风险探井中秋1井安全钻井的关键技术范文

摘要：中秋1井位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带中秋段中秋1号背斜构造上，是中国石油2017年部署的1口风险探井。秋里塔格构造地面条件极其恶劣、地下复杂极其高陡，膏盐层巨厚，盐下地层、盐层、盐上地层分层构造变形，地震资料差，邻井资料少，复合盐层压力系数复杂，盐层卡层难度大。在精细研究钻井和地质设计，优化施工方案和风险防控措施，优选新型钻井工具和钻井参数的基础上，制定库车山前钻完井提速对策，全井采用定制钻头钻进，盐上地层、盐层、目的层的钻进及试油完井工作协同配合；同时针对苏维依组低压区和库姆格列木群复合盐层段发生的井漏复杂，采用不同堵漏措施，实施14次堵漏作业，地层承压能力明显提高，钻完井周期由420d缩短至350d。该井的钻探实践为秋里塔格构造带的油气勘探和整体评价提供了借鉴。

关键词：中秋1井；钻井；堵漏；堵漏材料；风险探井；秋里塔格构造带；库车坳陷

引言

中国石油2018年12月12日宣布，位于新疆库车坳陷秋里塔格构造带中段的中秋

1井经酸压测试

获得高产工业油气流，用Ø5mm油嘴求产折合日产天然气33×104m3，日产凝析油21.4m3，预示中秋将有1000×108m3级凝析气藏[1-2]。库车坳陷位于塔里木盆地和南天山造山带的交接部位，构造形态由北向南呈“三带三凹”，分别为克拉苏、依其克里克、秋里塔格构造带和乌什、拜城、阳霞凹陷；其中：秋里塔格构造带位于库车坳陷南部，勘探面积5200km2，天然气资源量1.43×1012m3，石油资源量2.83×108t[3]。中秋1井是2017年部署在秋里塔格构造带中秋段中秋1号背斜构造上的一口风险探井，钻探目的层位为白垩系巴什基奇克组。中秋1井构造变形强烈，地震资料差，邻井资料少，盐顶卡层难度大，为此塔里木油田抽调经验丰富的技术专家全程驻井把关，精细研究钻井和地质设计，优化施工方案和风险防控措施，优选新型钻井工具和钻井参数，制定库车山前钻完井提速对策，盐上地层、盐层、目的层钻进与试油完井协同发力，自2017年10月30日至2018年10月14日钻至6316m完钻[4]，于11月21日开始试油[3]，12月12日对白垩系6073～6182m井段进行小型解堵酸化的侦查测试，油压为81.182MPa，获高产工业油气流，为秋里塔格构造带的油气勘探和整体评价打开了突破口。1中秋1井构造特征库车前陆盆地位于塔里木盆地北缘，北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层或不整合相接，南为塔北隆起，东起阳霞凹陷，西至乌什凹陷，是一个以中、新生代沉积为主的叠加型前陆盆地。北部受南天山强烈挤压作用，南部受前中生代古隆起限制，库车前陆盆地表现出较宽的前陆冲断带、残余前渊、窄斜坡和宽缓前缘隆起的特点。库车坳陷可进一步划分为7个次级构造单元，即克拉苏构造带、北部构造带、秋里塔格构造带、乌什凹陷、拜城凹陷、阳霞凹陷、南部斜坡带。秋里塔格构造带位于拜城凹陷和阳霞凹陷之间，北邻克拉苏构造带、依奇克里克冲断带，并与南部斜坡带和阳霞凹陷相接,东西长300km,南北宽25km，地表表现为西秋、东秋2座山体。受新近系和古近系2套盐膏层变形影响，盐上表现为库车冲断系统，盐下根据地层格架、构造模式、圈闭类型等不同自西向东划分为佳木、西秋、中秋和东秋四段。中秋段呈近北东向展布，东西长约120km，南北宽约12km，面积约1500km2。受喜山中晚期南天山的快速挤压、古近系、新近系膏盐岩变形及区域走滑断裂带影响，盐上地层发育大型薄皮褶皱；盐下地层受盖层滑脱影响形成大量逆冲断片，发育盐下背斜及断鼻构造，与克深构造带相似。中秋段主要的勘探目的层为白垩系巴什基奇克组。中秋1井是部署在秋里塔格构造带中秋段中秋1构造高点上的一口风险探井，行政隶属新疆维吾尔自治区阿克苏地区拜城县，西距拜城县城76km，东南距库车县城19.5km[4]。

