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秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术

何选蓬 程天辉 周健 邹博 钱宏 陈阳

何选蓬,程天辉,周健,邹博,钱宏,陈阳. 秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(1):1-7.. doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
引用本文: 何选蓬,程天辉,周健,邹博,钱宏,陈阳. 秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(1):1-7. . doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
HE Xuanpeng, CHENG Tianhui, ZHOU Jian, ZOU Bo, QIAN Hong, CHEN Yang. Key technologies of safe drilling in Zhongqiu 1 Well, a risk exploration well in Qiulitag tectonic belt[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(1): 1-7.. doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
Citation: HE Xuanpeng, CHENG Tianhui, ZHOU Jian, ZOU Bo, QIAN Hong, CHEN Yang. Key technologies of safe drilling in Zhongqiu 1 Well, a risk exploration well in Qiulitag tectonic belt[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(1): 1-7. . doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001

秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术

doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.001
详细信息
    作者简介:

    何选蓬(1966-),高级工程师,现从事技术管理工作。通讯地址:(841000)新疆库尔勒第四勘探公司。电话:0996-2173831。E-mail: 396194085@qq.com

  • 中图分类号: TE21

Key technologies of safe drilling in Zhongqiu 1 Well, a risk exploration well in Qiulitag tectonic belt

  • 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420 d缩短至350 d。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。
  • 图  1  井白垩系巴什基奇克组四性关系[3]

    Figure  1.  Four-property relationship of Cretaceous Bashijiqike formation in Well Zhongqiu 1[3]

    图  2  中秋1井井身结构

    Figure  2.  Casing program of Well Zhongqiu 1

    表  1  油基钻井液堵漏情况

    Table  1.   Plugging effect of oil based drilling fluid

    序号密度/
    (g · cm−3)
    堵漏方式配方堵漏剂质
    量分数/%
    承压能力
    (套压)/MPa
    折算密度/
    (g · cm−3)
    承压试验
    12.10低注高挤0.5%LCC100-5(5~7目)+1%LCC100-5(7~10目)+3%LCC100-5(10~16目)+10%LCC400(12~16目)+10%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC200298.52.25套压6.3 MPa,当量密度2.22 g/cm3
    22.10低注高挤0.5%LCC100-5(7~10目)+3%LCC100-5(10~16目)+5%LCC400-5(10~16目)+15%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20028102.28套压6.1 MPa,当量密度2.21 g/cm3
    32.15低注高挤3%LCC400(10~16目)+17%LCC400(16~30目)+2%GBF+1%SDL2382.29未做
    42.15高注高挤1%LCC100-5(7~10目)+1%LCC100-5(10~16目)+5%LCC400(10~16目)+15%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20026.55.62.25套压4 MPa,当量密度2.23 g/cm3
    52.15高注高挤3%LCC100-5(7~10目)+5%LCC100-5(10~16目)+15%LCC400(10~16目)+5%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20032.572.27套压4.5 MPa,当量密度2.24 g/cm3
    62.15高注高挤3%LCC100-5(5~7目)+5%LCC100-5(7~10目)+5%LCC100-5(10~16目)+13%LCC400(10~16目)+3%LCC400(16~30目)+5%GBF+1%SDL+0.5%LCC20035.5152.41套压5.2 MPa,当量密度2.25 g/cm3
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    表  2  水基堵漏材料

    Table  2.   Water based plugging material

    序号密度/
    (g · cm−3)
    堵漏方式配方堵漏剂
    浓度/%
    关井正挤
    钻井液量/m3
    承压能力
    (套压)/MPa
    折算密度/
    (g · cm−3)
    承压试验
    12.19高注高挤15%核桃壳(细)+3%SQD-98(细)+3% SQD-98(中粗)+1 %锯末+5% 核桃壳(中粗)2233.45.82.29套压4.4 MPa,当量密度2.28 g/cm3
    15%核桃壳(细)+3%SQD-98(细)+3% SQD-98(中粗)+1 %锯末+5% 核桃壳(中粗)27
    22.19高注高挤15%GT-2+3%SQD-98(细)+3%SQD-98(中粗)+1%锯末+10%核桃壳(中粗)3235.04.02.26未做
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    表  3  HTSD堵剂与常规水泥性能对比

    Table  3.   Property comparison between HTSD plugging agent and conventional cement

