何選蓬 程天輝 周健 鄒博 錢宏 陳陽

1.中國(guó)石油渤海鉆探庫(kù)爾勒分公司；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司

0 引言

中國(guó)石油2018年12月12日宣布，位于新疆庫(kù)車坳陷秋里塔格構(gòu)造帶中段的中秋1井經(jīng)酸壓測(cè)試獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，用?5 mm油嘴求產(chǎn)折合日產(chǎn)天然氣33×104m3，日產(chǎn)凝析油21.4 m3，預(yù)示中秋將有1 000×108m3級(jí)凝析氣藏［1］。庫(kù)車坳陷位于塔里木盆地和南天山造山帶的交接部位，構(gòu)造形態(tài)由北向南呈“三帶三凹”，分別為克拉蘇、依其克里克、秋里塔格構(gòu)造帶和烏什、拜城、陽霞凹陷；其中：秋里塔格構(gòu)造帶位于庫(kù)車坳陷南部，勘探面積5 200 km2，天然氣資源量 1.43×1012m3，石油資源量2.83×108t［2］。中秋 1井是 2017年部署在秋里塔格構(gòu)造帶中秋段中秋1號(hào)背斜構(gòu)造上的一口風(fēng)險(xiǎn)探井，鉆探目的層位為白堊系巴什基奇克組。中秋1井構(gòu)造變形強(qiáng)烈，地震資料差，鄰井資料少，鹽頂卡層難度大，為此塔里木油田抽調(diào)經(jīng)驗(yàn)豐富的技術(shù)專家全程駐井把關(guān)，精細(xì)研究鉆井和地質(zhì)設(shè)計(jì)，優(yōu)化施工方案和風(fēng)險(xiǎn)防控措施，優(yōu)選新型鉆井工具和鉆井參數(shù)，制定庫(kù)車山前鉆完井提速對(duì)策，鹽上地層、鹽層、目的層鉆進(jìn)與試油完井協(xié)同發(fā)力，自2017年10月 30日至 2018年 10月 14日鉆至 6 316 m完鉆，于11月21日開始試油［2］，12月12日對(duì)白堊系6 073～6 182 m井段進(jìn)行小型解堵酸化測(cè)試，油壓為81.182 MPa，獲高產(chǎn)工業(yè)油氣流，為秋里塔格構(gòu)造帶的油氣勘探和整體評(píng)價(jià)打開了突破口。

1 中秋1井構(gòu)造特征

庫(kù)車前陸盆地位于塔里木盆地北緣，北與南天山斷裂褶皺帶以逆沖斷層或不整合相接，南為塔北隆起，東起陽霞凹陷，西至烏什凹陷，是一個(gè)以中、新生代沉積為主的疊加型前陸盆地。北部受南天山強(qiáng)烈擠壓作用，南部受前中生代古隆起限制，庫(kù)車前陸盆地表現(xiàn)出較寬的前陸沖斷帶、殘余前淵、窄斜坡和寬緩前緣隆起的特點(diǎn)。庫(kù)車坳陷可進(jìn)一步劃分為7個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元，即克拉蘇構(gòu)造帶、北部構(gòu)造帶、秋里塔格構(gòu)造帶、烏什凹陷、拜城凹陷、陽霞凹陷、南部斜坡帶。

秋里塔格構(gòu)造帶位于拜城凹陷和陽霞凹陷之間，北鄰克拉蘇構(gòu)造帶、依奇克里克沖斷帶，并與南部斜坡帶和陽霞凹陷相接,東西長(zhǎng)300 km,南北寬25 km，地表表現(xiàn)為西秋、東秋2座山體。受新近系和古近系2套鹽膏層變形影響，鹽上表現(xiàn)為庫(kù)車沖斷系統(tǒng)，鹽下根據(jù)地層格架、構(gòu)造模式、圈閉類型等不同自西向東劃分為佳木、西秋、中秋和東秋四段。

中秋段呈近北東向展布，東西長(zhǎng)約120 km，南北寬約12 km，面積約1 500 km2。受喜山中晚期南天山的快速擠壓、古近系、新近系膏鹽巖變形及區(qū)域走滑斷裂帶影響，鹽上地層發(fā)育大型薄皮褶皺；鹽下地層受蓋層滑脫影響形成大量逆沖斷片，發(fā)育鹽下背斜及斷鼻構(gòu)造，與克深構(gòu)造帶相似。中秋段主要的勘探目的層為白堊系巴什基奇克組。

2 中秋1井鉆井難點(diǎn)及對(duì)策

2.1 鉆井難點(diǎn)

中秋1井分別在吉迪克組4 450～4 880 m和庫(kù)姆格列木群5 490～6 060 m段鉆遇2套膏鹽層。吉迪克及蘇維依組砂礫巖段為低壓層，同時(shí)鹽間是否存在低壓層未知。2層套管無法兼顧滿足3套壓力系數(shù)要求(如圖1)。

