伊朗Y油田F地层防卡技术dd-【新闻】

伊朗Y油田F地层防卡技术

中国页岩气网讯：伊朗Y油田为海相碳酸盐岩储层的大型整装油田，自2010年开始进入开发阶段以来，共钻井50余口。该油田已钻井的典型井身结构为：?444.5 mm钻头×300 m(?339.7 mm套管)+ ?311.1 mm钻头×1 500 m(?244.5 mm套管)+ ?212.7 mm钻头×4 000 m(?177.8 mm尾管)+ ?149.2 mm钻头×4 500 m(?114.3 mm尾管)。在钻进F地层时，发生了多井次卡钻事故。初步分析认为造成卡钻的原因可能是：F地层的FU小层的压力系数为1.7，FI。小层的压力系数为1.3，2小层均为孔隙型灰岩储层，渗透性好，钻井液液柱压力与地层压力的压差高，从而导致卡钻。

目前，国外对不同层系的压差卡钻采取专打专封方式，用套管把不同压力层系隔开，达到安全钻井的目的，但该方案增加了钻井周期和成本。国内解决多压力层系压差卡钻，主要采取降低钻井液密度降低压差、使用CaC03等封堵材料优化泥饼质量、使用润滑剂提高钻井液润滑性等措施。在一些压差相对较小的多压力层系采用这些措施有些效果。

在Y油田开发初期，为解决压差卡钻问题，采用油基钻井液和KC1聚磺钻井液，采取屏蔽暂堵技术、降低钻井液密度、添加润滑剂等措施，但均未能解决钻井过程中F地层的卡钻问题。为此，笔者在分析卡钻原因的基础上，制定了一系列防卡技术措施，基本解决了伊朗Y油田F地层的卡钻问题。

一、F地层卡钻原因分析

1、压力特征

位于白垩系下统的F地层由2套不同压力体系的FU层和FL层组成。为了达到优快钻井的目的，在井身结构设计中将在同一裸眼段钻开FU层和FL层。FU层和FL层为孔隙型灰岩储层，地层渗透性好，钻井液液柱压力与地层压力的压差高达20 MPa(钻井液相对密度1.75)。国内外研究资料表明，当压差高于10 MPa后发生压差卡钻的可能性大大增加，因此，该井段具有发生压差卡钻的风险。

2、地质特征

表1为Y油田F18井F地层岩心的矿物成分分析结果。

表1 F18井F地层X衍射分析结果

由表1可知，该地层以方解石为主，占97%以上，含有少量石英和白云石，黏土矿物含量极少。因此，在钻进F地层过程中不会发生由于垮塌及吸水膨胀缩径引发的卡钻事故。

图1 F18井F层岩心扫面电镜照片

图1为Y油田F18井F地层岩心的微观结构。由图1可知，该地层孔隙发育，含少量微裂缝，为孔隙型储层，具有孔隙型砂岩储层的特性，在高压差下易发生卡钻。

岩心分析显示，F地层孔隙度为5%～25%，渗透率为2～200mD。F地层的孔隙特征有利于在钻井液液柱压力和地层孔隙之间进行压力传递，从而导致压差卡钻。

3、卡钻的现场特征

现场钻井显示，当钻具处于活动状态时，不会发生卡钻，但钻具在裸眼段的静止时间超过1min时，很容易发生卡钻，卡钻后均能建立循环，且卡钻前后泵压无差异，而且用解卡剂浸泡后大部分均能顺利解卡，可以判断伊朗Y油田F层早期常出现的卡钻类型属于压差卡钻。