    样品形成互穿网络结构时间/s形成互穿网络结构承压能力/MPa封堵强度/MPa
    HTSD堵剂18~356.024.0
    油井水泥无网络形成0 7.5
    超细水泥无网络形成0 8.3
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    表  4  HTSD第1次堵漏情况

    Table  4.   Plugging effect of HTSD plugging agent after the first construction

    序号密度/(g · cm−3)堵漏方式关井正挤钻井液量/m3承压能力(套压)/MPa折算密度/(g · cm−3)承压试验
    12.19高注高挤21.45.8 2.29未做
    22.19高注高挤436.22.3套压3.4 MPa,当量2.25 g/cm3
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    表  5  第2次HTSD堵剂施工后分段承压情况

    Table  5.   Bearing pressure of each section after the second construction of HTSD plugging agent

    序号密度/(g · cm−3)承压井段/m承压能力(套压)/MPa折算密度/(g · cm−3)承压试验
    12.195 417~5 403.26.22.30套压6.2 MPa,当量密度2.30 g/cm3
    5 417~5 480.06.22.30套压6.2 MPa,当量密度2.30 g/cm3
    5 417~5 543.06.22.30套压5.7 MPa,当量密度2.29 g/cm3
    5 417~5 723.36.22.30套压3.4 MPa,当量密度2.25 g/cm3
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-01-03
  • 刊出日期:  2019-01-01

秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术

doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.001
    作者简介:

    何选蓬(1966-),高级工程师,现从事技术管理工作。通讯地址:(841000)新疆库尔勒第四勘探公司。电话:0996-2173831。E-mail: 396194085@qq.com

  • 中图分类号: TE21

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420 d缩短至350 d。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。

English Abstract

何选蓬,程天辉,周健,邹博,钱宏,陈阳. 秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(1):1-7.. doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
引用本文: 何选蓬,程天辉,周健,邹博,钱宏,陈阳. 秋里塔格构造带风险探井中秋1井安全钻井关键技术[J]. 石油钻采工艺,2019,41(1):1-7. . doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
HE Xuanpeng, CHENG Tianhui, ZHOU Jian, ZOU Bo, QIAN Hong, CHEN Yang. Key technologies of safe drilling in Zhongqiu 1 Well, a risk exploration well in Qiulitag tectonic belt[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(1): 1-7.. doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
Citation: HE Xuanpeng, CHENG Tianhui, ZHOU Jian, ZOU Bo, QIAN Hong, CHEN Yang. Key technologies of safe drilling in Zhongqiu 1 Well, a risk exploration well in Qiulitag tectonic belt[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(1): 1-7. . doi:  10.13639/j.odpt.2019.01.001
    • 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Ø5 mm油嘴求产折合日产天然气33×104 m3,日产凝析油21.4 m3,预示中秋将有1 000×108 m3级凝析气藏[1]。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5 200 km2,天然气资源量1.43×1012 m3,石油资源量2.83×108 t[2]。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6 316 m完钻,于11月21日开始试油[2],12月12日对白垩系6 073~6 182 m井段进行小型解堵酸化测试,油压为81.182 MPa,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。

    • 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300 km, 南北宽25 km,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120 km,南北宽约12 km,面积约1 500 km2。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井分别在吉迪克组4 450~4 880 m和库姆格列木群5 490~6 060 m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套压力系数要求(如图1)。

      图  1  井白垩系巴什基奇克组四性关系[3]

      Figure 1.  Four-property relationship of Cretaceous Bashijiqike formation in Well Zhongqiu 1[3]

      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5 440.99~5 477.7 m漏失5次,漏失密度2.33~2.25 g/cm3钻井液645.8 m3,多次堵漏无效,且因上部地层为膏盐岩段,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474 m3

      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259 m3

      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。

    • 为确保井身质量从二开开始到目的层前均采用POWER-V钻进[3],同时考虑到卡层安全和井身质量的矛盾,Ø311.15 mm井眼段采用Ø215.9 mm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2.15 g/cm3提高到2.27 g/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。

      复合盐层下套管前模拟井下压力计算反推下入套管的速度,保证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,下套管前打堵漏钻井液,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。

