阿姆河右岸B區塊巨厚鹽膏層固井技術

陳懷高余建樂尚文汪月鵑

1.川慶鉆探工程公司土庫曼斯坦分公司 2.川慶鉆探工程公司井下作業公司

阿姆河右岸B區塊巨厚鹽膏層固井技術

陳懷高1余建1樂尚文1汪月鵑2

1.川慶鉆探工程公司土庫曼斯坦分公司 2.川慶鉆探工程公司井下作業公司

陳懷高等.阿姆河右岸B區塊巨厚鹽膏層固井技術.天然氣工業,2010,30(5):66-68.

土庫曼斯坦阿姆河右岸B區塊上侏羅統啟莫里階組地層分布有900～1200m巨厚鹽膏層,在鉆井和開發初期發生了鹽膏層段井徑變化大、鹽巖的塑性流動、擠毀套管等復雜情況,給鉆井和固井施工帶來了嚴重的威脅。在分析鹽膏層特點和固井難點的基礎上,采用了以下針對巨厚鹽膏層的固井工藝技術:①優化套管強度;②檢測和控制鹽膏層蠕變速度,采用欠飽和鹽水水泥漿體系,提高套管的居中度以及根據上層?339.7mm套管鞋處地層承壓情況,結合環空液柱組合優化注水泥施工參數,在井下不漏失的情況下實現大排量頂替,從而提高頂替效率。以San-21井的巨厚鹽膏層固井施工為例,第一級固井采用抗鹽兩凝欠飽和鹽水水泥漿體系;緩凝水泥漿密度設計為1.94g/cm3,封固井段為2267～2800m,快干水泥漿密度設計為1.97g/cm3,封固井段為2800～3614.92m;鹽膏層厚1138m,固井質量優良。

土庫曼斯坦 阿姆河右岸 鹽膏層 鹽水水泥漿 固井 San-21井

0 引言

阿姆河右岸B區塊位于土庫曼斯坦國查爾朱市東北方向與烏茲別克斯坦國交界處,阿姆河盆地東北部的查爾朱大型斷階構造帶(在阿姆河臺向斜),油氣富氣聚集帶。阿姆河盆地油氣勘探工作始于1929年,1953年在烏茲別克的Setalatepe首次發現了工業性天然氣,到現在已發現了130多個油氣田,其中以氣田為主,主要分布于盆地的北部和東部。上侏羅統啟莫里組—提塘階組鹽膏巖層是全區主要蓋層,厚度為900～1200m,分布廣泛,良好封閉了上侏羅統卡洛夫組—牛津階組碳酸鹽巖儲層中的天然氣。因此,如何安全快速地鉆穿鹽膏層是實現該盆地油氣勘探突破的首要問題;而良好的固井質量,則是油氣井順利鉆達設計井深、完成油氣勘探任務的關鍵。

1 地質特征

阿姆河右岸B區塊上侏羅統啟莫里組—提塘階組潟湖相鹽膏巖層埋藏深度為2200～3600m,是該地區的鉆井復雜地層,平均鹽膏巖層厚度為1000m,局部含高壓鹽水。此外,由于鹽巖層的塑性流動特性,極易引起井下復雜,也容易發生塑性流動、擠毀套管等事故。

2 工程難點

2.1 開發初期工程事故頻發

該區塊勘探歷程長,早、中期技術不過關,造成已鉆的170口探井和評價井中30%左右為工程報廢井(其中大部分井未鉆遇目的層),30%左右為地質報廢井,40%左右為勘探成功井。該構造Pir-4井用密度為1.68g/cm3的鉆井液鉆過該井段;而Pir-3井用密度為1.45g/cm3的鉆井液鉆過該段,遇高壓鹽水強烈上竄,導致氣井報廢。

2.2 井身質量變化大

該區塊內鹽膏層的多樣性和復雜性,鹽層的厚度大(上鹽層平均厚度為500m,下鹽層平均厚度為200m),底部的硬石膏地層硬度大。使鉆井周期變長,部分鹽層井段擴徑或石膏層井段縮徑,使井眼不規則,井徑、井斜變化大,部分井鹽膏層段平均井徑擴大率高達15%。2.3 地層流體影響大

鹽膏層間可能存在高壓鹽水或石膏層夾氣層,鉆進時需要考慮鹽水對鉆井液的污染及井控安全;固井時一方面要考慮水泥漿的抗鹽能力,另一方面還要考慮水泥漿的防竄能力[1-2]。

