伊朗Y油田F地層防卡技術(shù)

鮑洪志， 楊順輝， 侯立中， 何青水， 肖 超

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083)

?鉆井完井?

伊朗Y油田F地層防卡技術(shù)

鮑洪志1， 楊順輝1， 侯立中2， 何青水1， 肖 超1

(1.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100083)

為解決伊朗Y油田在鉆進(jìn)F地層時(shí)卡鉆事故頻發(fā)的問題，分析了F地層的地質(zhì)特征、壓力特征和卡鉆特征，分析認(rèn)為，由于F地層裸眼井段存在不同的壓力層系，鉆井液液柱壓力與地層壓力之間存在高壓差，從而造成了卡鉆。根據(jù)鉆柱與井壁的摩擦力計(jì)算公式，提出了防卡技術(shù)措施：采用無滲透鉆井液封堵近井地層，將鉆井液液柱壓力與低壓地層隔開，阻斷壓差傳遞；優(yōu)化鉆井液性能，改善泥餅質(zhì)量，降低鉆柱與井壁的摩阻系數(shù)；簡化鉆具組合，減少鉆具組合與井壁的接觸面積；分段封堵、控制井眼軌跡和縮短鉆具在井內(nèi)靜止時(shí)間等配套技術(shù)措施。伊朗Y油田的13口井采取該防卡技術(shù)措施后，在鉆進(jìn)F地層時(shí)沒有出現(xiàn)卡鉆事故。這表明，采取所提出的防卡技術(shù)措施能解決F地層的壓差卡鉆問題。

壓差卡鉆 防卡 無滲透鉆井液 鉆井液性能 Y油田 伊朗

伊朗Y油田為海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層的大型整裝油田，自2010年開始進(jìn)入開發(fā)階段以來，共鉆井50余口。該油田已鉆井的典型井身結(jié)構(gòu)為：φ444.5 mm鉆頭×300 m(φ339.7 mm套管)+φ311.1 mm鉆頭×1 500 m(φ244.5 mm套管)+φ212.7 mm鉆頭×4 000 m(φ177.8 mm尾管)+φ149.2 mm鉆頭×4 500 m(φ114.3 mm尾管)。在鉆進(jìn)F地層時(shí),發(fā)生了多井次卡鉆事故。初步分析認(rèn)為造成卡鉆的原因可能是：F地層的FU小層的壓力系數(shù)為1.7，F(xiàn)L小層的壓力系數(shù)為1.3,2小層均為孔隙型灰?guī)r儲(chǔ)層，滲透性好，鉆井液液柱壓力與地層壓力的壓差高，從而導(dǎo)致卡鉆。

目前，國外對不同層系的壓差卡鉆采取專打?qū)７夥绞?，用套管把不同壓力層系隔開，達(dá)到安全鉆井的目的，但該方案增加了鉆井周期和成本。國內(nèi)解決多壓力層系壓差卡鉆，主要采取降低鉆井液密度降低壓差、使用CaCO3等封堵材料優(yōu)化泥餅質(zhì)量、使用潤滑劑提高鉆井液潤滑性等措施。在一些壓差相對較小的多壓力層系采用這些措施有些效果。在Y油田開發(fā)初期，為解決壓差卡鉆問題，采用油基鉆井液和KCl聚磺鉆井液，采取屏蔽暫堵技術(shù)、降低鉆井液密度、添加潤滑劑等措施，但均未能解決鉆井過程中F地層的卡鉆問題。為此，筆者在分析卡鉆原因的基礎(chǔ)上，制定了一系列防卡技術(shù)措施，基本解決了伊朗Y油田F地層的卡鉆問題。

1 F地層卡鉆原因分析

1.1 壓力特征

位于白堊系下統(tǒng)的F地層由2套不同壓力體系的FU層和FL層組成。為了達(dá)到優(yōu)快鉆井的目的，在井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)中將在同一裸眼段鉆開FU層和FL層。FU層和FL層為孔隙型灰?guī)r儲(chǔ)層，地層滲透性好，鉆井液液柱壓力與地層壓力的壓差高達(dá)20 MPa(鉆井液相對密度1.75)。國內(nèi)外研究資料表明，當(dāng)壓差高于10 MPa后發(fā)生壓差卡鉆的可能性大大增加，因此，該井段具有發(fā)生壓差卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)[1]。