    • 中秋1井原设计井深6 300 m,实际井深6 316 m,钻井周期350 d。

      全井采用定制钻头。Ø558.8 mm井眼采用定制BEST1952钻头,单钻头钻进至1 800 m中完井深,平均机械钻速6.2 m/h;Ø431.8 mm井眼钻进库车组–吉迪克组,2只DBS SF56DH3钻头从1 802 m钻进至4 249 m,平均机械钻速6.2 m/h;复合盐层采用史密斯360钻头,平均机械钻速1.62 m/h;Ø149.2 mm井眼钻进白垩系目的层,1只史密斯MDI613QBPX钻头钻完6 048.6~6 316 m,机械钻速2.6 m/h(如图2)。

      图  2  中秋1井井身结构

      Figure 2.  Casing program of Well Zhongqiu 1

    • 中秋1井五开使用Ø558.8 mm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6 048.6 m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5 542 m,井段5 630~5 662 m、5 722~5 724 m、5 736~5 768 m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2.1 g/cm3,抑制下部盐层蠕变所需当量密度为2.27 g/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2.27 g/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。

    • (1)使用Ø558.8 mmPDC钻头+Power-V垂钻工具[4-5]通划至井深5 477.7 m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2.25 g/cm3逐渐降至2.22 g/cm3、2.19 g/cm3恢复钻进。

      (2)使用Ø558.8 mmPDC钻头+Power-V垂钻工具钻进至井深5 535.27 m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2.19 g/cm3逐渐降至2.15 g/cm3、2.1 g/cm3,继续钻进至5 580 m。

      (3)使用Ø558.8 mmPDC+Power-V垂钻工具钻进至井深5 623.15 m(地质循环落实岩性为褐色含盐泥岩),后起钻。

      (4)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5 663 m,起钻承压堵漏,钻井液密度由2.10 g/cm3升至2.15 g/cm3

      (5)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5 668 m,起钻承压堵漏,钻井液密度由2.15 g/cm3升至2.20 g/cm3

      (6)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具+MWD仪器钻进至井深5 723.3 m(钻压由60 kN降至20 kN, 瞬时钻时由38 min/m降至16 min/m,上提悬重由1 910 kN升至2 030 kN又降至1 910 kN, 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2.20 g/cm3升至2.27 g/cm3

      (7)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具钻进至井深5 989 m,其中钻进至井深5 815.4 m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2.27 g/cm3

      (8)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具钻进至井深6 016.5 m,后起钻进行卡层钻进。

      (9)使用Ø431.8 mmPDC领眼钻进6 016.5~6 048.6 m井段。

      (10)使用Ø558.8 mmPDC+常规钻具扩眼井段6 016.5~6 048.6 m,顺利中完。

    • 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[6]和GBF固壁承压封堵剂[7]

      (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5 500~5 550 m,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大粒度颗粒的配比,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15 L/s满足钻进要求,钻井液密度由2.10 g/cm3提高至2.15 g/cm3。钻进至井深5 661.4 m时钻速加快, 上提活动频繁蹩停顶驱, 释放扭矩, 上提悬重由1 860 kN升至2 400 kN又降回1 860 kN,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)。

      表 1  油基钻井液堵漏情况

      Table 1.  Plugging effect of oil based drilling fluid

      序号密度/
      (g · cm−3)
      堵漏方式配方堵漏剂质
      量分数/%
      承压能力
      (套压)/MPa
      折算密度/
      (g · cm−3)
      承压试验
      12.10低注高挤0.5%LCC100-5(5~7目)+1%LCC100-5(7~10目)+3%LCC100-5(10~16目)+10%LCC400(12~16目)+10%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC200298.52.25套压6.3 MPa,当量密度2.22 g/cm3
      22.10低注高挤0.5%LCC100-5(7~10目)+3%LCC100-5(10~16目)+5%LCC400-5(10~16目)+15%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20028102.28套压6.1 MPa,当量密度2.21 g/cm3
      32.15低注高挤3%LCC400(10~16目)+17%LCC400(16~30目)+2%GBF+1%SDL2382.29未做
      42.15高注高挤1%LCC100-5(7~10目)+1%LCC100-5(10~16目)+5%LCC400(10~16目)+15%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20026.55.62.25套压4 MPa,当量密度2.23 g/cm3
      52.15高注高挤3%LCC100-5(7~10目)+5%LCC100-5(10~16目)+15%LCC400(10~16目)+5%LCC400(16~30目)+3%GBF+1%SDL+0.5%LCC20032.572.27套压4.5 MPa,当量密度2.24 g/cm3
      62.15高注高挤3%LCC100-5(5~7目)+5%LCC100-5(7~10目)+5%LCC100-5(10~16目)+13%LCC400(10~16目)+3%LCC400(16~30目)+5%GBF+1%SDL+0.5%LCC20035.5152.41套压5.2 MPa,当量密度2.25 g/cm3
    • 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[8-10],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。