2.4 對套管強度和開發壽命的影響

該區塊鹽膏層具有一定的蠕變性,鄰近Pir-21井及區塊內多口已鉆井發現鉆至下石膏層至井底時起下鉆中有多處遇阻點,其中通過鹽層段正常,通過石膏層段困難,經反復正、倒劃眼并調整加重鉆井液后正常,通過鹽膏層段鉆井液平均密度為1.92g/cm3。鹽膏層蠕動會嚴重破壞水泥環,使套管擠毀變形,嚴重影響了后續作業和氣井壽命,甚至使氣井報廢[3-15]。

3 固井技術

3.1 合理的井身結構設計

在鹽膏層這類塑性流動地層,套管承受的實際外擠力可能遠大于上覆地層壓力,因而一般高強度套管本身的強度很難抵御這樣大的外擠力。因此,在鹽膏層井段采用下入具有125TT鋼級,壁厚為15.88mm的?250.8mm外加厚套管并作好強度校核。套管鞋坐在啟莫里組—提塘階組(高爾達克層)下部硬石膏底部,完全穿越鹽膏層后完鉆。

3.2 鹽膏層蠕變速率的檢測和控制

在鉆完鹽膏層后,第一趟鉆通井,在電測前到電測后通井前安排一段靜止觀察時間,然后再下鉆通井,判斷鹽膏層蠕變速率,再下鉆到底檢查有無阻卡存在。若有阻卡存在,應采取合理的通井措施消除并再次短起下鉆檢驗合格后方可下套管固井。

3.3 欠飽和鹽水抗鹽水泥漿體系

在該地區鹽膏層鉆井時鉆井液密度較高,通過鹽膏層段鉆井液平均密度為1.92g/cm3。進行該層次套管固井時,當鉆井液密度低于1.90g/cm3時,采取欠飽和鹽水水泥漿體系,當鉆井液密度大于1.90g/cm3時,采取鈦鐵礦加重的高密度欠飽和鹽水水泥漿體系,拉開鉆井液與水泥漿密度差;除要滿足正常施工所需的稠化時間、失水控制和抗壓強度要求外,還要充分考慮水泥漿體的沉降穩定性和高流動性。

3.4 合理的環空液柱組合進行平衡壓力固井設計

認識到巨厚虛濾餅對固井質量的影響,施工前在藥水隔離液前注入優質抗鈣沖洗性能好的輕質鉆井液,達到減少水泥漿對鉆井液的污染和增加對井壁的進一步沖洗清潔的目的。同時結合實測井徑合理布置隔離液數量,進行動、靜平衡壓穩校核。

3.5 提高套管的居中度

在?250.8mm外加厚套管段加入彈性套管扶正器,盡可能地使套管居中,提高頂替效率,從而提高固井質量。

裸眼段扶正器安放原則:根據井徑和地層決定,在鹽膏層井徑擴大率小并且規則段適當加密,使套管與地層之間形成一個完整的水泥環,使套管負荷均布,消除點載荷與不均勻載荷對套管的損壞。

3.6 了解地層承壓情況,優化施工參數,提高頂替效率

根據上層?339.7mm套管鞋處地層承壓情況,結合環空液柱組合優化注水泥及替鉆井液施工參數,做到在井下不漏失的情況下實現大排量頂替,從而提高頂替效率。

4 San-21井鹽膏層技術套管固井實例

4.1 該井概況

桑迪克雷氣田位于阿姆河右岸B區塊的中部地區,屬于查爾朱斷階桑迪克雷古隆起帶。該井的目的是查明桑迪克雷構造特征,探明卡洛夫組—牛津階組含油氣性,兼探中下侏羅統。該次第3次開鉆?311.2mm鉆頭鉆至3616m啟莫里階組鹽膏層底中完鉆,?244.5mm+?250.8mm的復合技術套管(2325.58～3614.92m下?250.8mm125TT外加厚套管)下到3614.92m,封隔鹽膏層及鹽上含氣層。

4.2 氣井情況

1)氣測異常顯示:從3613m至井深3614m,啟莫里階組為泥巖層,氣測值最高為95.5673%,當時鉆井液密度為1.75g/cm3,后加重鉆井液至1.85g/cm3井下正常,下套管、固井前鉆井液密度為1.85g/cm3,見表1。