1.2 地質(zhì)特征

表1為Y油田F18井F地層巖心的礦物成分分析結(jié)果。由表1可知，該地層以方解石為主，占97％以上，含有少量石英和白云石，黏土礦物含量極少。因此，在鉆進(jìn)F地層過程中不會(huì)發(fā)生由于垮塌及吸水膨脹縮徑引發(fā)的卡鉆事故。

圖1為Y油田F18井F地層巖心的微觀結(jié)構(gòu)。由圖1可知，該地層孔隙發(fā)育，含少量微裂縫，為孔隙型儲(chǔ)層，具有孔隙型砂巖儲(chǔ)層的特性，在高壓差下易發(fā)生卡鉆。

表1 F18井F地層X衍射分析結(jié)果

圖1 F18井F層巖心掃面電鏡照片F(xiàn)ig.1 Electron micrograph of F formation in Well F18

巖心分析顯示，F(xiàn)地層孔隙度為5％～25％，滲透率為2～200 mD。F地層的孔隙特征有利于在鉆井液液柱壓力和地層孔隙之間進(jìn)行壓力傳遞，從而導(dǎo)致壓差卡鉆。

1.3 卡鉆的現(xiàn)場特征

現(xiàn)場鉆井顯示，當(dāng)鉆具處于活動(dòng)狀態(tài)時(shí)，不會(huì)發(fā)生卡鉆，但鉆具在裸眼段的靜止時(shí)間超過1 min時(shí)，很容易發(fā)生卡鉆，卡鉆后均能建立循環(huán)，且卡鉆前后泵壓無差異，而且用解卡劑浸泡后大部分均能順利解卡，可以判斷伊朗Y油田F層早期常出現(xiàn)的卡鉆類型屬于壓差卡鉆[1]。

1.4 所用鉆井液的性能

Y油田用油基鉆井液鉆井3口，在鉆進(jìn)F地層時(shí)均多次發(fā)生壓差卡鉆。典型的油基鉆井液配方為柴油+0.20％主乳化劑Synvert-I+0.15％輔乳化劑Synvert-I+3.00％增黏劑Vis+2.00％降濾失劑Synvert FLG+0.10％潤濕劑Synvert TWA十0.05％流型調(diào)節(jié)劑Synvert LEM+0.20％CaO+1.50％CaCl2+水+加重劑,其性能為：相對密度1.75，漏斗黏度75 s，塑性黏度46 mPa·s，動(dòng)切力15 Pa，靜切力5/19 Pa，高溫高壓濾失量4 mL，泥餅厚度1 mm，含油量52.5％，含砂量為微量，含水量19.5％，固相含量28.0％，水相中氯化鈣質(zhì)量分?jǐn)?shù)28.0％，氯離子質(zhì)量濃度64 000 g/L，油水比73∶27，堿度1.0，過量石灰堿度1.3，電穩(wěn)定性1 250 V。

采用KCl聚磺抗溫鉆井液鉆井6口，鉆進(jìn)在F地層時(shí)也均發(fā)生卡鉆事故。典型的水基鉆井液配方為2.0％～3.0％膨潤土+0.2％ Na2CO3+0.2％NaOH+ 0.3％～0.5％KPAM+1.0％NH4PAN+5.0％～8.0％KCl+2.0％～4.0％SPNH+3.0％～5.0％SMP-2+2.0％～4.0％FT-1+1.0％～2.0％CaCO3,其性能為：相對密度1.75，漏斗黏度66 s，塑性黏度44 mPa·s，動(dòng)切力19 Pa，靜切力4.5/9.0 Pa，API濾失量3 mL，高溫高壓濾失量8.8 mL，黏附系數(shù)0.08，pH值11，氯離子質(zhì)量濃度30 000 mg/L，鈣離子質(zhì)量濃度386 mg/L，鉀離子質(zhì)量濃度33 891 mg/L，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)28.0％，膨潤土質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.4％，含砂量0.2％，含油量2.0％。

