蘇里格氣田奧陶系高壓高含硫儲層安全鉆井技術

趙文莊，趙 恒，劉克強，

（1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西 西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西 西安 710018）

長慶油田盆地中東部奧陶系馬家溝組鹽下儲層為長慶油田2021年勘探突破區域，區域內已完鉆探井10口、完試7口，其中M1井馬四段喜獲3.52×105m3/d高產氣流，被列為長慶油田2021年“五大新區”之一。馬家溝組馬四段碳酸鹽巖沉積厚度大（150～300m），在盆地范圍內均有分布，屬于鹽巖封蓋，高產構造—巖性復合高壓氣藏。富集區含氣面積3.6×103km2，初步估算地質儲量4900×108m3，計劃提交預測地質儲量2000×108m3。在已完井中，含硫井占比70%，硫化氫含量超過3×104ppm達到50%，屬于典型的高含硫區域。同時，儲層高壓（地層壓力系數1.61）、裂縫性漏失共存，井控風險高；馬四段以上蓋層有厚膏鹽巖，鹽膏層鉆進對鉆井液要求高，酸性腐蝕氣體主要是二氧化碳和硫化氫，其分壓值分別是0.219MPa、1.512MPa，屬于中等—嚴重腐蝕環境。

1 奧陶系鹽下儲層開發地質及工程難點

1.1 地質難點

（1）區域內鉆遇雙石層裂縫性漏失、山西組和太原組煤層發育。

（2）中東部鹽下馬五鹽巖、膏巖區域封蓋，馬四層以灰色、淺灰色白云巖，夾硬石膏巖薄層。

（3）區域內壓力分布不均，壓力預測誤差大，非均勻分布地層壓力高（壓力系數1.4～1.6）、高含硫，溢漏矛盾突出。

（4）酸性腐蝕氣體主要是二氧化碳和硫化氫，其分壓值分別為0.22MPa 和1.512MPa，屬于中等—嚴重腐蝕環境。

1.2 工程難點

（1）二開井身結構簡單，鉆井復雜頻發，鉆井時效低，不能滿足奧陶系儲層安全高效開發需求。

（2）常規鉆井設備、工具及套管與硫化氫接觸后，易發生腐蝕、氫脆，導致強度降低、脆性敏感，其可靠性及生命周期將無法滿足正常生產需求，嚴重威脅施工安全。

（3）高壓高含硫氣藏鉆井過程中,膏鹽層井徑控制難，同時硫化氫侵入井筒，極易造成鉆井液污染，鉆井液粘度、切力等性能改變，導致流變性變差，影響鉆井作業及井控安全。

（4）儲層異常高壓并伴有裂縫發育，溢漏頻發，安全窗口密度窄，造成鉆井失效低，大大提高了高含硫儲層的鉆井井控風險。

（5）固井水泥環長期處在硫化氫腐蝕環境中，將會造成水泥石的抗壓強度下降、滲透率增大，嚴重影響井筒密封性能和完整性，縮短氣井生產壽命。

2 奧陶系鹽下儲層鉆完井技術

2.1 井身結構優化及鉆具組合設計

2.1.1 井身結構優化

因為該區塊屬于長慶油田的新開發區塊，均采用直井開發。在進行井身結構設計時也經歷了多次嘗試與總結，分別采用了三種井身結構設計方案[2]，如表1所示。

表1 三種常用井身結構

以上三種井身結構各有利弊，在綜合考慮鉆井周期、鉆井時效以及后期完井改造等方面因素。大三開井身結構的優點是能夠較好的保證固井質量、滿足后期大規模體積壓裂改造，但缺點是鉆井周期長、鉆井復雜處理時間長、鉆井時效低和鉆井成本高；小三開井身結構在鉆井周期和鉆井時效上得到了較大的提高，但是固井質量較大三開結構較差，并且后期的壓裂改造參數受到限制；二開結構較大三開結構的優點是提高鉆井時效和降低鉆井成本，但缺點是將多個壓力體系處在了同一裸眼段，增加了鉆井復雜的發生，同時也增加了復雜處理難度，如表2所示。