4、所用钻井液的性能

Y油田用油基钻井液钻井3口，在钻进F地层时均多次发生压差卡钻。典型的油基钻井液配方为柴油+0.20%主乳化剂Synvert-I+0.15%辅乳化剂Synvert-I+3.00%增黏剂Vis+2.00%降滤失剂Synvert FLG+0.10%润湿剂Synvert TWA十0. 05%流型调节剂Synvert LEM+0.20% Ca0+1. 50%CaCl2+水+加重剂，其性能为：相对密度1. 75，漏斗黏度75 s，塑性黏度46 mPa·s，动切力15 Pa，静切力5/19 Pa，高温高压滤失量4 mL，泥饼厚度1 mm，含油量52. 5%，含砂量为微量，含水量19. 5%，固相含量28. 0%，水相中氯化钙质量分数28. 0%，氯离子质量浓度64 000 g/L，油水比73：27，碱度1.O，过量石灰碱度1.3，电稳定性1 250 V。

采用KCl聚磺抗温钻井液钻井6口，钻进在F地层时也均发生卡钻事故。典型的水基钻井液配方为2.0%～3.0%膨润土+0.2% Na2C03+0.2%NaOH+0.3%～0.5%KPAM+1.O%NH4 PAN+5.0%~8.O%KCl+2.0%~4.O%SPNH+3.O%~5.O%SMP-2+2.0%~4.O%FT-1+1.O%~2.O%CaCO3，其性能为：相对密度1.75，漏斗黏度66s，塑性黏度44 mPa·s，动切力19 Pa，静切力4.5/9.O Pa，API滤失量3 mL，高温高压滤失量8.8 mL，黏附系数0.08，pH值11，氯离子质量浓度30 000 mglL，钙离子质量浓度386 mg/L，钾离子质量浓度33 891 mg/L，固相质量分数28. 0%，膨润土质量分数2.4%，含砂量0.2%，含油量2.0%。

从实际钻井过程中出现的复杂情况及所用钻井液配方和性能看，前期所用钻井液存在以下问题：

1)所用钻井液的封堵能力差，不适合高压差多压力层系钻进。所用钻井液封堵材料以碳酸钙和沥青为主，颗粒小，并且粒度分布相对单一，只对单一孔喉结构的储层具有一定的封堵屏蔽作用，但F地层孔隙、孔喉分布范围广，所用钻井液不具有广谱封堵能力，无法对F地层所有孔隙、孔喉进行有效封堵。

2)所用钻井液的流变性不适合在高压差多压力层系中钻进。钻井液黏度过高(塑性黏度高达44 mPa·s)，循环过程中，钻井液冲刷作用差，容易在井壁上形成虚厚泥饼，导致起下钻阻卡，当钻具静止时，钻具与井壁接触面积大，极易造成卡钻。

3)固控设备不适合于防卡要求。钻井液相对密度达到1. 75后，没有使用离心机清除有害固相，钻井液中有害固相增加，泥饼虚厚，韧性差，抗冲蚀能力差，容易发生卡钻。

二、F地层防卡技术思路

钻柱与井壁之间的摩阻力计算公式为：

式中：F为摩阻力，N; μ为钻柱与井壁之间的摩擦系数;△p为钻井液液柱压力与地层孔隙压力之差，Pa;A为钻柱与滤饼的接触面积，㎡。

由式(1)可知，影响压差卡钻的因素为钻柱与滤饼的接触面积、压差、滤饼摩阻系数。这些因素中，地层压力和钻井液密度是不可变因素，其余因素是可以改变的，特别是地层岩石的渗透性质(通过形成致密内泥饼)和泥饼质量(通过形成致密外泥饼)、钻具与泥饼的接触面积。可以通过形成渗透率接近O的内泥饼及致密的外泥饼、简化钻具组合减小钻具与井壁的接触面积等方法防止压差卡钻的发生。因此，提出了以下防止压差卡钻的主要技术思路：

1)强化钻井液的封堵能力。使用广谱封堵剂在近井地带地层中形成渗透率极低的内泥饼，将钻井液液柱压力与地层压力隔开，阻断压力传递。

2)优化钻井液性能，改善泥饼质量。用离心设备清除有害固相，优化钻井液流变性，选用抗温降滤失剂改善泥饼质量，降低外泥饼渗透率。润滑剂加到设计量，降低外泥饼摩擦系数。