從實(shí)際鉆井過程中出現(xiàn)的復(fù)雜情況及所用鉆井液配方和性能看，前期所用鉆井液存在以下問題：

1)所用鉆井液的封堵能力差，不適合高壓差多壓力層系鉆進(jìn)。所用鉆井液封堵材料以碳酸鈣和瀝青為主，顆粒小，并且粒度分布相對單一，只對單一孔喉結(jié)構(gòu)的儲(chǔ)層具有一定的封堵屏蔽作用，但F地層孔隙、孔喉分布范圍廣，所用鉆井液不具有廣譜封堵能力，無法對F地層所有孔隙、孔喉進(jìn)行有效封堵。

2)所用鉆井液的流變性不適合在高壓差多壓力層系中鉆進(jìn)。鉆井液黏度過高(塑性黏度高達(dá)44 mPa·s)，循環(huán)過程中，鉆井液沖刷作用差，容易在井壁上形成虛厚泥餅，導(dǎo)致起下鉆阻卡，當(dāng)鉆具靜止時(shí)，鉆具與井壁接觸面積大，極易造成卡鉆。

3)固控設(shè)備不適合于防卡要求。鉆井液相對密度達(dá)到1.75后，沒有使用離心機(jī)清除有害固相，鉆井液中有害固相增加，泥餅虛厚，韌性差，抗沖蝕能力差，容易發(fā)生卡鉆。

2 F地層防卡技術(shù)思路

鉆柱與井壁之間的摩阻力計(jì)算公式為:

(1)

式中：F為摩阻力，N；μ為鉆柱與井壁之間的摩擦系數(shù)；Δp為鉆井液液柱壓力與地層孔隙壓力之差，Pa；A為鉆柱與濾餅的接觸面積，m2。

由式(1)可知，影響壓差卡鉆的因素為鉆柱與濾餅的接觸面積、壓差、濾餅?zāi)ψ柘禂?shù)。這些因素中，地層壓力和鉆井液密度是不可變因素,其余因素是可以改變的，特別是地層巖石的滲透性質(zhì)(通過形成致密內(nèi)泥餅)和泥餅質(zhì)量(通過形成致密外泥餅)、鉆具與泥餅的接觸面積?？梢酝ㄟ^形成滲透率接近0的內(nèi)泥餅及致密的外泥餅、簡化鉆具組合減小鉆具與井壁的接觸面積等方法防止壓差卡鉆的發(fā)生。因此，提出了以下防止壓差卡鉆的主要技術(shù)思路：

1)強(qiáng)化鉆井液的封堵能力。使用廣譜封堵劑在近井地帶地層中形成滲透率極低的內(nèi)泥餅，將鉆井液液柱壓力與地層壓力隔開，阻斷壓力傳遞[2-3]。

2)優(yōu)化鉆井液性能，改善泥餅質(zhì)量。用離心設(shè)備清除有害固相，優(yōu)化鉆井液流變性，選用抗溫降濾失劑改善泥餅質(zhì)量，降低外泥餅滲透率。潤滑劑加到設(shè)計(jì)量，降低外泥餅?zāi)Σ料禂?shù)[4]。

3)簡化鉆具組合，減少鉆具與井壁泥餅的接觸面積[1，5]。

3 無滲透鉆井液技術(shù)

無滲透膜對于不同滲透率地層有不同的作用機(jī)理。高滲孔隙型儲(chǔ)層以及裂隙性儲(chǔ)層：第一步，鉆井液中的骨架材料在高滲透性或裂隙性地層表面形成一層網(wǎng)絡(luò)；第二步，在形成網(wǎng)絡(luò)的同時(shí)，一種超細(xì)材料、可變形性材料充填在骨架材料的孔隙中，在巖石表面及其近井壁形成超低滲透封堵層；第三步，在一定溫度壓力下，鉆井液中的交聯(lián)組分會(huì)使特殊高聚物交聯(lián)成膜，形成無滲透泥餅[4，6]。常規(guī)中滲或微裂隙地層：第一步，超細(xì)材料、可變形性材料充填在骨架材料的孔隙中，在巖石表面及其近壁形成超低滲透封堵層；第二步，在一定溫度壓力下，鉆井液中的交聯(lián)組分會(huì)使特殊高聚物交聯(lián)成膜，形成無滲透泥餅。對于低滲、超低滲地層，使用交聯(lián)組分使特殊高聚物交聯(lián)成膜，直接形成無滲透泥餅。圖2為無滲透泥餅在高滲儲(chǔ)層的形成過程，包括架橋、充填、交聯(lián)、成膜4個(gè)過程[7]。