2)鉆至3575m處遇卡,泡酸后未解,注入低黏切鉆井液后解卡,后鉆進正常。

3)第一趟通井有多處遇阻點,經反復劃眼通井正常后,下套管正常。第一級固井裸眼電測平均井徑為358.49mm,井徑擴大率為15.19%,2625m最大井徑為471.8mm,3160m最大井斜為12.9°,方位284.7°。

4.3 固井技術方案

采用雙級固井工藝,分級箍定在2267.2m。?244.5mm+?250.8mm的復合技術套管(2325.58～3614.38m下?250.8mm125TT外加厚套管)下到3614.92m。為了套管的順利下入,根據第一趟通井及電測情況,對復雜井段進行有目的地劃眼,保證井眼通過能力。最后一趟鉆通井起鉆前,在井底至2800m墊入4%的玻璃微球鉆井液,降低摩阻,便于套管順利下入。第一級固井采用抗鹽兩凝欠飽和鹽水水泥漿體系。緩凝水泥漿密度設計為1.94g/cm3,封固井段為2267～2800m,快干水泥漿密度設計為1.97g/ cm3,封固井段為2800～3614.92m。

表1 施工前鉆井液性能表

4.4 鹽膏層段固井質量

鹽膏層段固井質量統計結果表明,鹽膏層段2476～3614m,鹽膏層厚為1138m;其中固井質量好為719.95m,占63.26%。

5 結論與認識

1)該區塊通過優化井身結構、固井管串結構、環空液柱結構,保證了鹽下鉆探作業的安全。

2)逐漸形成了該區塊有針對性的鹽膏層固井工藝技術措施,確保施工順利,提高了鹽膏層段的固井質量。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.016

Chen Huaigao,senior engineer,is engaged in drilling research and management.

Add:No.3,Sec.1,Fuqing Rd.,Chengdu,Sichuan610051,P.R.China

Tel:+86-10-58179401 Mobile:+86-13618007674 E-mail:rqjcd@163.com

Cementing technologies for heavy thick salt-gypsum layers in the Amu Darya Right Bank Block B,Turkmenistan

Chen Huaigao1,Yu Jian1,Yue Shangwen1,Wang Yuejuan2
(1.Turkmenistan B ranch of Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chengdu,Sichuan610051, China;2.Dow nhole Service Company,Chuanqing Drilling Engineering Co.,L td.,CN PC,Chengdu,Sichuan610051,China)

The900-1200m thick salt-gypsum layer is discovered in the Kimmeridgian Formation of Jurassic Series in the Amu Darya Right Bank Block B,Turkmenistan.In the earlier drilling and exploration there,problems like a big variation in hole diameters, plastic flow of salt-gypsum rocks,and casing collapsing posed serious threat to the drilling and cementing construction.Based on an analysis of the characteristics of the salt-gypsum layer and the cementing difficulties,the following cementing technologies are proposed:①Optimizing the casing strength;②Detecting and controlling the creep rate of the salt-gypsum layer,improving the degree of casing center with the undersaturated salt-brine slurry system,and improving the displacement efficiency by achieving a high volume displacement without lost circulation based on the compression of the formation at upper?339.7mm casing shoe and the optimizing injection parameters of annulus fluid column combination.Taking the well San-21as a case study,we adopted the salt-resistant and undersaturated salt-brine slurry system with two-setting time in the first-stage cementing,which enables a segment of2267-2800.00m to be cemented by the slow-setting slurry with a density of1.94g/cm3and2800.00-3614.92m cemented by the quicksetting cement with a density of1.97g/cm3.The cementing quality was excellent at the salt-gypsum layer with1138.00m in thickness.

Turkmenistan,Amu Darya Right Bank,salt-gypsum layers,salt brine slurry,cementing,well San-21

book=66,ebook=522

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.05.016

2010-02-27 編輯 鐘水清)

中國石油天然氣集團公司科研計劃科技現場試驗項目“土庫曼斯坦復雜鹽下氣田快速高效勘探開發技術”(編號:2008-15)。

陳懷高,高級工程師;從事鉆井科研與管理工作。地址:(610051)四川省成都市府青路一段3號。電話:(010)58179401,13618007674。E-mail:rqjcd@163.com

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE5,pp.66-68,5/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)