高压膏盐层定向井钻井关键技术
聂臻1, 张振友2, 罗慧洪2, 邹科2
1.中国石油集团科学技术研究院有限公司
2.中国石油中东公司哈法亚项目部

作者简介:聂臻,女,1969年生,高级工程师,博士;主要从事钻井工程方面的研究工作。地址:(100083)北京市学院路20号910信箱中东研究所。电话:(010)83595606。ORCID: 0000-0002-8612-050X。E-mail: niezhen@petrochina.com.cn

摘要

Jeribe—Kirkuk储层为伊拉克哈法亚油田的主力储层之一,上覆厚约500 m、地层压力系数为2.25的Lower Fars膏盐层作为其盖层。因该高压膏盐层的存在,导致第一口Jeribe—Kirkuk定向井多次卡钻2次侧钻,第一口水平井提前下套管完井,Lower Fars高压膏盐层钻井面临极大挑战。为此,通过分析Lower Fars膏盐层的力学特性、孔隙压力、地应力大小以及岩石矿物特征,建立Lower Fars层不同岩性地层井壁稳定和井眼变形规律的数学模型和判定规则,模拟钻井过程中的井眼变形规律,有针对性地研制适用于该膏盐层定向钻井的高密度饱和盐水钻井液体系、优化定向井井眼轨迹与施工方案。研究结果表明:①Lower Fars膏盐层最易失稳地层为泥岩层,卡钻的主因是泥岩水化后流变性增大,导致井眼缩径,并拖拽相邻硬石膏和盐岩坍塌,加剧卡钻的风险导致卡钻;②Lower Fars层井壁变形失稳随井斜角和井眼钻开时间的增大而增大,随着井眼钻开时间的延长,井壁失稳的风险急剧增加;③筛选了适合高密度饱和盐水的聚胺抑制剂BZ-HIB及聚合物稀释剂JNJ,优化钻井液配方,可有效提高钻井液在膏盐层钻进过程中的抑制性及流变性;④Jeribe—Kirkuk定向井造斜点由Lower Fars层提升至Upper Fars层, Upper Fars井段造斜、Lower Fars井段稳斜,降低Lower Fars段的井斜角和定向段长度,从而降低卡钻风险。截至目前,22口井的现场应用效果表明,该区Ø311.2 mm井眼事故复杂得到了有效控制,其中,2016年平均钻井周期为35.8 d,同比缩短52.8%,机械钻速从平均3.3 m/h提高至7.33 m/h,提高122%,技术优化取得了明显的效果。

关键词: 伊拉克哈法亚油田; 高压膏盐层; 井眼变形规律; 卡钻; 定向钻井; 高密度饱和盐水钻井液; 井眼轨迹
Key technologies for directional well drilling in high-pressure anhydrite salt layers
Nie Zhen1, Zhang Zhenyou2, Luo Huihong2, Zou Ke2
1. CNPC Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China
2.Halfaya Oil Field Base Camp, Training Centre, Office No.1Ai-kahla District Missan Governorate, Republic of Iraq
Abstract

