張順元　柳丙善　姜　治　付　晉

伊朗阿扎德干復雜碳酸鹽巖油氣藏鉆井提速技術

張順元柳丙善姜治付晉

中國石油集團鉆井工程技術研究院

張順元等.伊朗阿扎德干復雜碳酸鹽巖油氣藏鉆井提速技術. 天然氣工業(yè),2016, 36(8): 107-115.

伊朗阿扎德干復雜碳酸鹽巖油氣藏儲層埋藏深,非均質性強,裂縫發(fā)育并存在多套地層壓力體系;鉆井液密度窗口窄,漏失頻繁;高壓鹽水侵、溢流、卡鉆等事故復雜多發(fā);井眼環(huán)空間隙小及封固段長導致固井質量難以保證;鉆井速度慢,鉆井周期長,針對上述問題,開展了以提速為目標的關鍵技術研究,形成了以井身結構優(yōu)化、個性化鉆頭優(yōu)選、漏涌同層防漏治漏、當量密度有控固井為主體的鉆井提速技術,解決了復雜事故多、固井質量差、機械鉆速慢、鉆井周期長等技術難題,現(xiàn)場應用效果顯著,機械鉆速提高70%以上,非生產時間控制在2%以內,固井質量合格率達100%,為中石油海外油氣合作項目快速上產提供了有力的技術支撐,對國內外同類大型復雜碳酸鹽巖油氣藏的勘探開發(fā)也具有借鑒和指導作用.

伊朗 阿扎德干 碳酸鹽巖油氣藏 多壓力體系 漏涌同層 井身結構 個性化鉆頭 窄間隙固井 鉆井提速

伊朗阿扎德干(Azadegan)油氣田位于伊朗西部,緊鄰伊拉克邊境,分為南北兩個區(qū)塊,中石油海外油氣合作項目南合同區(qū)面積為740 km2,北部面積460 km2.主要目的層:Sarvak灰?guī)r;次要目的層: Kazhdumi和Gadvan砂巖,Fahliyan灰?guī)r[1-2].受構造及相變雙重控制,儲層非均性強;非儲層段巖性變化劇烈,并存在異常高壓鹽水地層和裂縫發(fā)育層段,地層巖性變化大,裂縫發(fā)育,存在異常高壓鹽水層,同一裸眼井段密度窗口小,儲層多且非均質性強,鉆井復雜情況多,鉆井周期長,鉆井難度大[1,3].地表多為沼澤濕地,鉆前工作量大.因此,通過研究本區(qū)壓力剖面確定合理井身結構,制定合理的窄密度窗口鉆進措施和平衡壓力固井措施,保障了安全鉆井,同時,依據巖石可鉆性測定數據優(yōu)選鉆頭選型,對提高該區(qū)域鉆井安全和速度等具有實際意義.

1　井身結構優(yōu)化

1.1區(qū)塊地質工程特點

伊朗阿扎德干區(qū)塊受構造及相變雙重控制,儲層非均性強;非儲層段巖性變化劇烈,并存在異常高壓鹽水地層和裂縫發(fā)育層段,地層巖性變化大,裂縫發(fā)育,存在異常高壓鹽水層,同一裸眼井段密度窗口小,儲層多且非均質性強,鉆井復雜情況多,鉆井周期長,鉆井難度大[1,3].

1.1.1地表多為沼澤濕地

由于該地區(qū)屬于沼澤濕地,鉆前工作量大,修建井場花費巨大,如圖1所示.因而需采用叢式井開發(fā),由于裸眼井段長,阻卡井段較多.國內俞甫成及國外Anil Jaggi等及在叢式井鉆井提速方面進行了有益的探索[4-7],特別是中石化在鄰近的Yadavaran合同區(qū)的鉆井作業(yè)為Azadegan合同區(qū)的鉆井提供了重要的經驗與技術借鑒[8-15].

