伊拉克米桑油田深井水平井鉆井技術(shù)

張曉廣

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452)

0 引言

米桑油田位于伊拉克東南部的米桑省，毗鄰伊朗，西北距巴格達(dá)350 km，中海油自2012年接手米桑油田鉆井作業(yè)以來，吸取之前國外某知名石油公司的經(jīng)驗教訓(xùn)，成功克服各種井下困難，取得直井鉆井的成功，并于2014年成功鉆成米桑油田第一口水平井，且完鉆垂深超4000 m，完鉆井深近5000 m。為進一步加快米桑油田復(fù)產(chǎn)，中海油繼續(xù)開展了深井水平井鉆井研究和實踐，成功應(yīng)用于64H井，打破了米桑油田深井水平井鉆井記錄，實現(xiàn)了該油田深井水平井鉆井周期90 d左右的目標(biāo)。

1 地層特點

米桑油田地層自上而下：Upper Fars組，以砂泥巖為主，厚約2000 m；Lower Fars組，以石膏、泥頁巖、鹽巖沉積為主，厚約800 m，是區(qū)域蓋層，也是高壓鹽膏層所在層位；第三系的Jeribe 組到白堊系，以碳酸鹽巖為主，是儲層所在層位[1]。

2 井身結(jié)構(gòu)與軌跡設(shè)計

要實現(xiàn)安全、高效、優(yōu)質(zhì)鉆井，滿足勘探開發(fā)的需要，首先要設(shè)計合理的井身結(jié)構(gòu)。合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計既要滿足工程要求，又要盡量避免“漏、噴、塌、卡”等復(fù)雜情況的發(fā)生，從而保證施工安全，同時最大限度地降低鉆井成本，達(dá)到預(yù)期的鉆探目的[2]。米桑油田深井水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計以平衡地層孔隙壓力、防止壓漏地層、封住必封井段(高壓鹽膏層層段)及保護儲層為套管程序設(shè)計原則[3]。根據(jù)工程地質(zhì)環(huán)境的精細(xì)描述，確定地層必封點[4]。打開儲層的井眼尺寸及油層套管的選擇應(yīng)滿足完井和采油工程的要求，同時，在安全的前提下，兼顧油田開發(fā)的經(jīng)濟性[5]。

一開，采用?666.40 mm鉆頭配合?914.40 mm擴眼器，鉆至井深30 m，下?762 mm導(dǎo)管至井深30 m，以封固地表黃土層(流砂)，為下一井段安全鉆進建立循環(huán)通道；二開，鉆?666.40 mm井眼至121 m，下?508 mm套管至120 m，防止鉆井液沖刷地表，保護井口和淺層水源；三開，鉆?444.50 mm井眼至Lower Fars組Mb5層80 m左右，下?339.73 mm套管至距井底0.2 m(硬石膏層中)，確保套管鞋處有良好的封固，為打開高壓膏鹽層做好準(zhǔn)備；四開，鉆?311.15 mm穿Lower Fars組的Mb2層，進入蓋層Mb1層0.6～0.8 m，下?244.48 mm套管封固高壓膏鹽層，口袋長度0.2 m；五開，鉆?209.55 mm井眼至深井水平井著陸井深，下入?168.28 mm尾管，與上層?244.48 mm套管重合段不少于150 m；六開，鉆?142.90 mm水平段600 m左右。

64H井軌跡設(shè)計數(shù)據(jù)見表1。

表1 米桑油田64H井井眼軌跡設(shè)計數(shù)據(jù)

3 高密度飽和復(fù)合鹽鉆井液技術(shù)

