烏茲別克斯坦明格布拉克油田明15井鉆井液技術

蓋靖安，李喜成，薛偉強，呂曉平，肖斌，趙晨，劉秀梅

（西部鉆探國際工程公司，烏魯木齊830000）

明15井是2017年中油國際明格布拉克公司部署在明格布拉克油田南部斷階帶上的首口勘探評價井，該井是中烏兩國石油公司聯(lián)合開發(fā)烏國油氣資源的重點項目，同時也是中國一帶一路和烏國政府重點工程，該項目自2008年開始籌備，歷經(jīng)10年勘察研究，最終確定在該油田高點斷裂帶附近鉆探明15井。前蘇聯(lián)與烏茲別克斯坦分別在該油田先后鉆探過15口井，大多數(shù)井均因地質(zhì)或工程原因報廢，其中明5井發(fā)生了震驚中外的重大井噴失控事故。鑒于該區(qū)塊地質(zhì)構造復雜，裂縫性油氣藏壓力異常，噴漏同層，鉆井施工難度大，風險高，技術挑戰(zhàn)性強等原因，通過鉆井工程與鉆井液技術攻關，實現(xiàn)下第三系深部油氣藏的勘探突破[1-8]。

1 工程地質(zhì)概況

明15井完鉆井深5918m，其井身結構如下。一開：φ660.4mm×603.5m+φ508mm×603.02m，二開：φ444.5mm×3850m+φ339.7mm×3847.94m，三開：φ311.2mm×5177m+φ244.5mm×5175.02m，四開：φ216mm×5518m+φ177.8mm×4922.48m，五開：φ149.2mm×5918m+φ127mm×5914m。

明15井自上而下鉆遇地層分別第四系、上第三系巴克特里介組、馬斯哥特介組（BPC和KKC），下第三系（E-EⅨ）蘇姆薩爾介組、里什坦介組以及土爾克斯坦介組地層。主力油氣層分為上、下第三系兩個油氣層KKC和E，其中：上第三系KKC儲層為孔隙型砂巖儲層，孔隙度平均為10.3%，滲透率平均在15～44mD范圍內(nèi)，KKC層以粉砂巖、細砂巖為主，裂縫發(fā)育，含石膏和鹽。下第三系E儲層為裂縫-孔隙型低孔、低滲儲層，孔隙度平均為10.9%，滲透率平均在3.2～27.9mD范圍內(nèi)，E層以粉砂巖和碎屑灰?guī)r為主，含石膏。上、下第三系油藏分別具有獨立的壓力系統(tǒng)，壓力系數(shù)分別為2.24和2.07，均為異常高壓油藏。其中，KKC1-8共發(fā)育6條斷層，均為逆斷層，地層水型為氯化鈣型，礦化度為221 813mg/L，密度為 1.20g/cm3。

2 鉆井液技術難點

1）二開大井眼、超長裸眼段，鉆遇地層復雜多變，砂礫巖地層膠結疏松，大段黃色及棕色泥巖夾石膏及膏泥混雜層的蠕變縮徑，1500～3850m井段中棕色泥巖及泥質(zhì)粉砂巖地層中含有多套鹽水層，并且存在大段CO32-、HCO3-的離子污染的現(xiàn)象，造成鉆井液性能污染嚴重。

2）三開新近系馬斯哥特介組由于受構造擠壓和高壓鹽水影響，壓力系統(tǒng)異常，地層壓力系數(shù)高達2.3以上，粉砂巖地層存在滲透性漏失，虛假泥餅多，鉆井液潤滑防卡與流變性調(diào)控難度大，多口井在該井段發(fā)生卡鉆事故。

3）該井地處明格布拉克油田高點斷裂帶附近，地層孔洞裂縫發(fā)育，多種裂縫并存，四開高低壓同層，鉆井液漏失量大，溢漏矛盾突出，鉆井液安全密度窗口窄，尤其是鹽膏層鉆進對鉆井液污染的問題，鹽膏層、膏泥巖蠕變縮徑、阻卡污染的問題，膏泥巖鉆屑分散對高密度鉆井液流變性的影響，以往施工中高密度鉆井液“抑制與分散、固相與流變性、濾失量控制與流變性”三大矛盾非常突出，傳統(tǒng)鉆井液很難解決以上問題，在施工中“加- 加- 放”成為常態(tài)，隨即面臨污水排放問題、廢棄鉆井液處理問題[1-3]。該區(qū)域多口井因地層漏失嚴重及油氣水層異?；钴S，導致地質(zhì)或工程事故報廢。