      表 2  水基堵漏材料

      Table 2.  Water based plugging material

      序号密度/
      (g · cm−3)
      堵漏方式配方堵漏剂
      浓度/%
      关井正挤
      钻井液量/m3
      承压能力
      (套压)/MPa
      折算密度/
      (g · cm−3)
      承压试验
      12.19高注高挤15%核桃壳(细)+3%SQD-98(细)+3% SQD-98(中粗)+1 %锯末+5% 核桃壳(中粗)2233.45.82.29套压4.4 MPa,当量密度2.28 g/cm3
      15%核桃壳(细)+3%SQD-98(细)+3% SQD-98(中粗)+1 %锯末+5% 核桃壳(中粗)27
      22.19高注高挤15%GT-2+3%SQD-98(细)+3%SQD-98(中粗)+1%锯末+10%核桃壳(中粗)3235.04.02.26未做
    • 下部盐层段预计需密度2.30 g/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(2.70 g/cm3)、抗高温(180 ℃)、高强度(≥25 MPa)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”[11],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)。

      表 3  HTSD堵剂与常规水泥性能对比

      Table 3.  Property comparison between HTSD plugging agent and conventional cement

      样品形成互穿网络结构时间/s形成互穿网络结构承压能力/MPa封堵强度/MPa
      HTSD堵剂18~356.024.0
      油井水泥无网络形成0 7.5
      超细水泥无网络形成0 8.3

      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共施工2次(表4)。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。

      表 4  HTSD第1次堵漏情况

      Table 4.  Plugging effect of HTSD plugging agent after the first construction

      序号密度/(g · cm−3)堵漏方式关井正挤钻井液量/m3承压能力(套压)/MPa折算密度/(g · cm−3)承压试验
      12.19高注高挤21.45.8 2.29未做
      22.19高注高挤436.22.3套压3.4 MPa,当量2.25 g/cm3

      第1次施工:注入前隔离液20 m3,堵浆16 m3,后隔离液3 m3;关井后分3次憋挤堵剂,共挤入堵剂15.5 m3,套压3 MPa,计算漏层位置约在5 440 m井深处。

      第2次施工:注隔离液5.2 m3(排量20 L/s,泵压13 MPa),漏失1.2 m3,注堵剂35.2 m3(排量22 L/s,泵压15 MPa),漏失6.8 m3,后注隔离液2.3 m3(排量20 L/s,泵压15 MPa),漏失1.1 m3,替钻井液6 m3(排量24 L/s,泵压18 MPa),漏失3 m3,关井正挤钻井液43 m3(排量由0升至28 L/s再降至20 L/s;立压由0升至25.5 MPa再降至14 MPa;套压由0升至6 MPa再降至5.4 MPa。停泵30 min,立压由14 MPa降至4 MPa;套压由5.4 MPa降至4.7 MPa),后分5次反挤钻井液2.5 m3(套压4.7升至6 MPa,停泵60 min,套压由6 MPa降至4.7 MPa,泄压开井,回流量1.5 m3),通过循环候堵(排量14 L/s,泵压9 MPa,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)。

      表 5  第2次HTSD堵剂施工后分段承压情况

      Table 5.  Bearing pressure of each section after the second construction of HTSD plugging agent

      序号密度/(g · cm−3)承压井段/m承压能力(套压)/MPa折算密度/(g · cm−3)承压试验
      12.195 417~5 403.26.22.30套压6.2 MPa,当量密度2.30 g/cm3
      5 417~5 480.06.22.30套压6.2 MPa,当量密度2.30 g/cm3
      5 417~5 543.06.22.30套压5.7 MPa,当量密度2.29 g/cm3
      5 417~5 723.36.22.30套压3.4 MPa,当量密度2.25 g/cm3

      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5 440 m,第2次HTSD堵漏施工分段承压结果表明成功封堵5 477 m和5 535~5 540 m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2.19 g/cm3升至2.27 g/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。

    • (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。

参考文献 (11)

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