The Jeribe-Kirkuk reservoir is one of the major payzones in the Halfaya Oil Field, Iraq, and its overlying 500 m-thick Lower Fars anhydrite salt layer with a formation pressure coefficient of 2.25 acts as the cap-rock sealing. That’s just why the first Jeribe-Kirkuk directional well experienced multiple drill pipe stickings and two side trackings, and the first horizontal well had to be completed with casing ahead of the schedule. Obviously, the drilling in the Lower Fars high-pressure anhydrite salt layer is faced with severe challenges. In this paper, the Lower Fars anhydrite salt layer was analyzed from the aspects of mechanical property, pore pressure, ground stress and rock mineral characteristics. Then, a mathematical model and criterion rules were established for borehole stability and wellbore deformation in the Lower Fars formations with different lithologies and the wellbore deformation was simulated in the process of well drilling. Finally, the high-density saturated salt water drilling fluid was specially developed for directional drilling in anhydrite salt layers, and the well trajectory and drilling program of directional wells were optimized. The following results were obtained. First, the most unstable zone in the Lower Fars anhydrite salt layer is composed of mudstones. As to the main reason for drill pipe sticking, the increase of rheological property after mudstone hydration leads to tight holes, so the neighboring anhydrites and salt rocks are pulled to collapse, which ultimately results in drill pipe sticking. Second, borehole deformation and instability in the Lower Fars layer intensify with the increase of hole deviation angle and wellbore opening time, and the risk of borehole instability increases sharply with the increase of wellbore opening time. Third, polyamine inhibitor BZ-HIB and polymer thinner JNJ are selected to optimize the formula of the high-density saturated salt drilling fluid, thus making its inhibition and rheology during the drilling in anhydrite salt layer improved effectively. Fourth, the kick off point of the Jeribe-Kirkuk directional well is moved upward to Upper Fars from Lower Fars. Specifically, the buildup section is in Upper Fars, the angle holding section is in Lower Fars, and the hole deviation angle and directional section length in Lower Fars are decreased, so the risk of drill pipe sticking is reduced. So far, it has been practically applied to 22 wells, showing that the drilling complexities in Ø311.2 mm hole have been effectively controlled. In 2016, the average drilling time was 35.8 days, 52.8% shorter than that in 2015, and the average ROP was increased by 122% from 3.3 m/h to 7.33 m/h. In conclusion, technological optimization has achieved good application results.

Keyword: Halfaya Oilfield; Iraq; High-pressure anhydrite salt layer; Wellbore deformation; Drill pipe sticking; Directional drilling; High-density saturated salt drilling fluid; Well trajectory

Jeribe— Kirkuk是伊拉克哈法亚油田的主力储层之一, 其上部的盖层为厚约500 m的第三系(国内已改称古近系、新近系)Lower Fars高压膏盐层(以下简称Lower Fars层), 其地层压力系数高达2.25。该区钻直井在Lower Fars层未发生严重的井下复杂情况, 而穿越Lower Fars层的Ø 311.2 mm定向井段的7口井在 MB3层出现了不同程度的井下复杂, 主要表现为膏盐层井壁失稳导致的缩径、超拉、卡钻、卡套管和井漏, 为定向井水平井开发Jeribe— Kirkuk储层的钻井作业带来极大的困难与挑战。笔者通过对Lower Fars盐/膏/泥岩的力学特性、孔隙压力、地应力大小以及不同岩性的矿物特征研究, 建立Lower Fars层不同岩性地层井壁稳定和井眼变形规律的数学模型和判定规则, 模拟钻井过程中的井眼变形规律, 针对性地开展适用于膏盐层定向钻井的高密度饱和盐水钻井液体系, 优化定向井井眼轨迹与施工方案, 进行了现场实施与应用, 取得了较好的应用效果。

1 地质工程概况
1.1 地质分层及岩性特征

该区Jeribe— Kirkuk储层深2 000 m左右, 钻遇地层自上而下分别为第三系的Upper Fars, 以砂泥岩为主, 厚度大于1 300 m; Lower Fars层, 以石膏、盐岩、泥页岩夹层为主, 厚度大于500 m, 是区域盖层, 从上到下依次分为MB5层、MB4层、MB3层、MB2层、MB1层, 其MB5— MB3层主要为泥岩和硬石膏互层, 夹少灰岩和盐岩, MB2层主要为盐岩, MB1层主要为硬石膏, Lower Fars层下部垂直距离介于10~15 m即为Jeribe— Kirkuk储层, 其定向井水平井需要在异常高压的Lower Fars膏盐层进行定向钻井作业。