米桑油田四開?444.50 mm井眼鉆穿大段石膏層、硬質(zhì)泥巖、硬石膏、純鹽層和塑性泥巖等復(fù)雜地層，地層壓力系數(shù)均在2.0以上。由于高壓鹽水層壓力高、礦化度高、連通性好，一旦鉆遇就可能出現(xiàn)“非噴即漏”，甚至造成井噴、井漏、井眼報廢等嚴(yán)重情況[6]。之前一直使用某外國石油公司的飽和氯化鈉鹽水鉆井液體系，普遍存在井徑擴大、高壓鹽水侵、鉆頭泥包、井漏和漏失后卡鉆等問題，后改用一種國產(chǎn)的具有完全自主知識產(chǎn)權(quán)的高密度飽和復(fù)合鹽鉆井液技術(shù)。

64H井使用的高密度飽和復(fù)合鹽鉆井液，密度高達(dá)2.30 g/cm3，具有低活度、低失水、強抑制性和優(yōu)良流變性能的特點。其采用無機鹽與有機鹽復(fù)配的方式，使地層多種無機鹽在鉆井液中均不溶解，有效解決了鹽的重結(jié)晶問題，控制了鹽膏層的溶解；通過強抑制性，抑制地層中泥巖的水化膨脹能力；通過鉆井液低活度高半透膜效率達(dá)到離子的活度平衡，提高泥、頁巖半滲透膜特性；通過強封堵阻止濾液侵入，加強鉆井液封堵性，進一步提高了井壁的穩(wěn)定性[7-8]。

在鉆井液性能維護方面，嚴(yán)格控制鉆臺和罐區(qū)用水，盡量使用刮泥器清刮鉆桿，避免清水進入循環(huán)系統(tǒng)影響鉆井液性能。嚴(yán)格控制API失水量，防止膏、泥巖吸水膨脹。通過燒堿灌向循環(huán)系統(tǒng)補充自由水，并根據(jù)pH值、氯離子和鈣離子濃度，及時調(diào)整燒堿、純堿的加量，平衡各種離子的作用，以防止碳酸根和碳酸氫根污染，以及鈣侵。關(guān)注氯離子含量，保持鉆井液在井下高溫狀態(tài)下鹽飽和，避免鹽層溶蝕，同時鉆井液中加入一定濃度的鹽重結(jié)晶抑制劑，避免鹽重結(jié)晶。由于高密度鉆井液在性能維護時無法使用離心機，為盡可能清除有害固相，64H井使用篩布目數(shù)達(dá)到140目以細(xì)，并定期清理沉淀池和循環(huán)池的沉砂和稠漿。

在米桑油田64H井高壓鹽膏層地層鉆井中，使用高密度飽和復(fù)合鹽鉆井液，返出巖屑成形較好，鉆頭切削痕跡明顯，見圖1。井徑相對較規(guī)則，平均井徑擴大率1%，見圖2。

4 深部灰?guī)r地層定向井技術(shù)

米桑油田深井水平井第一造斜點選擇在第三系和白堊系之間的灰?guī)r地層。由于造斜點較深，直井段需防斜打直：采用大鐘擺鉆具組合，在鉆進中控制鉆壓，不盲目追求機械鉆速，特別是在易增斜的鹽膏層和容易起泥球、泥包的泥巖地層。避免產(chǎn)生較大的正位移，以免影響下步定向鉆進井段軌跡控制。

隨著井斜角和斜井段長度的增加，鉆具對下井壁的正壓力和作用面積越來越大[9]，為降低作業(yè)成本，并未使用國外旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具，仍然采用國產(chǎn)常規(guī)螺桿鉆具進行定向鉆井作業(yè)。因此，鉆具托壓問題是深部灰?guī)r地層定向井鉆井面臨的最大挑戰(zhàn)。為此，在下部斜井段，采用增斜鉆具組合(不加扶正器)，旋轉(zhuǎn)鉆進時盡可能加大鉆壓，充分利用地層的自然增斜規(guī)律，盡可能減小滑動井段，提高鉆井時效。