4）五開小井眼，灰?guī)r地層非均質(zhì)性且存在風化殼，高低壓同層，井底溫度和H2S含量高，鉆井液密度窗口窄，地層漏失后，小井眼內(nèi)高密度鉆井液提高地層承壓能力難度大。其次，高濃度堵漏材料易黏附井壁和吸附大量自由水，鉆井液黏度、切力高，流變性差，環(huán)空壓耗高，泥餅質(zhì)量差，極易發(fā)生壓差卡鉆事故[9-12]。

3 現(xiàn)場鉆井液技術

3.1 一開（0～603.5 m）

大井眼，砂礫巖及砂泥巖井段，地層膠結疏松，竄漏現(xiàn)象突出，鉆井液配制及維護主要采用“三高”（高黏度、高切力、高膨潤土含量）維護處理方式，并復配（2%～3%）TP-2等隨鉆堵漏材料，預防地層竄漏。地層中泥巖逐漸增多時，緩慢混入提前配制好的聚合物膠液，提高體系抑制性，改善鉆井液流變性，降低濾失量，防止泥巖地層造漿和扶正器泥包。中途完鉆后，采用稠塞并配合大排量充分循環(huán)2～3周后，確保起下鉆、下套管以及固井施工安全。一開使用膨潤土聚合物鉆井液，配方如下。

（8%～10%）膨潤土+（0.3%～0.5%）純堿+（0.3%～0.5%）大分子包被劑+（2%～3%）TP-2隨鉆堵漏劑

3.2 二開（603.5～3850 m）

二開采用欠飽和復合鹽水聚合物/聚磺鉆井液，配方如下。

部分一開井漿+（0.3%～0.5%）NaOH+（0.5%～1%）PAC-LV+（0.3%～0.6%）HDN-1+（0.4%～ 0.6%）SP-8+（2%～3%）SMP-2+（2%～3%）SPNH+（1%～3%）KH-N+（5%～7%）KCl+（15%～20%）NaCl+重晶石

1）二開轉(zhuǎn)化。轉(zhuǎn)化前，回收部分一開高膨潤土漿至儲備罐內(nèi)備用，徹底清理各循環(huán)罐，提前按配方加藥順序一次性在循環(huán)池內(nèi)配制160m3復合鹽水聚合物膠液進行轉(zhuǎn)化。

2）維護處理。二開使用φ444.5mm鉆頭鉆進，鉆井液維護處理必須滿足大井眼、超長裸眼段、低返速下的攜巖懸浮要求。其次，由于上部砂泥巖井段機械鉆速較快，鉆井液消耗量大，膠液維護補充量大，新配制膠液速度慢，剪切水化效果差，無法滿足快速鉆進時的維護需要。施工前，必須在儲備罐內(nèi)配制至少60m3高濃度膠液和40m3預水化膨潤土漿作為應急使用，并及時進行補充。在鉆遇砂礫巖、砂泥巖等高滲透性地層及鉆井液攜帶能力不足時，及時混入提前配制好的預水化膨潤土漿，加大HDN-1和XC處理劑濃度，復配QCX-1和TP-2等隨鉆封堵材料，改善泥餅質(zhì)量，強化鉆井液封堵造壁能力，滿足強封堵和強攜帶的施工要求。

在上部水敏性強造漿、石膏及膏質(zhì)泥巖等易縮徑地層，日常膠液維護主要以大分子HDN-1、護膠劑PAC-LV/PAC-HV、抗鹽鈣降濾失劑SP-8等處理劑復配15%～20%復合鹽為主，提高鉆井液的強抑制性，嚴格控制高溫高壓濾失量在15mL以內(nèi)，用NH4-HPAN調(diào)整鉆井液流變性，避免泥巖強造漿地層和石膏層污染引起的鉆井液性能波動。隨著井深增加，井底溫度逐漸升高的實際情況，下部井段使用SMP-2、SPNH、KH-N等磺化處理劑提高體系抗溫和封堵防塌能力，加入Na2CO3及時沉除Ca2+，強化四級固控設備的高效使用，及時降低和清除鉆井液中的膨潤土含量和劣質(zhì)固相，工程配合長短拉技術措施，確保施工安全順利。