2中秋1井钻井难点及对策

2.1钻井难点中秋1井分别在吉迪克组4450～4880m和库姆格列木群5490～6060m段钻遇2套膏盐层。吉迪克及苏维依组砂砾岩段为低压层，同时盐间是否存在低压层未知。2层套管无法兼顾满足3套压力系数（如图1）。中秋1井实钻过程中，苏维依组泥质粉砂岩夹层渗透性较好，与吉迪克组膏盐岩段合钻，在5440.99~5477.7m漏失5次，漏失密度2.33~2.25g/cm3钻井液645.8m3，多次堵漏无效，且因上部地层膏盐岩段，无法降低泥浆密度，被迫下套管，中完循环及固井期间漏失钻井液474m3。苏维依-库姆格列木群泥岩段、库姆格列木群膏盐岩段不同压力系统存在于同一裸眼中，高密度盐层钻进时，上部低压层发生漏失；同时盐间存在薄弱层，多次发生漏失（持续伴随井漏，保持随钻浓度不低于5%才能维持钻进），由于钻井液密度无法满足支撑盐膏层，起下钻过程中均有阻卡，需要划眼通过。为了提高钻井液密度多次进行承压堵漏，共漏失钻井液259m3。中秋1井受喜山中晚期南天山的快速挤压，古近系、新近系膏盐岩变形及区域走滑断裂带影响，盐上地层发育大型薄皮褶皱；盐下地层受盖层滑脱影响形成大量逆冲断片，发育盐下背斜及断鼻构造。地层造斜率大，使用PV工具都难以控制井斜，且井下情况复杂，部分井段无法使用垂直钻井工具，控制井斜困难。复合盐层由于不同压力系数，固井盐水溢流及井漏风险大，常规固井技术质量难以保证。

2.2应对策略为确保井身质量从二开开始到目的层前均采用POWER-V钻进[5]，同时考虑到卡层安全和井身质量的矛盾，Ø311.15mm井眼段采用Ø215.9mm工具卡层，在井漏后仍能安全起钻；三开钻进吉迪克盐层和苏维依组砂砾岩，漏失严重，在多次堵漏无效的情况下，下套管至漏层顶部；四开钻井时，因上部低压层、下部复合盐层压力系数不同，无法满足漏层和复合盐层同时钻进要求，采用塔里木油田公司改性水泥承压堵漏，钻井液密度从2.15g/cm3提高到2.27g/cm3，为该井不同压力系数地层安全钻进提供了保障，也为该区块钻井提供了新的思路。复合盐层下套管前进行模拟井下压力计算，反推下入套管的速度，保证了下套管及开泵循环期间的井底压力平衡，不发生漏失；为确保固井及丢手安全，下套管前排堵漏钻井液，并且进行模拟循环试验，为固井循环做准备，固井方式采用正注反剂固井，采用双凝体系，合理调整稠化时间，在保证施工安全的前提下，快速凝固，防止盐水侵入，影响固井质量。

3中秋1井钻井情况

中秋1井原设计井深6300m，实际井深6316m，钻井周期350d。全井采用定制钻头。Ø558.8mm井眼采用定制BEST1952钻头，单钻头钻进至1502m中完井深，平均机械钻速6.2m/h；Ø431.8mm井眼钻进库车组—吉迪克组，2只DBSSF56DH3钻头从1802钻进至4249m，平均机械钻速6.2m/h；复合盐层采用史密斯360钻头，平均机械钻速1.62m/h；Ø149.2mm井眼钻进白垩系目的层，1只史密斯MDI613QBPX钻头钻完6048.6~6316m，机械钻速2.6m/h（如图2）。