圖2米桑油田64H井高壓鹽膏層井段井徑

在定向鉆具組合設(shè)計過程中，鉆柱在井眼內(nèi)的屈曲狀態(tài)是影響鉆進的重要因素[10]。為避免鉆具屈曲，在井斜>45°后，對鉆具進行倒裝，將加重鉆桿置于井斜小于30°井段，保證在下部井段可以施加足夠鉆壓。同時用?127 mm無磁加重鉆桿代替?171.45 mm無磁鉆鋌，減小了鉆具接觸井壁的面積。隨著井斜的增大，滑動托壓現(xiàn)象明顯，提前準(zhǔn)備鉆井液潤滑劑，保持鉆井液足夠的潤滑性，從而保證滑動時的連續(xù)性，鉆壓方面少加勤加，及時活動鉆具。

為保證深井水平井順利著陸，同時降低井眼軌跡控制難度，米桑油田深井水平井將井眼軌道設(shè)計為雙增式軌道，為井眼軌跡調(diào)整預(yù)留空間[11]。在實際軌跡控制方面，加強與現(xiàn)場地質(zhì)部門溝通，通過對比前期地層的變化，及時、適度調(diào)整井眼軌跡的走向，以便于給因地層復(fù)雜及著陸點的改變等因素造成的軌跡調(diào)整留出較為充分的空間。64H井在鉆進至45°時實際軌跡控制在設(shè)計軌跡的上方6 m，為儲層實際垂深提前13 m做了充分的預(yù)留。為了降低“狗腿”度，避免進行全力糾方位作業(yè)，滑動時分段滑動保證軌跡的平滑。根據(jù)井史資料提前預(yù)知地層特性，滑動段盡量避開可鉆性差地層。初始造斜時，保障初始方位的精準(zhǔn)，控制滑動井段長度，摸索造斜率，精細(xì)化控制軌跡，確保順利著陸。64H井五開井段最大“狗腿”度4.2°，整個井眼軌跡較平滑，見圖3，為?168.28 mm尾管順利下入提供了良好的井眼準(zhǔn)備[12]。

圖3米桑油田64H井實鉆井眼軌跡

5 深部灰?guī)r尾管固井技術(shù)

尾管懸掛器在尾管固井中具有重要作用。目前尾管固井日益增多，所使用的尾管懸掛器結(jié)構(gòu)多種多樣。機械式懸掛總成一般只適合于直井中的淺井、不易卡鉆的井以及管串結(jié)構(gòu)中對壓力變化有嚴(yán)格限制的井。液壓式懸掛總成適合于直井、斜井、水平井，深井、超深井等井型[13]?；谝陨线x擇依據(jù)，米桑油田深井水平井尾管固井選用液壓式尾管懸掛器。

尾管懸掛器有其自身優(yōu)點，如節(jié)省套管費用，降低鉆機提升負(fù)荷，減少環(huán)空摩阻等。但也有其自身缺點，如過流面積小，易憋泵甚至堵塞環(huán)空。下鉆遇阻處理措施受限制。施工潛在的風(fēng)險大，工具缺陷、水泥漿性能缺陷、施工不連續(xù)、技術(shù)措施不當(dāng)?shù)榷家自斐墒┕な鹿噬踔辆畧髲U[13]。

為避免尾管懸掛器過流面積過小，尾管固井期間環(huán)空不暢，64H井在尾管固井前，使用Landmark軟件對固井前循環(huán)環(huán)空壓耗進行了模擬：在鉆井液密度1.20 g/cm3，塑性粘度28 mPa·s，屈服值10.5 Pa的情況下，對比使用?168.28 mm尾管懸掛器和?177.8 mm尾管懸掛器2種工況下的環(huán)空循環(huán)壓耗，具體數(shù)值見表2。

