哈薩克斯坦讓納諾爾油田塑性泥巖地層鉆井液技術

蓋靖安，王震宇，趙 晨，蓋靖生，閆光榮，杜 川

（西部鉆探國際工程公司，新疆 烏魯木齊 830011）

讓納諾爾油田地處西哈薩克斯坦濱里海盆地，是中石油阿克糾賓油氣股份公司在哈薩克斯坦三大勘探開發區塊之一，區域構造位于東歐地臺東南部的濱里海盆地東緣的扎爾卡梅斯隆起帶，是由兩個高點組成的一個完整背斜圈閉，目的層為石炭系的兩套碳酸鹽巖儲層（KT-Ⅰ和KT-Ⅱ），儲層埋深約為2800m 和3900m 左右，壓力系數在1.10 左右。油田區域施工難點是在下二疊系孔古階組中下部地層存在巨厚鹽巖層,鹽層垂直埋深1500～2450m,平均厚度750m,且鹽層中間夾若干段易塑性蠕動泥巖層，由于在沉積過程中,上下鹽層形成圈閉,巖石欠壓實,使得以蒙脫石為主要成分的塑性泥巖具有異常高壓的特點[1]。區域塑性泥巖呈軟體狀，粘附力極強，易粘附在鉆頭及井壁上，施工過程中，多口井因塑性泥巖進入井筒內，造成卡鉆事故后被迫多次側鉆作業。塑性泥巖地層蠕變縮徑成為制約該油田鉆井提速的主要瓶頸性技術難題。近年來，通過加大鉆井工程和鉆井液技術攻關力度，成功解決了塑性泥巖蠕變縮徑引起的鉆井及起下鉆阻卡問題，滿足了甲方增儲上產的需求。

1 工程地質概況

區域主要井身結構如下：

KT1 定向及水平井井身結構:一開：?444.5mm×1000m+?339.7mm×999m，二開：?311.2mm×2350m+?244.5mm×2349m ，三 開 ：?216mm×3350m+?(139.7mm+177.8mm)×3349m。

KT2 直井井身結構:一開：?444.5mm×955m+?339.7mm×955m ，二 開 ：?311.2mm×2382m+?244.5mm×2382m ， 三 開 ： ?216mm×3900+?168.3mm×3898m。

讓納諾爾油田自上而下分別鉆遇第四系、白堊系、侏羅系、三疊系、二疊系和石炭系；地層巖性主要為泥巖、砂泥巖、鹽層、石膏、塑性泥巖、泥質灰巖和石灰巖為主。其中：下二疊系孔古階鹽層P1kg下部地層存在大段巨厚鹽層、純石膏層和塑性泥巖層。石炭系KT1 和KT2儲層為碳酸鹽地層，巖性主要以灰巖為主，地層內存在H2S 氣體，硫化氫含量2.35%～4.55%。地層水礦化度82100～101700mg/L，水型為CaCl2型。

2 鉆井液主要技術難點

（1）區域巨厚鹽層厚度約750m,塑性泥巖地層厚度約2～30m 不等，區域地層壓力差異性較大，地質預報誤差大，導致鉆井液密度調整區間難度增大。

（2）下二疊統孔谷階中下部含有巨厚鹽巖層，大段鹽層溶蝕后易形成“大肚子”、“糖葫蘆”不規則井眼，造成起下鉆阻卡。

（3）巨厚鹽層中夾有石膏層和多套塑性泥巖地層，石膏層易吸水膨脹，蠕變縮徑，污染鉆井液，引發起下鉆阻卡。

（4）塑性泥巖粘附力極強，蠕變性好，軟體塑性泥巖進入井筒內，易泥包鉆頭、扶正器及鉆具，堵塞環空通道，造成憋泵及卡鉆事故。

（5）平衡鹽層、石膏層和塑性泥巖層所需鉆井液密度高，壓差大，高密度鉆井液粘切高，流變性差，鉆井液性能參數調控難度大，易造成壓差卡鉆事故。

3 鉆井液技術對策

巨厚鹽層鉆井技術：鉆至鹽層段前100m，調整鉆井液中Cl-濃度在185000mg/L 以上，轉換為飽和鹽水鉆井液體系。鹽層前，提前配置好預水化坂土漿，在鹽層吸附大量粘土造成粘切下降時，定期補充預水化坂土漿，提高鉆井液的封堵造壁和攜巖懸浮能力。篩面返出鹽顆粒時，使用淡水膠液細水長流方式控制Cl-濃度，防止鹽結晶造成阻卡。

石膏層及塑性泥巖層鉆井技術：進入石膏層前，按配方加足SP-8、LVPAC 等抗鹽鈣降濾失劑, 根據濾液檢測結果，采用Na2CO3控制Ca2+濃度在400mg/L 范圍內，嚴格控制API 濾失量在5mL，坂含在25g/L 以內，粘度在90s 左右，采用細水長流方式調整鉆井液流變性，石膏段提高鉆井液密度在1.85g/cm3,進入塑性泥巖層前50m，提高鉆井液密度至2.20g/cm3,平衡塑性泥巖地層蠕變壓力。