表2 不同井身結構下鉆井時效統計

經過10 余口井的現場試驗和技術總結，總結出了該區域鉆井的兩個必封點：①上部黃土層；②馬家溝組頂部。最終優化形成了備用一層9-5/8″套管的大三開井身結構。該井身結構充分考慮了井控安全和復雜處理能力，同時，為后期完井固井質量得到了保證，也為后期大參數壓裂改造提供了條件，但是在鉆井時效略有損失。小三開井身結構設計可較好的兼顧鉆井時效和后期的完井改造要求。在鉆井時效方面較大三開結構節約鉆井周期48%，固井質量優質率達到95%以上。

2.1.2 套管及井口設備腐蝕特點

對均勻腐蝕速率、最大點蝕速率隨溫度升高而變化的趨勢進行分析，如圖1 和圖2 所示。由圖可見，在H2S 濃度=50g/m3，CO2濃度=0.5%，總壓=40MPa，溶液(mg/L)：K++Na+=60742，Ca2+=68032，Mg2+=598，Cl-=211530，S=4726，HCO3-=1193，礦化度=10398.7，pH=6.0 的環境中，隨著溫度的升高，碳鋼和12Cr13的腐蝕速率逐漸升高，并且在90℃以下時均保持在較低的范圍，而當溫度達到90℃以后，腐蝕速率開始出現較大幅度升高的趨勢。隨著溫度的升高，碳鋼和不銹鋼的點蝕速率無規律可循，這與基本認知相似。對點蝕而言，其發展速率不光與溫度壓力有關，更與腐蝕產物的致密程度、溶液中的離子濃度、溶液中CO2濃度和材料本身的缺陷息息相關。90℃以上，12Cr13開始出現嚴重的點蝕，腐蝕速率甚至超過碳鋼，這是由于Cl-可以進入其含Cr的鈍化膜和腐蝕產物層到達金屬表面，造成腐蝕產物層下酸性升高，導致12Cr13 發生點蝕。但是，028 和718 在50℃～120℃范圍內均保持非常優異的抗點蝕性能。

圖1 腐蝕速率隨溫度的變化趨勢

圖2 最大點蝕速率隨溫度的變化趨勢

對50℃、70℃、120℃時試樣表面的腐蝕產物進行EDS、XRD 分析，所有溫度中80S、95S和110S的表面腐蝕產物中均存在大量的S 元素，表明存在H2S 腐蝕。12Cr13、028和718三種耐蝕合金表面的S含量較小，能譜分析結果主要以材料的本體元素為主，同樣可以表明這三種耐蝕合金腐蝕較輕微。從試樣表面腐蝕產物的XRD 分析結果可看出，腐蝕產物中僅有FeS，無FeCO3生成，表明在這些環境中(H2S濃度＞CO2濃度)，試樣的腐蝕類型均以H2S 腐蝕為主。在H2S 腐蝕為主的環境中，SSC 和SCC 風險為第一考慮對象，腐蝕風險為第二考慮對象[3-5]。

2.1.3 鉆具組合優選

鉆具組合設計時應充分考慮鉆遇地層的特點，對鉆具組合進行有針對性設計。中淺層地層壓力系數較低（小于1），可鉆性強，鉆具組合設計主要考慮提高機械鉆速，兼顧確保井身質量，采用鐘擺鉆具組合，防斜打快。中深層鉆進時，應該考慮延長組地層可能存在區域水層，泥巖易垮塌、易縮徑。鉆具組合設計時應該考慮采用防泥包鉆頭。劉家溝組地層壓力低，可鉆性差，在該區域普遍存在漏失，且堵漏難度大。鉆具組合設計時應增加隨鉆堵漏工具，避免因堵漏工作引起的多次起下鉆工作，提高鉆井時效[6-7]。石千峰組至石盒子組地層有大段的硬脆性泥頁巖及煤層，鉆進時易垮塌、掉塊，要設計采用大功率、大排量和大扭矩井下動力鉆具。奧陶系以下馬家溝組為白云巖及灰巖，長城系為石英砂巖，地層研磨性增強，馬家溝組—長城系地層可鉆性6～7級，局部發育低幅度鼻狀隆起，地層有1°左右傾角，在設計鉆具組合時應綜合考慮采用強耐磨PDC鉆頭+高轉速大功率螺桿+大尺寸穩定器形成鐘擺式防斜打直鉆具組合。同時綜合考慮該區域硫化氫呈非均分布，在鉆具組合設計時設計為SS級別抗硫鉆具，最終形成了奧陶系雙高儲層鉆組組合設計：PDC鉆頭+LZ+止回閥×2+鉆鋌+穩定器+鉆鋌+震擊器+鉆桿（SS105）。