圖1　合同區(qū)地表環(huán)境照片

1.1.2地層壓力及復雜情況

伊朗南、北阿地區(qū)自上而下,地層大多為正常壓力體系,但存在兩部分異常高壓地層,上部為Gachsaran,下部為Gadvan-Fahliyan,鉆至Fahliyan要遭遇4套壓力體系,地質分層與地層巖性、地層壓力情況如表1及圖2所示.

表1　地質分層與地層巖性表

從圖2中反映出Agha-jari 及Asmari-Dariyan孔隙壓力當量密度介于1.06～1.30 g/cm3,屬于正常壓力體系;而Gachsaran及Gadvan-Fahliyan為高壓層段,Gachsaran高壓鹽水層孔隙壓力當量密度達到了2.30 g/cm3;Gadvan地層屬于過渡層,地層孔隙壓力當量密度為1.40～1.60 g/cm3;Fahliyan上部地層孔隙壓力當量密度為1.60 g/cm3,下部為1.30 g/cm3.

實鉆顯示該地區(qū)下部地層砂巖和灰?guī)r存在中小裂縫,鉆井液部分或全部漏失,密度窗口小,井漏頻繁,部分井最大漏失量達到55.6 m3/h (AZN-15井), AZN-14井還發(fā)生了突發(fā)性鉆井液完全漏失,同一裸眼井段存在多套壓力體系,下部的Gadvan為異常高壓(1.26～2.0),而漏失壓力為 1.28,鉆井液密度窗口僅為0.02,時常發(fā)生壓穩(wěn)地層的同時易壓漏地層(圖2).

圖2　地層三壓力特征剖面圖

據已鉆的19口井資料統(tǒng)計,事故復雜時效占近20%,惡性事故率高(易發(fā)生氣侵、鹽水侵和井涌,卡鉆),卡鉆主要發(fā)生在 Gachsaran 和Sarvak地層,在8口井中發(fā)生了卡鉆、落魚事故.中方施工的NAZ-1井,在?311.2 mm井眼施工中,完鉆時鹽水侵造成溢流,固井時發(fā)生井漏,先后三次擠水泥;在?215.9 mm井眼施工中,發(fā)生漏失和溢流(鉆至井深2 325.82 m發(fā)生井漏,鉆至2 703 m發(fā)生溢流;在?152.4 mm雙心鉆頭井眼電測遇阻遇卡(3 924 m),處理復雜情況亦損失了85 d.

1.3井身結構優(yōu)化

1.3.1必封點選擇

該油氣田的絕大部分井鉆至地層Sarvak或Kazhdumi,根據地層壓力與地質分層情況,必封點選擇如下:

①上部地層100 m處,封固以上疏松地層;②Gachsaran地層上部,為高壓鹽膏層專打做準備;③Gachsaran地層下部最后一套鹽層以下3.0～3.5 m,封固高壓鹽膏層,保障下部低壓層鉆井作業(yè);

④針對Sarvak水平井,Sarvak3頂部,封隔Sarvak2水層,并為打開儲層做準備;Kazhdumi井為入靶點的頂部.

1.3.2套管程序

①表層套管(?508 mm)深度為100 m.

②技術套管(?339.7 mm)深度為1 300～1 400 m,其深度主要由Gachsaran地層頂部深度決定,進入Gachsaran地層45 m中完.

③技術套管(?244.5 mm)目的是封固異常高壓的Gachsaran鹽膏層,防止因Gachsaran地層鉆井過程中因鉆井液比重較高而導致地層漏失,打穿最后一個鹽層3.0～3.5 m中完.

④?177.8 mm生產尾管深度為進入S3或者Kazhdumi入靶點頂部.

⑤水平段/大斜度段?114.3 mm篩管完井,Sarvak水平段/大斜度井段長約1 000 m.Kazhdumi水平段長度介于200～300 m(圖3).