1.2 工程概况

该区以Ø 914.4 mm钻头钻至± 25 m, 下入Ø 762.0 mm导管; 定向井为四开结构, 井身结构如表1所示。前期已钻定向井的造斜点选择在Ø 311.2 mm井眼Lower Fars MB5层位, 井深1 395 m左右, 井斜角介于35° ~70° , 造斜率介于2° /30 m~4° /30 m, 靶前位移500~800 m。

表1 钻遇Jeribe— Kirkuk 主力储层定向井的典型井身结构表
1.3 钻井复杂情况

该区第1口定向井HF007-JK007在Lower Fars

层定向造斜, 出现了严重的井壁失稳问题, 在Ø 311.2 mm井眼钻至MB3层底部井塌卡钻, 侧钻后于MB3层位再次卡钻, 二次侧钻, 共损失时间46 d; HF014-JK014D1井Ø 311.2 mm井眼钻至中完井深, 划眼时在2 120 m卡钻, 打水泥侧钻, 共损失时间41.75 d。HF060-JK060H1与HF075-JK075H井下Ø 244.5 mm套管在MB3层卡套管, 提前下套管完井, 井身结构由四开变为五开, 即在Lower Fars层下了两层套管。事故复杂主要集中在Ø 311.2 mm井眼Lower Fars MB3层, 表现为缩径、超拉、卡钻、卡套管等, 钻井复杂事故情况如表2所示。

表2 在Lower Fars膏盐层已钻定向井水平井复杂统计表

发生事故的定向井采用了直井用饱和盐水聚合物钻井液体系, 与直井钻过Lower Fars层技术措施相比, 一方面钻井液密度需要从2.25 g/cm3提高至2.35 g/cm3以稳定地层, 另一方面由于定向通过Lower Fars层所用时间长, 钻井液与膏盐层及高矿化度地层水接触时间长, 体系更容易受到污染, 导致钻井液固相含量不断增多, 流变性能迅速恶化, 先期采用的钻井液体系在钻遇Lower Fars层时, 漏斗黏度由75 s快速升高至183 s, 钻井液性能如表3所示。表明采用Lower Fars层直井段钻井所用的饱和盐水高密度钻井液配方及性能不能满足Lower Fars层定向钻井的要求, 需要进一步提高钻井液抗高价离子污染的能力, 提高其抑制性和流变性。

表3 饱和盐水聚合物钻井液性能应用情况表

综合分析Jeribe— Kirkuk储层已钻井表明:Jeribe— Kirkuk 直井在Lower Fars膏盐层未发生严重的井下复杂情况, 但Jeribe— Kirkuk定向井在定向钻遇Lower Fars膏盐层的过程中出现了不同程度的井下复杂, 主要表现为卡钻、卡套管和井漏, 主要集中在Ø 311.2 mm井眼Lower Fars MB3层, 主要原因是井壁失稳造成的井塌卡钻以及高密度情况下的黏卡, 并随着井斜的增大, 钻井液密度的升高, 钻井液性能的恶化(甚至失去流变性), 进一步加剧钻井复杂的发生, 且一旦卡钻, 事故处理难度大, 周期长。

2 钻井难点及对策分析

根据Lower Fars层的特点及定向钻井要求, 该区定向井水平井钻井面临以下的难点与挑战:

1) Lower Fars层为泥岩、石膏及纯盐交替互夹层, 地层岩性复杂, 井壁稳定性差, 易发生坍塌、缩径等井壁失稳问题, 定向造斜井段极易发生井塌、卡钻、卡套管等事故。

2)工程实践表明, 定向钻遇Lower Fars层时, 钻井液密度至少应提高至2.35 g/cm3以保证井壁稳定; 对超高密度钻井液流变性、抑制防塌性、抗盐钙污染、润滑性以及钻井液性能的维护提出了较高要求。

3)井斜大, 定向钻井过程中扭矩大、坍塌、掉块严重、阻卡频繁, 岩屑床清洁困难。

根据以上难点, 制定了如下对策:

1)针对Lower Fars层的特性及开发定向井钻井要求, 开展Lower Fars盐/膏/泥岩不同岩性的井壁稳定研究, 找出井壁失稳的主控因素。

2)根据井壁失稳机理, 对目前Jeribe— Kirkuk定向井、水平井井眼轨道及钻井工艺参数进行优化设计, 降低井斜及膏盐层定向段长度, 减少摩阻和定向钻井的难度, 降低卡钻和卡套管的风险。

3)针对膏盐层特性及定向钻井要求, 开展超高密度饱和盐水强抑制分散钻井液体系的研究, 提高并维护钻井液在膏盐层定向钻井过程中的抑制性及流变性。

3 Lower Fars层膏盐段井壁失稳机理

通过对Lower Fars层的盐岩、膏岩、泥岩的力学特性、孔隙压力、地应力大小以及不同岩性的矿物特征研究, 综合考虑该地层盐岩— 硬石膏— 泥岩互层特征, 建立Lower Fars层井壁稳定和井眼变形规律的数学模型和判定规则, 模拟钻井过程中的井眼变形规律, 揭示出Lower Fars层井壁失稳机理[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7]

1)Lower Fars层岩性变化大, 岩石强度变化剧烈, 其中硬石膏具有明显的硬脆性, 单轴抗压强度高介于100~130 MPa, 不具有蠕变和水化特性; 盐岩强度介于8~10 MPa, 蠕变速率低; 泥岩含蒙脱石、少量石盐和硬石膏, 强度介于20~40 MPa, 干燥条件下其蠕变速率低于盐岩, 但具有明显的水化特性, 易导致缩径和井壁坍塌, 对井壁稳定影响较大。

2)Lower Fars层中的泥岩由欠压实导致异常高压, 地层压力高达2.25 g/cm3, 但500 m厚度的地层, 其压力变化较大。该层段从MB5小层开始逐渐起压, 达到高压后在MB3层逐渐降低至1.48~1.66 g/cm3, 之后压力重新升高, 进入MB2层后压力恢复正常, 故为防止钻井及固井过程中井漏的发生, 钻穿MB2层(盐层)后应迅速完钻, MB1层0.5 m左右下入套管固井。

3)Lower Fars层的地应力水平较高, 最小地应力当量密度介于1.70~2.37 g/cm3, 最大地应力当量密度介于1.96~2.44 g/cm3, 上覆岩层压力当量密度介于2.41~2.47 g/cm3, 该地层上覆岩层压力与水平最大地应力之比为1.10左右, 井壁力学失稳的可能性较小; 水平最大地应力方位介于N15° ~E45° , 随方位角的变化, 横向地应力差异不大, 说明方位角对该区定向井井壁稳定性的影响较小, 但井斜角是影响定向井井壁稳定的主要因素, 井壁失稳随井斜角的增大而增大, 当井斜角超过55° 后, 井眼变形量急剧升高, 钻井风险增大。

4)井眼变形规律数值模拟分析表明, 水平最大地应力方位井眼缩径比水平最小地应力方位严重; 泥岩层顶部和底部的缩径比泥岩层中部严重, 即岩性交界面更容易缩径; 泥岩井眼缩径风险随井斜角的增大, 井眼变形量急剧升高, 钻井风险增大, 临界井斜角随钻井液密度和井眼钻开时间而变化, 其关系如图1所示。

图1 井斜角与钻井液密度随井眼钻开时间的关系图

5)通过井壁稳定研究, Lower Fars层中最易失稳地层为泥岩, 该地层直井和定向井维持力学稳定的安全钻井液密度窗口较宽, 泥岩坍塌压力介于2.13~2.27 g/cm3, 泥岩破裂压力介于2.58~3.23 g/cm3, 如果钻井液密度合理, 一般不易发生纯力学失稳。