2.2 高效抗鹽抗硫化氫水基鉆井液

鉆井液的重要性對鉆井工程至關重要，該區域鉆井液工藝技術重點做好以下四個各階段：①雙石層井漏預防和井漏治理工藝；②山西組和太原組煤層坍塌預防；③膏鹽層井身質量控制；④馬家溝組抗硫化氫污染。

（1）雙石層鉆井液技術。通過地質認識，以提速提效、降控投資為目的，不斷優化堵漏工藝，形成“預防為主、堵擠承壓”的技術思路。從井漏的機理分析研究認為漏失主因為砂巖、泥巖交界面膠結、壓實作用弱，存在天然裂縫。優化密度與排量，采取“先低后高，隨鉆封堵”，優化鉆井液密度，控制排量。在進入易漏地層前適當加入納米級堵漏材料，達到預防漏失的作用。一旦發生漏失，根據不同情況制定了堵漏模板：①漏速小于3m3/h 時，采用隨鉆堵漏；②漏速為3～5m3/h 時，采用隨鉆堵漏并適當降低排量繼續鉆進；③漏速為5～10m3/h 時，光鉆桿打橋塞擠封堵劑堵漏；④漏速為10～20m3/h，光鉆桿注入超分子凝膠堵漏漿堵漏；⑤漏速大于20m3/h 時，下光鉆桿注入低密度纖維堵漏漿進行堵漏。

（2）山西組和太原組煤層坍塌預防。在該階段鉆進過程中，主要采用鉆井液與鉆井參數相結合的綜合應對措施。主要采用低密度、高動切低固相的鉆井液體系。同時，降低鉆井作業參數，采用小排量、低轉速的鉆井方式，定向井、水平井在該層位禁止滑動作業，禁止鉆具的快速上提和下放。

（3）膏鹽層井身質量控制。通過綜合分析現場作業數據和井徑統計，制定了鉆井液技術對策，確定出鉆井液體系為：高密度KCl-NaCl 飽和鹽水鉆井液體系。開展了4 套不同體系配方的綜合性能評價，如表3所示。

表3 鉆井液體系配方熱滾綜合性能測定

根據三種配方，分別對泥漿的抗鹽、抗高溫、流變性和酸堿性進行了性能評價，最終確定出鉆井液配方：高密度KCl-NaCl 飽和鹽水鉆井液體系，鉆井液熱滾前后HTHP 控制在10.0～15.0mL，抗鈣離子污染能力最高達到10000mg/L，該體系成功克服了膏鹽層鉆進井身質量控制難的困擾[8]。

（4）高抗硫化氫污染鉆井液。在選取鉆井液處理試劑過程中，要選取整體抗高溫性質較強的處理試劑，還要最大程度地規避氧化類處理試劑和還原類處理試劑。就已經受到污染的鉆井液而言，務必要先增強鉆井液的酸堿值，再融入Zn2(OH)2CO3就能夠有效地解決其中的硫化氫含量，讓鉆井液整體性能得以復原。鉆井液硫化氫含量普遍融入程度較慢、濃度也較小，這就要求工作人員要能夠精準掌握Zn2(OH)2CO3融入劑量，一旦使用劑量過少，很難完全處理鉆井液中的硫化氫含量，而使用劑量過多，又會增加鉆井液中的OH-含量，使鉆井液整體粘度切力急速增加。現場通過抗硫添加劑材料優選和鉆井液配伍性室內試驗，采用反滴定工藝確定鉆井液硫化氫含量。采用該工藝現場施工2口井，均較好地解決了現場施工難題。