二開614～2197m井段，鉆井液遭受CO32-和HCO3-污染，鉆井液維護處理方面主要通過提高鉆井液密度、pH值、緩慢加入CaO、CaCl2和超細水泥等技術措施，解決了碳酸根離子污染問題。進入高壓鹽水層前和中途完鉆后，采用分段替入承壓堵漏漿的方式，提高地層承壓能力，預防地層出水，確保中完電測、下套管及固井作業(yè)時的井下安全。

3.3 三開（3850～5177 m）

三開用高密度復合有機鹽鉆井液配方如下。

清水+（0.3%～0.5%）Na2CO3+（2%～3%）提切劑Visco1+（2%～4%）抗鹽降濾失劑ReduSH+（3%～5%）抗鹽降濾失劑Redu2+（4%～5%）抑制防塌劑NFA-25+（2%～3%）抑制潤滑劑PGCS-1+（50%～80%）復合有機鹽+活化重晶石

1）轉(zhuǎn)化。三開前，提前配制高濃度Visco1提切劑并預水化至少24 h。使用二開井漿鉆塞，鉆塞結束后，徹底清理各循環(huán)池和過渡槽，按配方要求加入水化好的提切劑，并依照加藥順序，依次加入并配制足夠數(shù)量的復合有機鹽鉆井液，采用大排量一次性頂替的方式，實現(xiàn)快速轉(zhuǎn)化。

2）維護處理。該井段鉆井液密度高，裸眼段長，鉆井液使用量大，井筒及循環(huán)池內(nèi)鉆井液量多達500m3，若鉆井液性能惡化會造成置換或排放。因此，鉆井液維護處理必須根據(jù)地層巖性變化和井下情況及時調(diào)整配方和各項性能參數(shù)。鉆進期間，日常維護采用等濃度膠液細水長流不間斷維護補充的辦法，確保各種處理劑的有效含量，始終保持基液密度在1.30g/cm3左右，充分發(fā)揮復合有機鹽鉆井液強抑制、強潤滑、強封堵及良好流變性等技術優(yōu)勢，使用有機鹽與活化重晶石控制固相含量，維持鉆井液黏度在80～100 s左右，最大限度地降低環(huán)空循環(huán)壓耗，實現(xiàn)大排量、高返速、強攜帶的施工要求。施工中，始終強化固相源頭控制技術措施，使用160～200目篩布及時清除鉆井液中有害及劣質(zhì)固相，避免鉆屑過度積累造成鉆井液中固相含量增加。鉆遇砂泥巖等滲透性地層時，在提高體系中NFA-25、PGCS-1處理劑濃度的同時，復配加入LU66、TP-6等封堵防塌處理劑，改善泥餅質(zhì)量，提高體系的封堵造壁和潤滑防卡能力。石膏、膏質(zhì)泥巖、含鹽泥巖及高壓鹽水層鉆進時，適當微調(diào)復合有機鹽比例及各種處理劑濃度，膠液中及時補充Na2CO3進行先期預防處理，調(diào)整好鉆井液流變性，并將鉆井液密度逐步提高至2.32g/cm3，防止膏泥巖地層蠕變縮徑和高壓鹽水層出水。每班至少檢測一次鉆井液全套性能，并根據(jù)井底溫度升高的實際情況，提高ReduSH、Redu2、NFA-25等抗溫處理劑的濃度，嚴格控制高溫高壓濾失量在15mL以內(nèi)。各種處理劑嚴禁以干粉形式加入，必須配制成膠液，高密度鉆井液的這種維護處理要求非常重要[4]。通過上述技術措施的認真落實，本井段施工過程中安全順利無阻卡，短起下及起下鉆過程中，摩阻基本為零，中完電測井徑擴大率僅為2.5%。全井鉆井液性能見表1[13]。

3.4 四開（5177～5518 m）

四開繼續(xù)采用復合有機鹽鉆井液體系，鑒于井溫升高，對處理劑適當調(diào)整，配方如下。

清水+（0.3%～0.5%）Na2CO3+（2%～3%）提切劑Visco1+（0.3%～0.5%）抗鹽降濾失劑Redu1+ （3%～5%）抗溫降濾失劑Redu2+（4%～6%）抑 制防塌劑NFA-25+（3%～5%）抑制潤滑劑PGCS-1+（40%～60%）復合有機鹽+重晶石

1） 轉(zhuǎn)化。四開前，根據(jù)鉆井液設計密度及用量，回收部分高密度復合有機鹽鉆井液備用。按照配方配制80～100m3低密度鉆井液與原漿進行混摻，調(diào)整好鉆井液密度和其它性能后開始鉆塞，鉆塞時根據(jù)水泥污染程度及時調(diào)整Na2CO3濃度進行處理。