6)Lower Fars层卡钻的主因是泥岩水化后流变性增大, 导致井眼缩径, 缩径泥岩在钻井过程中被破坏并拖拽相邻硬石膏和盐岩坍塌, 形成键槽, 加剧定向井卡钻的风险。

根据以上的研究结果, 提出该区定向井钻井对策:

1)沿水平最小地应力方位钻定向井水平井, 有利于井壁稳定。

2)根据靶前位移, 尽量提高造斜点, 降低Lower Fars层的井斜角及在Lower Fars层的定向井段; 根据Lower Fars层井斜角及井眼钻开时间, 确定合适的钻井液密度, 以降低井眼缩径卡钻的风险。

3)提高钻井液的抑制性、流变性和矿化度, 提高高密度饱和盐水钻井液的抗盐、钙污染的能力。

4)为防止井壁坍塌造成的阻卡风险, 钻井过程中注意勤划眼, 抑制井眼缩径导致的卡钻; 在高压层完钻后立即下入套管封隔上部地层(即进入MB1层0.5 m), 降低井眼裸露时间, 防止固井过程中漏失的发生。

4 定向井井眼轨道优化设计

根据Lower Fars层井壁稳定研究结果, 进行定向井井眼轨道的优化[8, 9, 10, 11, 12, 13], 以JK045D2井为例, ①井口坐标:736 077.37 m, 3 506 327.0 m; A靶点坐标(深度1910.6 m):736551.0 m, 3 506891.5 m; B靶点坐标(深度2 081.5 m):2081.5 m, 736621.0 m, 3506974.9 m。②地层深度分别为:Upper Fars层为0~1349 m, Lower Fars层为1349~1897 m, Jeribe— Kirkuk层为1 910~2 081 m。在相同的靶点及井口位置条件下, 调整造斜点位置, 设计3个井眼轨道方案, 轨道优化示意图如图2所示。

图2 定向井井眼轨道穿越Lower Fars层方案图

方案1:在Lower Fars层造斜, 造斜点1 400 m, 井斜角达到83.3° , 该方案井斜角大, 在Lower Fars层定向钻井的井段较长, 钻井风险较大。

方案2:在Upper Fars层和Lower Fars层均造斜, 造斜点1 000 m左右, 在Upper Fars层造斜至38° 左右, 再在Lower Fars层造斜至47.7° 稳斜至靶点, 该方案将井斜角从83.3° 降低至47.7° 。

方案3:在Upper Fars层开始造斜, 造斜点600 m, 在Upper Fars层直接定向至靶点, 井斜32.5° , 在Lower Fars层稳斜至井底, Lower Fars层定向井段较方案1、2缩短约120 m, 方案3不仅大幅降低井斜角, 且在Lower Fars高压膏盐层井段为稳斜井段, 大大降低定向钻井及定向井工具控制的难度与井壁失稳的风险。

通过对定向井井眼轨道优化, 确定轨道方案为:造斜点上移至Upper Fars层, 根据靶前位移, 确定造斜点的位置在500~800 m的范围类, 在Upper Fars层完成造斜, 在Lower Fars层稳斜钻进, 井斜角尽量控制在55° 以内, 造斜率控制在2.5° /30 m~4.5° /30 m的范围内。

5 超高密度饱和盐水钻井液技术优化

为提高高密度饱和盐水钻井液抗盐钙能力, 有效降低钻井液的黏度和切力, 提高钻井液抗污染的能力, 对钻井液配方及外加剂进行优化研究[14, 15, 16]