4中秋1井堵漏情况

4.1五开钻井情况中秋1井五开使用Ø558.8mm钻头于2018年6月13日16:00钻进，钻井液体系为油基钻井液，2018年9月14日3:00扩眼至井深6048.6m中完。所钻地层为古近系苏维依组和库姆格列木群泥岩段、膏盐岩段，苏维依组底界5542m，井段5630~5662m、5722~5724m、5736~5768m为白色盐岩、泥质盐岩，期间夹杂泥质粉砂岩、粉砂岩，存在2套不同压力系数地层。苏维依组地层发生漏失钻井液当量密度为2.1g/cm3，抑制下部盐层蠕变所需当量密度为2.27g/cm3。为保证下部盐层钻进，提高钻井液密度，对上部漏失层进行承压堵漏，提高地层整体承压能力。钻进期间共发生3次井漏，经过14次承压堵漏，使用2种不同钻井液体系和堵漏材料，有效提高地层承压能力（当量密度2.27g/cm3），钻进中通过在钻进个月中加入一定比例堵漏材料，恢复钻进作业。

4.2五开钻进漏失情况（1）使用Ø558.8mmPDC钻头+Power-V垂钻工具[6-7]通划至井深5477.7m发生井漏，地层为苏维依组，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩。将钻井液密度由2.25g/cm3逐渐降至2.22g/cm3、2.19g/cm3恢复钻进。（2）使用Ø558.8mmPDC钻头+Power-V垂钻工具钻进至井深5535.27m再次发生井漏，地层为苏维依组，岩性为粉砂岩、泥质粉砂岩，将钻井液密度由2.19g/cm3逐渐降至2.15g/cm3、2.1g/cm3，继续钻进至5580m。（3）使用Ø558.8mmPDC+Power-V垂钻工具钻进至井深5623.15m（地质循环落实岩性为褐色含盐泥岩），后起钻。（4）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5663m，起钻承压堵漏,钻井液密度由2.10g/cm3升至2.15g/cm3；（5）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5668m，起钻承压堵漏，钻井液密度由2.15g/cm3升至2.20g/cm3。（6）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5723.3m（钻压由60kN降至20kN,瞬时钻时由38min/m降至16min/m,上提悬重由1910kN升至2030kN又降至1910kN,上提有蹩顶驱现象），起钻换铣齿钻头进行承压堵漏钻井液密度由2.20g/cm3升至2.27g/cm3。（7）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具钻进至井深5989m，其中钻进至井深5815.4m再次发生井漏，通过堵漏控制钻井液漏失量，钻井液密度维持在2.27g/cm3。（8）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具钻进至井深6016.5m，后起钻进行卡层钻进。（9）使用Ø431.8mmPDC领眼钻进6016.5~6048.6m井段。（10）使用Ø558.8mmPDC+常规钻具扩眼井段6016.5~6048.6m，顺利中完。

4.3油基钻井液堵漏使用油基钻井液进行了6次承压堵漏施工，堵漏材料为成都得道公司LCC系列有机高分子合成堵漏剂[8]和GBF固壁承压封堵剂[9]。（1）漏失层位为苏维依组，地层主要岩性为粉砂岩，对应井段为5500~5550m，为渗漏性漏失。经过第1次堵漏施工，发现地层吃入量过少而套压持续增高，判断井下出现“封门”现象，因此第2次、第3次调整堵漏配方增加高目数颗粒的配比，尤其是第3次堵漏施工地层吃入量明显增多。堵漏施工结束通划到底后，排量15L/s满足钻进要求，钻井液密度由2.10g/cm3提高至2.15g/cm3。钻进至井深5661.4m时钻速加快,上提活动频繁蹩停顶驱,释放扭矩,上提悬重由1860kN升至240kN又降回1860kN，不能满足盐层安全钻进的基本要求，需继续进行地层承压堵漏。（2）与第1、2、3次堵漏方式不同，第4、5、6次采用高注高挤方式堵漏，地层承压有了一定提升，没有出现“封门”现象(如表1)。