2）維護處理。四開鉆井液起步密度為1.97g/cm3，進入地層前，對鉆井液全套性能進行檢測，鑒于該段地層孔洞裂縫發(fā)育的實際情況，在井漿中提前加入2%～3%隨鉆堵漏劑進行封堵。鉆至井深5233m處，精細控壓鉆進中發(fā)現(xiàn)出口流量增加，立即關井，依據(jù)壓力計算結果，上提密度至2.20g/cm3壓井成功后井下發(fā)生漏失，根據(jù)精細控壓檢測數(shù)據(jù)，確定地層壓力系數(shù)為2.15，漏失壓力系數(shù)為2.13。在密度窗口為負值的情況下，為解決噴漏矛盾和井控風險，鉆井液維護處理主要采用在鉆井液中復配加入15%～20%中細纖維類和顆粒狀堵漏材料，取除振動篩篩布進行隨鉆堵漏，鉆遇漏失量大或失返性漏失地層時，采用預先配制好的35%～40%高濃度橋堵漿再進行復合承壓堵漏。工程方面通過吊灌起鉆、替堵漏漿強鉆、環(huán)空反推、不同排量分段循環(huán)憋擠承壓、控壓流量檢測以及降低排量至14～18L/s等措施進行施工。鑒于鉆井液漏失嚴重，處理劑消耗量大，配漿材料難以短期內(nèi)組織到位，根據(jù)庫存及鉆井液性能情況，調(diào)整復合有機鹽濃度至30%～50%，適當加大NFA-25、PGCS、LU66、TP-6 等潤滑封堵處理劑濃度，交替補充Visco1、預水化膨潤土漿和QCX-1等處理劑，改善泥餅質(zhì)量，強化體系封堵造壁、潤滑防卡和攜巖懸浮能力，防止泥頁巖和石膏層井壁失穩(wěn)導致地層縮徑、掉塊、垮塌等引起的井下阻卡。為避免人為因素造成地層憋漏或漏失量增大現(xiàn)象，新配漿始終按照調(diào)整后配方進行配制和補充，在嚴格控制高溫高壓濾失量小于15mL同時，調(diào)整好鉆井液流變性，黏度和切力控制在合理范圍內(nèi)，在滿足低排量攜巖的情況下，盡可能降低環(huán)空循環(huán)壓耗。在5233～5518m井段，地層漏失點多，漏失段長，漏失量大，鉆井液維護處理均采用隨鉆+高濃度橋堵漿復合堵漏方式進行處理，在邊鉆邊堵邊配制新漿的情況下，復合有機鹽鉆井液在加入高濃度堵漏材料的情況下，依然保持其良好的流變性、較小的觸變性和較低的循環(huán)壓耗。工程配合長短拉等技術措施，及時清除井壁黏附鉆屑及堵漏材料，有效避免了地層漏失引發(fā)塌、掉、卡等井下事故。鉆完進尺后通過高濃度橋堵漿承壓憋擠方式，將地層承壓能力提高至2.28g/cm3，鉆井液密度提高至2.20g/cm3壓穩(wěn)高壓層后，起下鉆通井篩除堵漏漿，電測一次到底，下套管固井順利，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。四開段累計發(fā)生地層漏失56次，漏失鉆井液2453.34m3，除地層漏失復雜外，未發(fā)生其它井下復雜事故。

表1 明15井各井段鉆井液性能

3.5 五開（5518～5918 m）

五開采用繼續(xù)采用復合有機鹽鉆井液體系，配方如下。

清 水+（0.3%～0.5%）Na2CO3+（1%～3%）提切劑Visco1+（0.3%～0.5%）Redu1+（3%～5%）Redu2+（1%～2%）抗 鹽 降 濾 失 劑Redu200+（4%～6%）抑制防塌劑NFA-25+（3%～5%）抑制潤滑劑PGCS-1+（30%～50%）復合有機鹽+重晶石

1）轉(zhuǎn)化。使用200目振動篩先期清除四開鉆井液中的殘余堵漏材料，并使用離心機清除劣質(zhì)固相，降低固相含量和鉆井液密度，配制Redu2、Redu200等抗高溫處理劑膠液進行稀釋處理，調(diào)整好鉆井液密度、黏度、切力、流變性、高溫高壓等性能參數(shù)后開始鉆塞，由于套管內(nèi)預留水泥塞較長，鉆塞時需使用預先配制好的膠液進行預處理，防止大段水泥污染引起鉆井液稠化。