圖2 無滲透泥餅生成示意Fig.2 Schematic of non-permeable mud cake formation

3.1 配方優(yōu)選

以聚磺鉆井液為基漿優(yōu)選無滲透鉆井液配方。將2％無滲透處理劑SNFT、2％石墨粉、2％塑料小球加入基漿中，測定其常規(guī)性能并進(jìn)行砂床侵入試驗(yàn)，結(jié)果見表2。采用FA砂床進(jìn)行砂床侵入試驗(yàn)，采用高溫高壓封堵承壓試驗(yàn)儀進(jìn)行高溫高壓封堵承壓試驗(yàn)。

表2 不同配方鉆井液及性能

注：1)基漿配方為2.5％膨潤土+0.2％Na2CO3+0.2％NaOH+0.3％KPAM+1.0％NH4PAN+5.0％KCl+4.0％SPNH+3.0％SMP-2+2.0％FT-1+2.0％CaCO3，下同；

2)選用20～40目砂床；

3)FA砂床試驗(yàn)溫度為常溫、壓差為0.7 MPa；高溫高壓泥餅封堵承壓試驗(yàn)溫度為150 ℃、壓差為3.5 MPa。

由表2可知:加入2％無滲透處理劑的基漿具有良好的封堵效果；石墨粉由于在壓差下具有可變形性，對不同孔隙、孔喉分布的地層也具有良好的封堵效果；塑料小球封堵效果不好，但加到鉆井液中可以起降低起下鉆摩阻的作用。因此，無滲透鉆井液的配方為基漿+2％5SNFT+2％石墨粉+2％塑料小球。

3.2 性能評價(jià)

3.2.1 廣譜封堵效果評價(jià)

采用優(yōu)選的鉆井液配方，進(jìn)行不同粒徑砂床封堵效果試驗(yàn)，結(jié)果見表3。

表3 無滲透鉆井液廣譜封堵效果評價(jià)結(jié)果

由表3可知，無滲透鉆井液具有廣譜封堵能力，能封堵地層中不同尺寸的孔隙、孔喉,適用于孔隙分布廣的伊朗Y油田F地層。

3.2.2 無滲透泥餅抗壓強(qiáng)度評價(jià)

為了進(jìn)一步評價(jià)無滲透鉆井液泥餅質(zhì)量，使用高溫高壓砂床濾失儀，進(jìn)行了不同鉆井液泥餅承壓能力試驗(yàn)(砂子粒徑20～40目，試驗(yàn)溫度150 ℃)[8]，結(jié)果見圖4。

圖3 不同鉆井液所形成泥餅的承壓試驗(yàn)結(jié)果Fig.3 Filter cake compressive strength test results of different drilling fluids

從圖4可以看出，無滲透鉆井液形成的泥餅在高溫下的正向承壓能力可達(dá)35 MPa，能夠?qū)@井液液柱壓力與地層壓力隔開，消除過平衡壓力，防止壓力傳遞引發(fā)的卡鉆。

4 配套防卡技術(shù)措施

4.1 無滲透鉆井液分段封堵

由于易卡井段長達(dá)500 m，如果使用無滲透鉆井液鉆井，固控設(shè)備會(huì)將無滲透劑及封堵材料清除，導(dǎo)致鉆井液費(fèi)用增加。因此，采用分段封堵防卡技術(shù):每鉆進(jìn)80 m，往井底泵入15 m3無滲透鉆井液，然后將鉆具起至套管內(nèi)大排量循環(huán)，無滲透材料在20 MPa壓差下在近井地帶快速形成滲透率為0的封堵層，將地層壓力與鉆井液液柱壓力隔開。