2.3 精細控壓鉆井技術

首次在該區域應用精細控壓鉆井技術。相比常規鉆井的鉆進與停泵過程存在鉆頭、螺桿、隨鉆儀器、摩阻等因素引起的循環壓耗，不同工況下井底井壓差大，隨著井深增加愈發嚴重，特別在鹽下馬家溝儲層埋藏深度大、氣侵嚴重、密度窗口窄的特點，表現的尤為突出。而精細控壓鉆井能精準地通過控制井口壓力，在不同工況下維持井底壓力恒定不變，鉆進過程與停泵過程井底壓力當量密度差可控制在0.01g/cm3內，在鉆遇馬家溝裂縫漏失層時，可以通過減小井底壓力，采用弱欠平衡鉆進，在控制井筒微漏的情況下有效抑制氣侵，邊鉆進邊循環除氣，同時穩固井壁，防止坍塌，減少井控溢流風險，確保安全快速鉆進[9-10]。

馬家溝組裂縫較為發育，鉆井過程中容易發生泥漿漏失、氣侵，屬于噴漏同層，不同鉆井工況井底壓力波動，若遇井漏、氣侵等情況，交替進行頻繁關井、泄壓、循環除氣、堵漏作業，井控風險高。采用精細控壓鉆井技術，通過精細調節井口控壓值、反循環控壓起鉆、下鉆后控壓循環排后效等手段，確保在鉆進、循環、接立柱/單根及起下鉆等不同工況下，保持井底壓力恒定，以穩定平衡地層壓力，及起下鉆情況下，避免施工中工況交替變化引起的壓力波動，從而實現井筒壓力快速平衡，降低井控風險

2.4 抗腐蝕固井水泥漿體系

奧陶系馬家溝組屬于中等—嚴重腐蝕環境，良好的水泥石強度與膠結質量是后期壓裂改造的基礎。經過室內試驗與對比分析，經過硫化氫腐蝕之后的水泥石抗壓強度呈現明顯衰退，滲透率出現明顯增大趨勢。腐蝕60d 后，水泥石的抗壓強度衰退率高達54.97%，滲透率增長至0.0082mD。表明經過硫化氫腐蝕之后，水泥石力學性能及內部結構遭受嚴重的腐蝕破壞。

通過室內試驗，分別對水泥漿防腐蝕劑種類篩選、防腐蝕劑加量優化和外加劑加量優化最終形成了在緊密堆積理論指導之下，確定防腐蝕劑加量為8%～12%，分散劑和降失水劑分別為0.8%～1.2%和1.3%～1.5%，并形成初始抗硫化氫腐蝕水泥漿體系配方。

3 現場應用

2022 年，分別在長慶蘇里格氣田盆地東部奧陶系鹽下馬家溝組部署了兩口探井：M172井和YY1井。綜合運用以上關鍵技術形成了適用于奧陶系鹽下雙高儲層鉆井綜合技術，形成了優化的井身結構如圖3所示。

圖3 高含硫井井身結構示意圖

兩口井鉆井周期如表4所示。

表4 鉆井周期及機械鉆速對比

通過對比相同井身結構、取芯進尺條件下的鉆井周期和機械鉆速，采用以上鉆井技術2022 年施工的兩口井鉆井周期縮減24%，機械鉆速提高31%。同時，井漏事故復雜，復雜時效占比分別降低22.79%和13.54%，平均復雜時效占比僅為5.22%。

4 結論與認識

（1）配套相關技術首次在蘇里格氣田奧陶系馬家溝儲層現場成功應用，降低了現場復雜發生率和復雜處理時間，大幅度提升鉆井效率和井控安全。

（2）采用飽和鹽水抗鹽抗H2S鉆井液體系有效減少了鉆井復雜，結合配套堵漏工藝技術大幅度調高了鉆井時效。

（3）精細控壓鉆井技術，為長慶蘇里格氣田奧陶系雙高儲層開發提供了一個可靠的解決方案，建議在該區塊繼續加強精細控鉆井應用，同時引進精細控壓固井技術，可解決窄密度窗口固井，能有效解決井漏、氣侵給固井施工帶來的井控風險，提高固井質量。

（4）抗腐蝕固井水泥漿體系有效保障了高含硫儲層氣井的固井質量，為后期的壓裂改造奠定了堅實的基礎，延長了含硫井的生命周期，大幅度提高了開發效率。