中秋1井實(shí)鉆過程中，蘇維依組泥質(zhì)粉砂巖夾層滲透性較好，與吉迪克組膏鹽巖段合鉆，在5 440.99～5 477.7 m漏失5次，漏失密度2.33～2.25 g/cm3鉆井液645.8 m3，多次堵漏無效，且因上部地層為膏鹽巖段，無法降低泥漿密度，被迫下套管，中完循環(huán)及固井期間漏失鉆井液474 m3。

蘇維依-庫(kù)姆格列木群泥巖段、庫(kù)姆格列木群膏鹽巖段不同壓力系統(tǒng)存在于同一裸眼中，高密度鹽層鉆進(jìn)時(shí)，上部低壓層發(fā)生漏失；同時(shí)鹽間存在薄弱層，多次發(fā)生漏失(持續(xù)伴隨井漏，保持隨鉆濃度不低于5%才能維持鉆進(jìn))，由于鉆井液密度無法滿足支撐鹽膏層，起下鉆過程中均有阻卡，需要?jiǎng)澭弁ㄟ^。為了提高鉆井液密度多次進(jìn)行承壓堵漏，共漏失鉆井液259 m3。

圖1 井白堊系巴什基奇克組四性關(guān)系［3］Fig.1 Four-property relationship of Cretaceous Bashijiqike formation in Well Zhongqiu 1［3］

中秋1井受喜山中晚期南天山的快速擠壓，古近系、新近系膏鹽巖變形及區(qū)域走滑斷裂帶影響，鹽上地層發(fā)育大型薄皮褶皺；鹽下地層受蓋層滑脫影響形成大量逆沖斷片，發(fā)育鹽下背斜及斷鼻構(gòu)造。地層造斜率大，使用PV工具都難以控制井斜，且井下情況復(fù)雜，部分井段無法使用垂直鉆井工具，控制井斜困難。復(fù)合鹽層由于不同壓力系數(shù)，固井鹽水溢流及井漏風(fēng)險(xiǎn)大，常規(guī)固井技術(shù)質(zhì)量難以保證。

2.2 應(yīng)對(duì)策略

為確保井身質(zhì)量從二開開始到目的層前均采用POWER-V鉆進(jìn)［3］，同時(shí)考慮到卡層安全和井身質(zhì)量的矛盾，?311.15 mm井眼段采用?215.9 mm工具卡層，在井漏后仍能安全起鉆；三開鉆進(jìn)吉迪克鹽層和蘇維依組砂礫巖，漏失嚴(yán)重，在多次堵漏無效的情況下，下套管至漏層頂部；四開鉆井時(shí)，因上部低壓層、下部復(fù)合鹽層壓力系數(shù)不同，無法滿足漏層和復(fù)合鹽層同時(shí)鉆進(jìn)要求，采用塔里木油田公司改性水泥承壓堵漏，鉆井液密度從2.15 g/cm3提高到2.27 g/cm3，為該井不同壓力系數(shù)地層安全鉆進(jìn)提供了保障，也為該區(qū)塊鉆井提供了新的思路。

復(fù)合鹽層下套管前模擬井下壓力計(jì)算反推下入套管的速度，保證下套管及開泵循環(huán)期間的井底壓力平衡，不發(fā)生漏失；為確保固井及丟手安全，下套管前打堵漏鉆井液，并且進(jìn)行模擬循環(huán)試驗(yàn)，為固井循環(huán)做準(zhǔn)備，固井方式采用正注反劑固井，采用雙凝體系，合理調(diào)整稠化時(shí)間，在保證施工安全的前提下快速凝固，防止鹽水侵入影響固井質(zhì)量。

3 中秋1井鉆井情況

中秋1井原設(shè)計(jì)井深6 300 m，實(shí)際井深6 316 m，鉆井周期350 d。

全井采用定制鉆頭。?558.8 mm井眼采用定制BEST1952鉆頭，單鉆頭鉆進(jìn)至1 800 m中完井深，平均機(jī)械鉆速6.2 m/h；?431.8 mm井眼鉆進(jìn)庫(kù)車組-吉迪克組，2只DBS SF56DH3鉆頭從1 802 m鉆進(jìn)至4 249 m，平均機(jī)械鉆速6.2 m/h；復(fù)合鹽層采用史密斯360鉆頭，平均機(jī)械鉆速1.62 m/h；?149.2 mm井眼鉆進(jìn)白堊系目的層，1只史密斯MDI613QBPX鉆頭鉆完6 048.6～6 316 m，機(jī)械鉆速2.6 m/h(如圖2)。