4.2 提高潤滑性能

將鉆井液中潤滑劑含量提高至3％～5％，使泥餅黏附系數(shù)降至0.06。

4.3 控制固相

鉆井過程中，使用120目篩布的振動(dòng)篩、200目篩布的除砂除泥器和雙級離心機(jī)，清除鉆井液中有害固相并回收重晶石，維護(hù)鉆井液性能穩(wěn)定。

4.4 控制鉆井液性能

鉆井液配方為1.0％～2.0％膨潤土+0.2％Na2CO3+0.2％NaOH+0.3％～0.5％KPAM+1.0％NH4PAN+5.0％～8.0％KCl+2.0％～4.0％SPNH+3.0％～5.0％SMP-2+2.0％～4.0％FT-1+1.0％～2.0％CaCO3?？刂破湫阅転椋合鄬γ芏?.76，漏斗黏度50 s，塑性黏度28 mPa·s，動(dòng)切力11 Pa，靜切力3/8 Pa，API濾失量2 mL，高溫高壓濾失量8 mL，黏附系數(shù)0.06，pH值11，Cl-質(zhì)量濃度30 000 mg/L，Ca2+質(zhì)量濃度356 mg/L，K+質(zhì)量濃度33 891 mg/L，固相質(zhì)量分?jǐn)?shù)27.0％，膨潤土含量2.0％，含砂量0.1％，含油量5.0％。目的是保證在短距離鉆進(jìn)過程中不會(huì)發(fā)生壓差卡鉆。

4.5 其他技術(shù)措施

為有效解決壓差卡鉆問題，還需要對鉆井工藝做適當(dāng)調(diào)整。防卡鉆井工藝歸納為以下3點(diǎn)。

控制井眼軌跡F地層為灰?guī)r地層，巖性松軟，可鉆性強(qiáng)，進(jìn)尺快，鉆具在小井眼中柔性大。為控制井眼軌跡質(zhì)量，在鉆時(shí)較快的地層適當(dāng)控制鉆壓，以達(dá)到較好控制井斜的目的。

減小鉆具與井壁之間的接觸面積[1，5]適當(dāng)簡化鉆具組合，減少鉆鋌的使用量，多使用加重鉆桿和螺旋鉆鋌，盡量減小鉆具與井壁的接觸面積。在鉆至F地層前50 m，簡化鉆具組合，減少鉆鋌數(shù)量。簡化前鉆具組合為φ149.2 mm 鉆頭+浮閥+φ120.7 mm鉆鋌×2根+φ146.1 mm穩(wěn)定器+φ120.7 mm鉆鋌×9根+φ88.9 mm加重鉆桿，其中鉆鋌表面積為41.690 m2。簡化后鉆具組合為φ149.2 mm 鉆頭+浮閥+φ120.7 mm鉆鋌×2根+φ146.1 mm穩(wěn)定器+φ120.7 mm鉆鋌×1根+φ88.9 mm加重鉆桿，其中鉆鋌表面積為11.379 m2。假如泥餅厚度2 mm，簡化后的鉆具組合中鉆鋌嵌入泥餅的表面積僅為原鉆具組合的27％，根據(jù)摩阻公式可計(jì)算出摩阻為原鉆具組合的27％，大大降低了壓差卡鉆的概率。

縮短鉆具在井內(nèi)的靜止時(shí)間[1，5]起下鉆或接立柱時(shí)，盡量縮短鉆具在井內(nèi)的靜止時(shí)間。

5 現(xiàn)場應(yīng)用及效果

在鉆進(jìn)F地層時(shí)，伊朗Y油田13口井采用了上述防卡技術(shù)，取得了良好的應(yīng)用效果，解決了一直困擾該油田安全鉆井的壓差卡鉆問題。與應(yīng)用防卡技術(shù)前相比，取得了以下兩方面的應(yīng)用效果。