2　巖石可鉆性及鉆頭選型

伊朗南北阿地區(qū)已鉆井19口,其中,水平井6口,直井9口,其余為定向井.平均井深3 931 m,平均完井時間227.5 d,平均機械鉆速2.69 m/h,NAZ-1井,鉆井周期為238 d,平均機械鉆速也僅為3.75 m/h.機械鉆速慢,鉆井周期長.

2.1巖石可鉆性分析

利用阿扎德干地區(qū)已鉆井NAZ-1(AZNN-003)井、AZN-5、AZN-21等井的測井資料建立了地層巖石可鉆性剖面,見表2.

圖3　Sarvak水平井及Kazhdumi大斜度井井身結構

表2　地層可鉆性表

根據建立的巖石可鉆性,?444.5 mm井眼應選用S223或M223的PDC鉆頭,?311.2 mm井眼應選用S223或M223的PDC鉆頭及2016牙輪鉆頭, ?215.9 mm井眼應選用S323或M323的PDC鉆頭, ?152.4 mm井眼應選用M323或S323 的PDC鉆頭.

2.2現(xiàn)場應用鉆頭效果分析

將現(xiàn)場應用的鉆頭現(xiàn)場情況統(tǒng)計見圖4.根據圖4,?444.5 mm井眼的MS1953SS、VID519鉆頭; ?311.2 mm井眼M1591SG、SP619、VID616鉆頭; ?215.9 mm井眼的M1665SS、MP616鉆頭;?152.4 mm井眼的M1365、MHM623、CK406QD鉆頭表現(xiàn)更為突出.

2.3鉆頭優(yōu)選結果

綜合巖石可鉆性和現(xiàn)場應用效果,優(yōu)選鉆頭見表3.

現(xiàn)場試驗表明,平均機械鉆速提高到了4.52 m/h,相比之前增加了194%.

3　窄密度窗口鉆井技術

?244.5 mm套管 和 ?177.8 mm尾管固井出現(xiàn)失返與漏失,合格率不到80%.固井質量差.

伊朗南、北阿區(qū)塊地層剖面窄窗口難題與之相似,以AZNN-003井為例.該井在?215.9 mm井段主要鉆遇石灰?guī)r及泥灰?guī)r地層,裂縫發(fā)育,發(fā)生地層出水、溢流、井漏等復雜事故多次.第四次開鉆鉆進中,鉆井液密度稍高便造成井漏的惡化,鉆井液密度稍低,則發(fā)生比較嚴重的鹽水溢流.隨著井深增加,此種情況日益嚴重,鉆到2 821 m之后,排量稍大就出現(xiàn)井漏,排量減小便井涌(圖5).

圖4　鉆頭應用效果分析圖

鉆井中的鉆井液密度窗口介于1.28～1.29 g/cm3,該井段處理井下復雜時間長達16 d.該井段共漏失鉆井液748 m3,漏速介于0.5～7.3 m3/h,排放地層水和受污染鉆井液594 m3/h,溢流返出327 m3.

由于受到Buyback項目合同模式等諸多因素影響,控壓鉆井等新技術沒有得到推廣應用,針對南北阿地區(qū)出現(xiàn)的窄窗口問題,現(xiàn)場采取了平衡壓力鉆井的方法.

表3　鉆頭優(yōu)選結果表

圖5　部分漏失及溢流量統(tǒng)計圖(2010年)

第二次開鉆井段用清水或者低膨潤土含量聚合物鉆井液開鉆,井深1 000 m前以KPAM膠液維護處理,并且始終保持其在鉆井液中的有效含量不低于0.3%,同時補充NaCl,控制氯離子含量介于60 000～80 000 mg/L,增強體系抑制能力,絮凝鉆井液中的劣質土相,控制地層泥巖造漿,井深1 000 m后及時加入PAC、PAN等降失水劑進行體系轉型,控制濾失量10 mL以內,改善泥餅質量.另外,每鉆進600～800 m加入鉆頭清潔劑RH-4,防止鉆頭泥包,通過實鉆驗證,較好地解決了第二次開鉆井段縮徑、起下鉆困難的問題.