4.4水基钻井液堵漏4.4.1水基堵漏材料使用油基钻井液堵漏施工，地层承压能力不能满足下部盐层钻进所需，考虑油基钻井液含水量少不能使堵漏材料完全发挥作用，将其更换为水基钻井液[10]，保证堵漏材料的可膨胀性得到有效发挥。使用水基钻井液配合核桃壳等膨胀性堵漏材料（如表2），进一步提高地层承压能力，仍不能完全满足下部盐层钻进需要，未能有效抑制下部盐层蠕变，需继续进行承压堵漏。4.4.2西南石油大学新型材料堵漏下部盐层段预计需密度2.30g/cm3的钻井液抑制盐层蠕变，满足盐层段安全钻井，采用固化后微膨胀的HTSD堵漏技术进一步提高井筒的承压能力。现场施工使用高密度（2.70g/cm3）、抗高温（180℃）、高强度（≥25MPa）的堵水材料即HTSD堵剂。HTSD堵剂由25%LTSD堵剂+75%WHG水泥复配，基于“颗粒级配原理”和“颗粒紧密堆积理论”，堵剂可在封堵层有效驻留，且具有良好的驻留性、稳定性和耐腐蚀性。堵剂进入封堵层后，能够通过特殊的机制，快速形成互穿网络结构，有效地滞留在封堵层内，不返吐(如表3)。使用西南石油大学快凝剂新型材料HTSD首次在山前井开展堵漏试验，为将施工风险降至最低，以打水泥塞的方式施工。材料本身有一定的膨胀性，进入漏层中的孔隙和裂缝中在井下高温作用下凝固，从而进行有效封堵。该材料的使用极大提高了地层的承压能力。本井共使用HTSD堵剂施工2次。第1次（表4）：注前隔离液20m3，堵浆16m3，后隔离液3m3；关井后分3次憋挤堵剂，共挤入堵剂15.5m3，套压3MPa，计算漏层位置约在5440m。第2次：注隔离液5.2m3(排量20L/s,泵压13MPa),漏失1.2m3，注堵剂35.2m3(排量22L/s,泵压15MPa),漏失6.8m3，后注隔离液2.3m3(排量20L/s,泵压15MPa)，漏失1.1m3，替钻井液6m3(排量24L/s,泵压18MPa),漏失3m3，关井正挤钻井液43m3(排量0↗28↘20L/s,立压0↗25.5↘14MPa,套压0↗6↘5.4MPa,停泵30min,立压14↘4MPa,套压5.4↘4.7MPa)，后分5次反挤钻井液2.5m3(套压4.7↗6MPa,停泵60min,套压6↘4.7MPa,泄压开井,回流量1.5m3)，通过循环候堵(排量14L/s,泵压9MPa,液面正常)。为准确判断堵漏效果，第2次HTSD堵漏施工后进行分段承压（表5）。根据第1次HTSD堵漏施工情况判断最靠近管鞋位置第1个漏层为井深5440m，第2次HTSD堵漏施工分段承压结果表明成功封堵5477m和5535~5540m等2个严重漏失层段，为后续随钻堵漏作业提供较好的井筒条件。地层承压性得到提高，钻井液密度逐渐由2.19g/cm3升至2.27g/cm3，通过全井筒加入随钻堵漏，解除了井漏复杂，为下部钻进提供安全保正。

5结论

（1）精细研究钻井和地质设计，优化施工方案和风险防控措施，优选新型钻井工具和钻井参数的基础上，制定库车山前钻完井提速对策，盐上地层、盐层、目的层钻进及试油完井协同配合，全井采用定制钻头，提前完成了中秋1井钻井。（2）对苏维依组低压区和库姆格列木群复合盐层段发生井漏，采用不同的堵漏措施，实施14次堵漏作业，地层承压能力明显提高，为该区块复合盐层段承压堵漏积累了丰富的经验，为保证中秋2井的顺利完钻提供了借鉴，有利于进一步扩大秋里塔格构造带勘探成果。

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作者：何选蓬 程天辉 周健 邹博 钱宏 陈阳 单位：中国石油渤海钻探库尔勒分公司