1)使用無滲透鉆井液及封堵工藝有效降低了地層滲透率。F4井在鉆進(jìn)F地層時(shí)，鉆井液的滲漏速度為8 m3/h。采用無滲透鉆井液分段封堵工藝對裸眼段進(jìn)行封堵處理后，鉆井液的滲漏速度降為0.159 m3/h，近井地層的滲透率得到極大降低，達(dá)到了封堵近井地層的目的[9]。

2)防卡效果良好。在應(yīng)用上述防卡技術(shù)前，HOS-1 井、HOS-2 井和 KSK-2 井在鉆進(jìn)F地層時(shí)，使用了油基鉆井液，卡鉆4次；HOS-2ST 井、F7井、F18井、F2井、KSK 2ST 井和F8井在鉆進(jìn)F層時(shí)，使用了KCl聚磺鉆井液，采取了屏蔽暫堵、添加潤滑劑、降低鉆井液密度等措施，卡鉆9次。F19井、APP1井、F31井、F24井、F14井、F17井、F5井和F04井等13口井應(yīng)用上述防卡技術(shù)后，防卡成功率由0提高至100％，解決了Y油田F地層的壓差卡鉆問題。

6 結(jié)論與建議

1)無滲透鉆井液中由于添加了具有封堵能力的無滲透處理劑、可變形的石墨粉，可在近井地帶形成滲透率很低的內(nèi)泥餅，將鉆井液液柱壓力與低壓地層隔開，阻斷壓力傳遞，從而解決滲透性地層的壓差卡鉆問題。

2)無滲透鉆井液與配套防卡技術(shù)措施相結(jié)合，解決了伊朗Y油田F地層的壓差卡鉆問題。

3)對于壓差卡鉆問題，國內(nèi)外技術(shù)人員的解決方法差異較大。建議研制模擬壓差卡鉆的試驗(yàn)裝置，分析壓差卡鉆的機(jī)理及影響壓差卡鉆的因素，為解決壓差卡鉆問題提供理論依據(jù)。

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PipeStickingPreventionMeasuresinFFormationofIranianYOilfield

BaoHongzhi1，YangShunhui1，HouLizhong2，HeQingshui1，XiaoChao1

(1.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China；2.SinopecInternationalPetroleumExplorationandDevelopmentCo.Ltd.,Beijing,100083,China)

In order to solve the frequent pipe sticking in porous limestone reservoir formation in the Iranian Y Oilfield,based on the properties and pore pressure of F formation,the reasons and types of pipe sticking were analyzed.Different pressure systems are the main reason behind pipe sticking,and there is highly different pressure between the drilling fluid column pressure and formation pore pressure.According to the calculation formula of friction between the drill string and borehole wall,the following technical measures were suggested to prevent sticking:non-invasive drilling fluid system should be applied to seal near wellbore zone,separate drilling fluid column pressure from low pressure formation,and cut the differential pressure transmission;drilling fluid performance be optimized and mud cake quality improved to lower the friction factor between drill string and borehole wall;BHA should be simplified to reduce the contact between it and borehole wall;and separated plugging,well trajectory control and reducing static time of drilling tools in well should be taken as well.Pipe sticking has been eliminated after taking the aforesaid measures in F formation of 13 wells in Iranian Y Oilfield,marking the success in addressing pipe sticking prevention there.

differential pressure sticking；sticking prevention；non-invasive drilling fluid；drilling fluid property；Y Oilfield；Iran

2012-10-18；改回日期2013-04-27。

鮑洪志(1966—)，男，遼寧蓋州人，1987年畢業(yè)于長春地質(zhì)學(xué)校鉆探工程專業(yè)，高級工程師，主要從事鉆井技術(shù)研究、鉆井工程設(shè)計(jì)、海外鉆井技術(shù)支持等工作。

聯(lián)系方式：(010)84988575，baohz.sripe@sinopec.com。

中國石化集團(tuán)科技攻關(guān)項(xiàng)目“伊朗Y油田安全快速成井關(guān)鍵技術(shù)研究”(編號(hào)：JP10005)資助。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.03.013

TE28+3

A

1001-0890(2013)03-0067-06

[編輯 劉文臣]