3)简化钻具组合，减少钻具与井壁泥饼的接触面积。

三、无渗透钻井液技术

无渗透膜对于不同渗透率地层有不同的作用机理。

高渗孔隙型储层以及裂隙性储层：

第一步，钻井液中的骨架材料在高渗透性或裂隙性地层表面形成一层网络;

第二步，在形成网络的同时，一种超细材料、可变形性材料充填在骨架材料的孔隙中，在岩石表面及其近井壁形成超低渗透封堵层;

第三步，在一定温度压力下，钻井液中的交联组分会使特殊高聚物交联成膜，形成无渗透泥饼。

常规中渗或微裂隙地层：

第一步，超细材料、可变形性材料充填在骨架材料的孔隙中，在岩石表面及其近壁形成超低渗透封堵层;

第二步，在一定温度压力下，钻井液中的交联组分会使特殊高聚物交联成膜，形成无渗透泥饼。

对于低渗、超低渗地层，使用交联组分使特殊高聚物交联成膜，直接形成无渗透泥饼。图2为无渗透泥饼在高渗储层的形成过程，包括架桥、充填、交联、成膜4个过程。

图2  无渗透泥饼生成示意

1、配方优选

以聚磺钻井液为基浆优选无渗透钻井液配方。将2%无渗透处理剂SNFT、2%石墨粉、2%塑料小球加入基浆中，测定其常规性能并进行砂床侵入试验，结果见表2。采用FA砂床进行砂床侵入试验，采用高温高压封堵承压试验仪进行高温高压封堵承压试验。

表2 不同配方钻井液及性能

由表2可知：加入2%无渗透处理剂的基浆具有良好的封堵效果;石墨粉由于在压差下具有可变形性，对不同孔隙、孔喉分布的地层也具有良好的封堵效果;塑料小球封堵效果不好，但加到钻井液中可以起降低起下钻摩阻的作用。因此，无渗透钻井液的配方为基浆+2%5SNFT+2%石墨粉+2%塑料小球。

2、性能评价

1)广谱封堵效果评价

采用优选的钻井液配方，进行不同粒径砂床封堵效果试验，结果见表3。

表3 无渗透钻井液广谱封堵效果评价结果

由表3可知，无渗透钻井液具有广谱封堵能力，能封堵地层中不同尺寸的孔隙、孔喉，适用于孔隙分布广的伊朗Y油田F地层。

2)无渗透泥饼抗压强度评价

为了进一步评价无渗透钻井液泥饼质量，使用高温高压砂床滤失仪，进行了不同钻井液泥饼承压能力试验(砂子粒径20～40目，试验温度150℃)，结果见图3。

图3 不同钻井液所形成泥饼的承压试验结果

从图3可以看出，无渗透钻井液形成的泥饼在高温下的正向承压能力可达35MPa，能够将钻井液液柱压力与地层压力隔开，消除过平衡压力，防止压力传递引发的卡钻。

四、配套防卡技术措施

1、无渗透钻井液分段封堵

由于易卡井段长达500 m，如果使用无渗透钻井液钻井，固控设备会将无渗透剂及封堵材料清除，导致钻井液费用增加。因此，采用分段封堵防卡技术：每钻进80 m，往井底泵人15 m3无渗透钻井液，然后将钻具起至套管内大排量循环，无渗透材料在20 MPa压差下在近井地带快速形成渗透率为O的封堵层，将地层压力与钻井液液柱压力隔开。

2、提高润滑性能

将钻井液中润滑剂含量提高至3%-5%，使泥饼黏附系数降至0. 06。

3、控制固相

钻井过程中，使用120目筛布的振动筛、200目筛布的除砂除泥器和双级离心机，清除钻井液中有害固相并回收重晶石，维护钻井液性能稳定。

4、控制钻井液性能

钻井液配方为1.0%~2.0%膨润土+0.2%Na2CO3+0.2%NaOH+0.3%~0.5%KPAM+1.0% NH4PAN+5.0%~8.0% KCl+2.0%~4.0%SPNH+3.0%~5.0% SMP-2+2.0%~4.O% FT-I +1.O%~2.O%CaCO3。控制其性能为：相对密度1. 76，漏斗黏度50 s，塑性黏度28 mPa·s，动切力11 Pa，静切力3/8 Pa，API滤失量2 mL，高温高压滤失量8 mL，黏附系数0.06，pH值11，Cl质量浓度30 000 mg/L，Ca2+质量浓度356 mg/L，K+质量浓度33 891 mg/L，固相质量分数27. 0%，膨润土含量2.O%，含砂量0.1%，含油量5.O%。目的是保证在短距离钻进过程中不会发生压差卡钻。