潤滑防卡鉆井技術：定向施工前，鉆井液中一次性加入4tHY203 或MHL-Ⅲ等潤滑劑，提高體系的潤滑性，為定向施工作業提供保障，隨著井斜的增大和斜井段的延伸，體系中潤滑劑含量不小于6%，并及時補充其在體系中的有效含量，提高體系潤滑防卡能力，控制Kf≤0.1,避免定向過程中的阻卡和拖壓。

固相控制技術：振動篩使用140目以上篩布，強化固相源頭控制技術措施，配合除砂除泥器及離心機等固控設備，定期清除鉆井液中的有害固相，嚴格控制坂含在25g/L以內，控制含砂量不大于0.3%，固相不大于30%。

4 現場鉆井液技術應用

4.1 5191井施工案例

5191井是中石油阿克糾賓股份公司部署在讓納諾爾油田上的一口定向井，設計井深3893m,實鉆井深3890m,完鉆層位石炭系KT2，該井二開井段使用欠飽和/飽和鹽水鉆井液體系，在井深1800m處將鉆井液轉化為飽和鹽水聚合物鉆井液體系，控制鉆井液密度在1.70g/cm3，粘度65s，在井深1900m 鉆遇鹽層，鹽層鉆進過程中，每班需檢測鉆井中Cl-含量，防止鹽層過度溶蝕形成“大肚子”井眼，篩面出現鹽顆粒后，采用淡水膠液細水長流的方式進行維護處理，避免鹽結晶引起的井下阻卡等問題。根據鹽層鉆進情況及鉆井液性能，定期補充預水化坂土漿或回收井漿，粘切較低時，可采取緩慢混入坂土漿的方式，提高體系的攜巖懸浮能力。鉆至井深2000m 后，逐步將鉆井液密度提高至2.20g/cm3,并一次性加入4tMHL-Ⅲ潤滑劑,提高鉆井液的潤滑性，2060m 進入塑性泥巖地層，鉆速加快，地層中返出黑色軟體塑性泥巖，現場上提下放活動鉆具無阻卡現象，鉆井液性能無明顯變化，鉆進至2063m采用短拉驗證塑性泥巖蠕變情況，起下鉆正常無阻卡，后續施工中，根據制定的技術方案，鉆井液密度調整采用先高后低的方式，逐步降低鉆井液密度至2.05g/cm3,控制鉆井液粘度在85s以內，工程方面配合簡化鉆具結構，采用大排量清洗井壁，提高鉆井液攜巖懸浮和井眼凈化能力，加強長短拉等配套技術措施的執行與落實，及時修復井壁并驗證井下阻卡情況。二開段施工過程中，鉆進、短拉及起下鉆無阻卡，扭矩平穩。該井順利鉆至井深2305m 二開完鉆，電測、下套管、固井施工正常無阻卡現象。

4.2 5195井施工案例

5195井是中石油阿克糾賓股份公司部署在讓納諾爾油田上的一口定向井，設計井深3807m,實鉆井深3802m,完鉆層位石炭系KT2，該井二開井段使用欠飽和/飽和鹽水鉆井液體系，在井深2000m處將鉆井液轉化為飽和鹽水聚合物鉆井液體系，控制鉆井液密度在1.90g/cm3，粘度72s，在井深2100m 鉆遇鹽層，鹽層鉆進過程中，每班需檢測鉆井中Cl-含量，防止鹽層過度溶蝕形成“大肚子”井眼，篩面出現鹽顆粒后，采用淡水膠液細水長流的方式進行維護處理，避免鹽結晶引起的井下阻卡等問題。根據鹽層鉆進情況及鉆井液性能，定期補充預水化坂土漿或回收井漿，粘切較低時，可采取緩慢混入坂土漿的方式，提高體系的攜巖懸浮能力。鉆至井深2160m 后，逐步將鉆井液密度提高至2.20g/cm3,并一次性加入4tMHL-Ⅲ潤滑劑,提高鉆井液的潤滑性，2200m 進入塑性泥巖地層，鉆速加快，地層中返出黑色軟體塑性泥巖，現場上提下放活動鉆具無阻卡現象，鉆井液性能無明顯變化，鉆進至2205m采用短拉驗證塑性泥巖蠕變情況，起下鉆正常無阻卡，后續施工中，根據制定的技術方案，鉆井液密度調整采用先高后低的方式，逐步降低鉆井液密度至2.05g/cm3,控制鉆井液粘度在85s以內，工程方面配合簡化鉆具結構，采用大排量清洗井壁，提高鉆井液攜巖懸浮和井眼凈化能力，加強長短拉等配套技術措施的執行與落實，及時修復井壁并驗證井下阻卡情況。二開段施工過程中，鉆進、短拉及起下鉆無阻卡，扭矩平穩。該井順利鉆至井深2362m 二開完鉆，電測、下套管、固井施工正常無阻卡現象。

5 結論與建議

（1）摸清塑性泥巖地層壓力，通過提高鉆井液密度和井筒液柱壓力，是確保塑性泥巖地層安全鉆進的關鍵。

（2）鉆井液密度調整采用先高后低的方式，配合潤滑防卡鉆井液工藝技術，可滿足讓納諾爾油田塑性泥巖地層安全施工需要，避免井下復雜事故的發生，實現高效安全順利施工。