第三次開鉆井段通過認識和摸索伊朗鉆井液體系特點, 結合中國石油鉆井液的技術優(yōu)勢,在大量的實驗配方基礎上,優(yōu)選出了一套第三次開鉆高密度飽和鹽水淀粉聚磺鉆井液體系,并在AZNN-004井最先試驗成功.該體系具有流變性好、護膠和抑制能力及抗污染能力強的優(yōu)點,同時具有較好的剪切稀釋特性和良好的觸變性,現(xiàn)場維護簡單,易于操作.第三次開鉆井段技術措施:①加強監(jiān)測、提前預防.第三次開鉆前,為防止高鈣地層水污染,認真收集鄰井資料,掌握地層壓力系數和高壓鹽水層位置,實鉆中密切跟蹤和監(jiān)測密度,提前50 m將鉆井液密度逐步提高設計上限,以不漏為原則,同時加密測量黏度、切力、膨潤土含量和鈣離子含量等技術指標,發(fā)現(xiàn)異常及時分析處理.②合理使用密度、保障固井作業(yè)安全順利.該井段完鉆固井前適當降低密度,允許少量的鹽水出來,控制溢流量0.2 m3/h左右,調整好流變性,適當降低黏度、切力,充分循環(huán),保持井眼暢通,保障固井作業(yè)順利.南、北阿地區(qū)該井段固井前,一般都采用降低鉆井液密度0.03 g/cm3、降低黏度值介于10～15 s,為提高固井成功率做好充分的井眼準備.

第四次開鉆井段技術措施:①動態(tài)平衡、解決漏、涌并存復雜局面.通過調整密度和適當控制泵排量,實現(xiàn)了井眼液柱壓力與地層壓力動態(tài)平衡,保證了該井段漏涌并存復雜條件下的安全鉆井.南、北阿地區(qū)該井段鉆井液密度窗口窄,地層微裂縫發(fā)育,連通性好,對液柱壓力極其敏感,涌、漏是經常發(fā)生的事情.采用隨鉆堵漏和完鉆后關井承壓堵漏相結合,順利完成了AZNN-007井和AZNN-008井兩口井該井段漏涌并存情況下的鉆井作業(yè)和固井作業(yè).②活度平衡、潤濕反轉、K+鑲嵌防塌.硬脆性泥巖和泥頁頁巖的剝落掉塊,是很難單純靠降低濾失量和提高密度來完全避免的.通過對AZNN-007和AZNN-008兩口井該井段地層出水進行取樣分析,該段地層水氯根含量最高不超過120 000 mg/L,因此實鉆中,加入適量氯化鉀,一方面將鉆井液中氯離子含量提高到100 000～120 000 mg/L,保持鉆井液礦化度與地層流體相對平衡,另一方面提供足夠的K+,同時加入5%～8%的柴油,使泥巖顆粒表面由親水性向親油性轉化,完全防止了泥巖和頁巖的垮塌.③潤滑防卡、防托壓、巖屑床破壞.該井段造斜前,調整好鉆井液基漿性能,控制動切力8 Pa以上,增強懸浮攜巖能力;加入瀝青類材料(FT-1),保持泥餅致密光滑;井斜角大于45°后,柴油含量達到6%～8%,優(yōu)選固體和液體潤滑劑并進行復配,配方比例:1.5%石墨(SM-911)+2%用于聚合醇(POLYCOL)+1%極壓潤滑劑(EP-001),控制摩阻系數小于0.06,配合必要的定期短起下和單根技術劃眼措施,堅持每鉆進150～200 m用5～8 m3稠塞洗井,滑動鉆進出現(xiàn)托壓現(xiàn)象或扭矩過大時,及時加入固體塑料小球,變滑動摩擦為滾動摩擦,有效地消除了巖屑床的影響,確保了定向施工的順利進行.