5.1 加重剂掺量及配比的优选

钻井液中加入加重剂后, 由于固— 固和固— 液摩擦会导致钻井液黏度增加, 通过优化加重剂掺量、粒度大小、级配及组成, 可减小因加重剂带来的黏度效应, 使钻井液具有更好的流变性、滤失性等。为优化加重剂的掺量及配比, 以饱和盐水为基浆, 选择重晶石与铁矿粉为加重剂, 进行表4的实验。实验结果表明, 重晶石有利于钻井液滤失量的控制, 铁矿粉有利于钻井液流变性的调控, 当重晶石和铁矿粉混合使用, 用重晶石配置钻井液密度至1.80 g/cm3, 再用铁矿粉加重钻井液密度至2.35 g/cm3时, 钻井液的黏度、切力及滤失量等性能较单用重晶石加重的钻井液(配方2)性能好且加重剂掺量降低16%, 故推荐配方5为Lower Fars高密度饱和盐水钻井液的加重剂的组成与掺量。

表4 不同掺量的重晶石和铁矿粉对钻井液性能的影响表
5.2 引入合成类聚合物稀释剂

为优化钻井液的流变性能, 有效降低钻井液黏度与切力, 室内进行了钻井液稀释剂的优选, 不同稀释剂对钻井液流变性能影响如表5所示。

表5 各种稀释剂对钻井液流变性能的影响表

实验表明:在高密度钻井液(2.35 g/cm3)中, 常规稀释剂可降低塑性黏度, 但对静切力改善不明显, 而新型聚合物稀释剂JNJ可明显降低钻井液的塑性黏度和静切力。化学结构分析表明, 该新型稀释剂可通过化学吸附和化学螯合作用吸附在加重剂颗粒表面, 改变颗粒表面电势, 增加粒子之间的排斥力, 破坏膨润土和聚合物之间的网状结构, 更有利于高密度加重材料的分散, 改善高密度水基钻井液的悬浮稳定性和流变性, 更适用于低膨润土含量的高密度饱和盐水钻井液。

5.3 引入新型聚胺抑制剂

高压膏盐层定向钻井过程中, 饱和盐水钻井液的强抑制性、抗Ca2+/Mg2+离子污染的能力、pH值(9~10)的维护都存在较大困难, 通过大量筛选试验, 在体系中引入一种新型聚胺抑制剂BZ-HIB, 该抑制剂分子量500万~1 000万, 可完全溶于水, 无增黏效应, 能像K+一样嵌入黏土层, 抑制膨润土的水化膨胀, 也能通过氢键吸附在黏土表面抑制其水化, 并能与其它处理剂发生协同和成膜效应, 对页岩和泥岩的分散具有很强的抑制性, 页岩回收率实验表明:2%聚胺抑制剂页岩恢复率可达到65.5%, 而7%的KCl页岩恢复率仅为50.7%, 显示其掺量低、抑制效果明显; 同时具有强碱性, 能有效调节体系的pH值与滤失量, 表6实验结果显示1% BZ-HIB能有效维持钻井液的pH值介于8.5~9, 有利于钻井液的综合性能的调整。

表6 新型聚胺抑制剂对钻井液综合性能的影响表

针对高密度饱和盐水钻井液在井下极易形成厚泥饼和假泥饼, 且特别容易发生面— 面聚结, 变成大颗粒而聚沉的特点, 在Lower Fars层定向钻井过程中, 钻井液的维护原则应以护胶为主, 降黏为辅; 当钻井过程中钻井液出现黏度、切力和滤失量上升时, 应及时补充护胶剂, 聚合物胶液如低密度HPAN、NPAN的浓度应维护在1%, 膨润土含量应不大于20 g/L, Cl-浓度应保持在19× 104 ppm, KCl掺量维持在5%~8%的范围内, 根据钻井液的性能变化添加足量的新型抑制剂与稀释剂, 以维护和保持钻井液的防污染能力和流变性能; 井内返出的钻井液应严格经过四级固控设备, 最大限度除去无用固相, 保证在Ø 311.2 mm井眼的Lower Fars膏盐层定向钻井过程中高密度饱和盐水聚合物钻井液的性能始终满足表7的性能要求。