5、其他技术措施

为有效解决压差卡钻问题，还需要对钻井工艺做适当调整。防卡钻井工艺归纳为以下3点。

1)控制井眼轨迹 F地层为灰岩地层，岩性松软，可钻性强，进尺快，钻具在小井眼中柔性大。为控制井眼轨迹质量，在钻时较快的地层适当控制钻压，以达到较好控制井斜的目的。

2)减小钻具与井壁之间的接触面积 适当简化钻具组合，减少钻铤的使用量，多使用加重钻杆和螺旋钻铤，尽量减小钻具与井壁的接触面积。在钻至F地层前50 m，简化钻具组合，减少钻铤数量。简化前钻具组合为?149.2 mm钻头十浮阀十?120.7 mm钻铤×2根十 ?146.1 mm稳定器十?120.7 mm钻铤×9根十?88.9 mm加重钻杆，其中钻铤表面积为41. 690 ㎡。简化后钻具组合为?149.2 mm钻头十浮阀十?120.7 mm钻铤×2根十?146.1 mm稳定器十? 120.7 mm钻铤×1根十?88.9 mm加重钻杆，其中钻铤表面积为11. 379 ㎡。假如泥饼厚度2 mm，简化后的钻具组合中钻铤嵌入泥饼的表面积仅为原钻具组合的27%，根据摩阻公

式可计算出摩阻为原钻具组合的27%，大大降低了压差卡钻的概率。

3)缩短钻具在井内的静止时间 起下钻或接立柱时，尽量缩短钻具在井内的静止时间。

五、现场应用及效果

在钻进F地层时，伊朗Y油田13口井采用了上述防卡技术，取得了良好的应用效果，解决了一直困扰该油田安全钻井的压差卡钻问题。与应用防卡技术前相比，取得了以下两方面的应用效果。

1)使用无渗透钻井液及封堵工艺有效降低了地层渗透率。

F4井在钻进F地层时，钻井液的渗漏速度为8 m3/h。采用无渗透钻井液分段封堵工艺对裸眼段进行封堵处理后，钻井液的渗漏速度降为0. 159 m3/h，近井地层的渗透率得到极大降低，达到了封堵近井地层的目的。

2)防卡效果良好。

在应用上述防卡技术前，HOS-1井、HOS-2井和KSK-2井在钻进F地层时，使用了油基钻井液，卡钻4次;HOS-2ST井、F7井、F18井、F2井、KSK 2ST井和F8井在钻进F层时，使用了KCl聚磺钻井液，采取了屏蔽暂堵、添加润滑剂、降低钻井液密度等措施，卡钻9次。F19井、APP1井、F31井、F24井、F14井、F17井、F5井和F04井等13口井应用上述防卡技术后，防卡成功率由O提高至100%，解决了Y油田F地层的压差卡钻问题。

结论：

? 无渗透钻井液中由于添加了具有封堵能力的无渗透处理剂、可变形的石墨粉，可在近井地带形成渗透率很低的内泥饼，将钻井液液柱压力与低压地层隔开，阻断压力传递，从而解决渗透性地层的压差卡钻问题。

? 无渗透钻井液与配套防卡技术措施相结合，解决了伊朗Y油田F地层的压差卡钻问题。

? 对于压差卡钻问题，国内外技术人员的解决方法差异较大。建议研制模拟压差卡钻的试验装置，分析压差卡钻的机理及影响压差卡钻的因素，为解决压差卡钻问题提供理论依据。

      责编：王亭亭

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