第五次開鉆井段技術措施:①保持合理的黏度、切力,使鉆井液具有良好的懸浮攜砂能力;②加足降濾失劑,控制濾失量,保持致密、光滑的泥餅質量;③采用液體潤滑劑和固體潤滑劑復配使用的潤滑方式,保持良好的潤滑性,防止定向托壓;④堅持稠漿清掃井眼和定期短起下措施,破壞巖屑床;⑤合理使用密度,平衡地層壓力,以達到近平衡鉆井的目的.

3.1?177.8 mm尾管固井技術

3.1.1?177.8 mm尾管固井難點

地層壓力窗口小,地質條件復雜、封固段內同時存在易漏層、易出水層,地層水污染水泥漿,引起水泥漿觸變增稠或是閃凝橋堵;固井封固段長、環(huán)空小間隙和尾管固井,環(huán)空摩阻大,環(huán)空當量密度的控制難度加大.

以AZNN-003井為例:該封固井段長度為2 063 m(1 637～3 700 m),在鉆進過程中,滲漏、井漏和出水現(xiàn)象經常發(fā)生,在整個第四次開鉆井段內,地層壓力窗口小,鉆井液密度高于1.27 g/cm3時,出現(xiàn)滲漏或是井漏現(xiàn)象,低于1.23 g/cm3時,出現(xiàn)溢流現(xiàn)象,固井施工時環(huán)空當量密度難以控制,井漏風險加大.

3.1.2?177.8 mm尾管當量密度有控固井技術

1)平衡壓力固井技術確定水泥漿密度

根據平衡壓力固井技術原理,通過液柱壓力計算,保證水泥漿頂替到位前后環(huán)空液柱壓力和井筒充滿1.29～1.31 g/cm3鉆井液時壓力基本一致,既不能壓漏地層,又必須壓穩(wěn)地層.同時,由于?215.9 mm井眼下部承壓能力比上部地層稍好,為了確保固井質量,平衡地層壓力,設計了兩段水泥漿,密度分別為1.30～1.35 g/cm3(48 h強度11 MPa,根據完鉆時鉆井液密度適當調整),和1.60 g/cm3(48 h強度16 MPa,100 m,封隔套管鞋).

2)確定合適的固井施工排量

通過鉆井液和水泥漿的流變參數可計算環(huán)空不發(fā)生井漏的最大環(huán)空返速來確定固井施工排量.由于水泥漿流變參數影響因素較多,比如溫度、壓力、配漿時密度均勻程度等,計算模式也有賓漢、冪律、赫巴等多種模式.因此,在固井公司注水泥設計軟件的基礎上,結合上口井的實鉆泵壓和排量,采用赫巴流變模式進行施工排量確定.排量及環(huán)空壓耗計算結果如表4所示.

為了保證壓穩(wěn)地層且固井施工時不漏,鉆井時最大排量為1.6 m3/min,下完套管后循環(huán)開泵不漏不溢的排量為0.8 m3/min,根據壓耗折算的靜態(tài)當量密度,固井時施工排量取0.6 m3/min可以平衡地層壓力,并根據流體返出情況及時調整施工排量.

3)采用加壓候凝技術

根據施工時流體返出情況及水泥漿環(huán)空液柱壓力與鉆進時環(huán)空液柱壓力的差值來確定加壓的大小,理論計算結果為1～2 MPa.

4) 優(yōu)化水泥漿設計與配方

優(yōu)選水泥漿配方,水泥中加入降失水劑、減阻劑、膨脹劑、緩凝劑等外加劑使其滿足低濾失量、零析水、微膨脹、防氣竄、沉降穩(wěn)定好的特性.在大量室內試驗的基礎上優(yōu)選出了適用的水泥漿配方如表5、表6.

