家示范工程項目"阿姆河右岸中區天然氣開發示范工程"(編號: 2011ZX-05059).

李萬軍,1969年生,高級工程師;主要從事中石油海外油氣合作項目鉆井技術支持和鉆井工程技術研究工作.地址:(102206)北京市昌平區西沙屯橋西中石油科技園A34地塊.電話:18611992069.ORCID: 0000-0002-2635-4312.E-mail: liwanjundri@cnpc.com.cn