表2 米桑油田64H井固井前環(huán)空循環(huán)壓耗模擬

由表2可以看出：2種工況下的環(huán)空循環(huán)壓耗相差不大，但考慮到?168.28 mm尾管懸掛器與井眼環(huán)空間隙相對較大，可降低巖屑堵塞環(huán)空的概率，避免尾管固井前循環(huán)及固井注水泥期間井眼環(huán)空憋漏，64H井最終采用?168.28 mm尾管懸掛器代替之前井使用的?177.8 mm尾管懸掛器。采用?168.28 mm尾管懸掛器后固井前循環(huán)壓耗值與排量的對應(yīng)關(guān)系見圖4。

圖4米桑油田64H井固井前循環(huán)環(huán)空壓耗(?168.28 mm尾管懸掛器)

為避免出現(xiàn)提前坐掛、過量頂替和無法碰壓等固井復(fù)雜情況或惡性事故，入井前對?168.28 mm尾管懸掛器碰壓球座短節(jié)進行檢查、確認(rèn)、丈量和場地預(yù)連接；認(rèn)真檢查膠塞與鉆桿，以及套管內(nèi)壁間隙，確認(rèn)相符；尾管懸掛器總成接好后開泵循環(huán)，并記錄尾管重；尾管出套管鞋前循環(huán)1.5周，控制循環(huán)壓力避免提前剪斷銷釘；尾管下入到位后循環(huán)并緩慢增加排量，避免環(huán)空堵塞壓漏地層；尾管固井前校正鉆井液泵泵效，盡可能消除鉆井液氣泡，最大化降低對頂替量計算的影響。

固井前，鉆井液性能在調(diào)整至“三低一高”的基礎(chǔ)上，盡可能降低鈣離子含量，降低鉆井液對水泥漿的污染。下套管前通井期間，井底墊滿塑料小球等潤滑材料。

下尾管過?244.48 mm套管分級箍時控制速度，進入上部裸眼后控制下入速度<0.2 m/s，進入下部裸眼后控制下入速度<0.15 m/s，同時盡量降低尾管在裸眼內(nèi)靜止時間。由于尾管懸掛器與裸眼間隙小，開泵要緩慢，防止憋漏易漏灰?guī)r地層。固井頂替期間對泵效進行再次校核，鉆桿膠塞與尾管膠塞成功嚙合后，降低泵沖，繼續(xù)頂替至碰壓。64H井尾管固井成功碰壓，放壓，無回流，循環(huán)，見5 m3純水泥漿返出，整個固井作業(yè)順利。

64H井尾管固井電測情況：固井質(zhì)量整體良好，除3490～3560 m(共70 m)為“固井質(zhì)量中等”，其余均為“固井質(zhì)量好”[14]，尾管與上層套管重合段等關(guān)鍵井段均實現(xiàn)良好封固，見圖5。

圖5米桑油田64H井尾管固井質(zhì)量測井圖(部分)

6 結(jié)語

(1)米桑油田深井水平井共六開井身結(jié)構(gòu)，設(shè)計合理，為油氣井鉆井作業(yè)安全、順利、高效和儲層保護奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。

(2)高密度飽和復(fù)合鹽鉆井液技術(shù)應(yīng)用于米桑油田深井水平井鉆井，解決了其高壓鹽膏層井段井徑擴大、高壓鹽水侵、鉆頭泥包、井漏和漏失后卡鉆等問題。

(3)深部灰?guī)r地層定向井技術(shù)，采用常規(guī)螺桿鉆具鉆進，克服了深井水平井鉆井中普遍存在的鉆具托壓問題，與采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具相比，節(jié)約了成本，也有利于米桑油田后續(xù)深井水平井鉆井技術(shù)的全面推廣。

(4)?168.28 mm尾管懸掛器與?177.8 mm尾管懸掛器相比，環(huán)空間隙相對較大，雖然對環(huán)空循環(huán)壓耗影響不大，但能降低固井前循環(huán)及固井注水泥期間環(huán)空堵塞而憋漏地層的概率，提高尾管固井質(zhì)量，為米桑油田后續(xù)深井水平井尾管固井提供了借鑒。