表4　不同工況排量與壓耗表

表5　?177.8 mm套管固井水泥漿配方表

5)?177.8 mm尾管固井防漏解決方案

降低水泥漿密度,采用雙密度水泥漿;下完套管,小排量循環(huán)鉆井液至懸掛器以上,坐掛懸掛器;降低鉆井液密度0.03 g/cm3,打水泥替漿;減小注水泥施工排量:0.4～0.5 m3/min.壓穩(wěn):加壓0.6～1.0MPa(100～150 psi)候凝.

表6　?177.8 mm套管固井水泥漿性能表

4　現(xiàn)場應用效果

現(xiàn)場試驗20口井,平均機械鉆速得到大幅提高,優(yōu)選的鉆頭選型用于20口井現(xiàn)場試驗,平均機械鉆速4.61 m/h,在2010年基礎上提高了91%.平均鉆井周期控制在100 d內,比試驗前縮短63.7%.鉆井液體系應用于20口試驗井,由井下復雜產生的非生產時間大大降低,由AZNN-003井的13.52%下降到AZNN-010井的0%,AZNN-004井到AZNN-010井由井下復雜造成的非生產時間都在2%以內,試驗的AZNN-004等20口井?244.5 mm套管及?177.8 mm尾管的固井一次成功,固井質量合格率達100%.

5　結論與建議

1)伊朗北阿受地表環(huán)境、環(huán)保及建設成本等限制,叢式井是最優(yōu)選擇.

2)該區(qū)塊地質、地層壓力復雜,合理選擇必封點是鉆井作業(yè)順利實施的關鍵.

3)選擇適用的PDC鉆頭能夠較大幅度地提高各井次的機械鉆速.

4)受窄密度窗口的影響,?177.8 mm尾管的固井質量難以保證,低密度高強度水泥漿體系及科學的施工工藝是必要的保障.

5)水泥漿的配方及性能還有進一步優(yōu)化的空間.

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(修改回稿日期 2016-06-28 編 輯 凌 忠)

ROP improvement technologies for complicated carbonate oil and gas reservoirs in the Azadegan Oilfield, Iran

Zhang Shunyuan, Liu Bingshan, Jiang Zhi, Fu Jin
(CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.107-115, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

In the Azadegan Oilfield of Iran, carbonate oil and gas reservoirs are predominant, which are characterized with deep burial depth, strong heterogeneity, developed fractures and multi-pressure system. During the drilling operation, lost circulation occurs frequently due to the narrow density window of drilling fluid; and complex downhole accidents such as high-pressure brine invasion, overflow and pipe sticking also occur repeatedly. It is also hard to guarantee good cementing quality due to narrow annulus clearance and long cementing intervals. Besides, drilling cycle is long with a low ROP (rate of penetration). In view of these drilling problems, a series of studies were performed on the following key ROP improvement technologies, mainly including casing program optimization, individualized bits optimization, prevention and treatment of lost circulation in the layer accompanied by well kick, and equivalent density controlled cementing. With these technologies, technical difficulties such as frequent occurrence of complex accidents, poor cementing quality, low ROP and long drilling cycle were settled.Field application results were remarkable with ROP increased by 70%, non-production time controlled below 2% and qualification rate of cementing reaching 100%. These technologies provide a powerful technical support for the fast productivity construction of PetroChina's overseas cooperation projects. And they also play an instructive role in the exploration and development of similar large carbonate oil and gas reservoirs at home and abroad.

Iran; Azadegan; Carbonate oil and gas reservoir; Multi-pressure system; Well kick accompanied with lost circulation; Casing program; individualized bit; Narrow clearance cementing; ROP improvement

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.015

中國石油天然氣集團公司重大科研項目"海外復雜油氣藏安全高效鉆井技術集成與應用"課題1"伊朗南、北阿地區(qū)復雜儲層安全快速鉆完井技術"(編號: 2011D-4501).

張順元,1963年生,高級工程師;主要從事鉆井工程研究與現(xiàn)場工作.地址:(102206)北京市昌平區(qū)黃河街5號院1號樓.電話:(010)80162156.ORCID: 0000-0002-2974-8595.E-mail: zsy229@163.com