表7 Lower Fars膏盐层高密度钻井液的性能要求表
6 现场实施及效果

目前现场采用优化后的井眼轨迹, 造斜点提高至Ø 444.5 mm井眼Upper Fars层, 井深600 m左右, 最大井斜控制在55° 左右, 在Upper Fars层达到设计的井斜后, 在Ø 311.2 mm及Ø 212.7 mm井眼稳斜钻至设计井深, 应用优化后的高密度钻井液体系, 进一步简化Ø 311.2 mm井眼高压膏盐层的钻具组合和施工, 直接采用螺杆钻具(1.5° )+MWD代替之前为防止卡钻在该井段采取的3套钻具组合, 即在造斜完成之后, 还要换为常规稳斜钻具组合(带随钻震击器)或进一步简化钻具组合, 甩掉扶正器, 减少Ø 203.2 mm钻铤数量, 以保证在该层段顺利的施工。目前现场分段实施过程为:二开Ø 444.5 mm井眼采用常规钟摆钻具钻至井深500 m(Upper Fars层)左右, 采用螺杆钻具(1.5° )+MWD开始定向, 增斜至设计井斜, 然后稳斜钻至Upper Fars层底部(大约深度:1490 m MD/1 365 m TVD)中完; Ø 311.2 mm井眼采用Ø 311.2 mm螺杆钻具+MWD的钻具组合稳斜钻进, 钻进时严格监控扭矩、掉块情况, 如发现异常, 立即采用倒划眼/正划眼方式, 不断修正井壁, 控制起下钻速率, 防止抽吸压力过大导致溢流发生, 钻至中完后, 反复短拉、划眼, 确认无遇阻后, 起钻, 下入Ø 244.5 mm套管固井, 尽量降低钻完井的风险。

现场采用优化后的饱和盐水钻井液体系, 随Ø 311.2 mm井眼井深和井斜的增加, 钻井液密度从2.22 g/cm3逐渐提高至2.35 g/cm3, 钻井液性能控制良好, 漏斗黏度始终控制小于85 s, 屈服值介于15~20 Pa, 滤失量小于5 mL的范围内, 保证了Lower Fars层的顺利钻进。

截至目前, 该区共计完成定向井20口、水平井2口。通过优化定向井钻井及钻井液技术, 2016年完成的11口定向井与前期完成的7口井对比, Ø 311.2 mm井眼事故复杂得到有效控制, 卡钻风险大幅降低, 平均钻井周期由前期的75 d, 降低到目前的35.8 d, 缩短52.8%, 机械钻速从平均3.3 m/h提高至7.33 m/h, 提高122%; 现场实施效果显著, 该技术可为高压膏盐层定向钻井提供借鉴。

7 认识与结论

1)Lower Fars高压盐膏层井壁失稳机理研究表明, 该段岩性变化大, 泥岩水化特性强, 泥岩水化导致井眼坍塌、缩径并拖拽相邻硬石膏和盐岩垮塌是造成井壁失稳的主要原因, 其中以膏层、盐层与泥岩交界面失稳风险最大。

2)Lower Fars层井壁变形失稳随井斜角和井眼钻开时间的增大而增大, 随着井眼钻开时间的延长, 井壁失稳的风险急剧增加, 钻井液密度应根据井斜角及井眼钻开时间进行调整, 以保证井壁的稳定。

3)根据Lower Fars层井壁失稳机理, 将定向井造斜点由Lower Fars层提升至Upper Fars层, 在Upper Fars层开始造斜, 在Lower Fars层稳斜, 降低井斜和在Lower Fars层的定向段, 进一步降低高压膏盐层定向钻井的风险。

4)通过优化高密度钻井液加重剂的组成及掺量, 引入聚胺抑制剂BZ-HIB及聚合物稀释剂JNJ, 可有效提高并维护超高密度饱和盐水钻井液在膏盐层定向钻井过程中的抑制性及流变性, 保证在Lower Fars高压膏盐层的安全定向钻井。

The authors have declared that no competing interests exist.

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