2）維護處理。地質(zhì)預告五開灰?guī)r地層存在風化殼，且地層中H2S含量高，需做好防漏、防H2S措施，鉆井液起步密度為2.0g/cm3，日常維護以細水長流方式補充Redu2、Redu1、 NFA-25、LU66等抗溫封堵處理劑膠液為主，在井漿中加入3%～5%隨鉆堵漏材料和0.5%～1%除硫劑，提高pH值在9.5以上。鉆至井深5543.77m處，精細控壓發(fā)現(xiàn)出口流量迅速增加，立即關井后，依據(jù)壓力計算結果，上提密度至2.19g/cm3壓井成功后再次發(fā)生地層漏失。降低泥漿泵排量至10～12 L/s，在處理井漏方面，前期鉆井液維護處理同樣采用與四開基本一致的堵漏方式，但隨后又分別在井深5701m和5720m連續(xù)發(fā)生2次失返性漏失。鑒于該段地層多種裂縫相互交錯，地層連通性好，延展性強，為避免惡性漏失引發(fā)的井控風險，鉆井液方面采取提高隨鉆堵漏材料在井漿中的含量，適當提高鉆井液黏度和切力，延緩油氣上竄速度，將振動篩篩布更換為20目等方式維護鉆進，鉆屑的持續(xù)進入和高濃度堵漏材料的加入，使得小井眼井壁上黏附大量的堵漏材料，井眼及環(huán)空間隙變小，套管腳水泥塊突然剝落造成鉆具硬卡和斷鉆具事故。處理事故及后期施工過程中，鉆井液維護處理積極轉(zhuǎn)變技術思路，更換140目篩布對堵漏材料及劣質(zhì)固相進行清除，及時補充并配制高濃度NFA-25、PGCS-1、LU66等封堵潤滑防塌劑和Redu2、Redu200等抗高溫處理劑膠液，膠液中復合有機鹽含量不低于60%，嚴格控制高溫高壓濾失量在18mL以內(nèi)，摩阻系數(shù)降低至0.05以內(nèi)。性能基本穩(wěn)定后，在滿足低排量攜巖懸浮的同時，配制20%低濃度復合有機鹽水膠液逐步降低黏度至120 s，并調(diào)整好鉆井液流變性。在井深5735m、5744m和5802m發(fā)生地層漏失后，鉆井液方面主要采用漏層專堵，堵后篩除的技術思路進行處理，預防井漿中堵漏劑濃度高導致的黏卡事故。5847～5899m石膏層鉆進時，采用低濃度膠液中配制Na2CO3提前預處理方式，工程配合長短拉技術措施，避免了深部石膏層蠕變縮徑。鉆至完鉆設計井深后，再次配制30m3高濃度橋堵漿提高裸眼井段地層承壓能力，地層承壓能力滿足施工需要后，起鉆通井下套管及固井作業(yè)安全順利，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)。五開累計發(fā)生地層漏失17次，漏失鉆井液358.75m3，除發(fā)生漏失和一次鉆具硬卡事故外，其余施工均正常。

4 結論與建議

1.復合有機鹽鉆井液技術首次在烏國明15井的成功應用，解決了明格布拉克油田石膏層蠕變，高密度鉆井液流變性調(diào)控難度大，鉆井液密度窗口窄以及溢漏同層導致鉆井施工作業(yè)無法鉆達深部油氣藏的技術難題，實現(xiàn)了打成目標。

2.復合有機鹽鉆井液抑制潤滑性好，抗鹽鈣污染能力強，固相含量低，即使在加入高濃度堵漏材料后，鉆井液流變性依然可控，為該區(qū)塊優(yōu)選鉆井液體系提供依據(jù)。

3.在溢漏矛盾異常突出及施工風險較大的情況下，復合有機鹽鉆井液相比其它鉆井液體系在流變性控制方面具有一定的優(yōu)勢，但鉆遇裂縫性漏失層，鉆井液漏失量大，成本較高。

4.明15井施工基本摸清了明格布拉克油田地層壓力系統(tǒng)，后續(xù)施工作業(yè)可考慮延長四開套管封固段，盡可能將五開高壓油氣水層封固至上部套管內(nèi)，減少五開小井眼施工風險。