4 中秋1井堵漏情況

4.1 五開鉆井情況

圖2 中秋1井井身結(jié)構(gòu)Fig.2 Casing program of Well Zhongqiu 1

中秋1井五開使用?558.8 mm鉆頭于2018年6月13日16：00鉆進(jìn)，鉆井液體系為油基鉆井液，2018年 9月 14日 3：00擴(kuò)眼至井深 6 048.6 m中完。所鉆地層為古近系蘇維依組和庫(kù)姆格列木群泥巖段、膏鹽巖段，蘇維依組底界5 542 m，井段5 630～5 662 m、5 722～5 724 m、5 736～5 768 m 為白色鹽巖、泥質(zhì)鹽巖，期間夾雜泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖，存在2套不同壓力系數(shù)地層。蘇維依組地層發(fā)生漏失鉆井液當(dāng)量密度為2.1 g/cm3，抑制下部鹽層蠕變所需當(dāng)量密度為2.27 g/cm3。為保證下部鹽層鉆進(jìn)，提高鉆井液密度，對(duì)上部漏失層進(jìn)行承壓堵漏，提高地層整體承壓能力。

鉆進(jìn)期間共發(fā)生3次井漏，經(jīng)過14次承壓堵漏，使用2種不同鉆井液體系和堵漏材料，有效提高地層承壓能力(當(dāng)量密度2.27 g/cm3)，鉆進(jìn)中通過在鉆進(jìn)個(gè)月中加入一定比例堵漏材料，恢復(fù)鉆進(jìn)作業(yè)。

4.2 五開鉆進(jìn)漏失情況

(1)使用?558.8 mmPDC鉆頭+Power-V垂鉆工具［4-5］通劃至井深5 477.7 m發(fā)生井漏，地層為蘇維依組，巖性為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。將鉆井液密度由2.25 g/cm3逐漸降至2.22 g/cm3、2.19 g/cm3恢復(fù)鉆進(jìn)。

(2)使用?558.8 mmPDC鉆頭+Power-V垂鉆工具鉆進(jìn)至井深5 535.27 m再次發(fā)生井漏，地層為蘇維依組，巖性為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖，將鉆井液密度由 2.19 g/cm3逐漸降至 2.15 g/cm3、2.1 g/cm3，繼續(xù)鉆進(jìn)至5 580 m。

(3)使用?558.8 mmPDC+Power-V垂鉆工具鉆進(jìn)至井深5 623.15 m(地質(zhì)循環(huán)落實(shí)巖性為褐色含鹽泥巖)，后起鉆。

(4)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具+MWD儀器鉆進(jìn)至井深5 663 m，起鉆承壓堵漏，鉆井液密度由2.10 g/cm3升至 2.15 g/cm3。

(5)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具+MWD儀器鉆進(jìn)至井深5 668 m，起鉆承壓堵漏，鉆井液密度由2.15 g/cm3升至 2.20 g/cm3。

(6)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具+MWD儀器鉆進(jìn)至井深5 723.3 m(鉆壓由60 kN降至20 kN,瞬時(shí)鉆時(shí)由38 min/m降至16 min/m，上提懸重由1 910 kN升至2 030 kN又降至1 910 kN,上提有蹩頂驅(qū)現(xiàn)象)，起鉆換銑齒鉆頭進(jìn)行承壓堵漏鉆井液密度由2.20 g/cm3升至2.27 g/cm3。

(7)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具鉆進(jìn)至井深5 989 m，其中鉆進(jìn)至井深5 815.4 m再次發(fā)生井漏，通過堵漏控制鉆井液漏失量，鉆井液密度維持在2.27 g/cm3。

(8)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具鉆進(jìn)至井深6 016.5 m，后起鉆進(jìn)行卡層鉆進(jìn)。

(9)使用?431.8 mmPDC領(lǐng)眼鉆進(jìn) 6 016.5～6 048.6 m井段。

(10)使用?558.8 mmPDC+常規(guī)鉆具擴(kuò)眼井段6 016.5～6 048.6 m，順利中完。

4.3 油基鉆井液堵漏

使用油基鉆井液進(jìn)行了6次承壓堵漏施工，堵漏材料為成都得道公司LCC系列有機(jī)高分子合成堵漏劑［6］和GBF固壁承壓封堵劑［7］。

(1)漏失層位為蘇維依組，地層主要巖性為粉砂巖，對(duì)應(yīng)井段為5 500～5 550 m，為滲漏性漏失。經(jīng)過第1次堵漏施工，發(fā)現(xiàn)地層吃入量過少而套壓持續(xù)增高，判斷井下出現(xiàn)“封門”現(xiàn)象，因此第2次、第3次調(diào)整堵漏配方增加大粒度顆粒的配比，尤其是第3次堵漏施工地層吃入量明顯增多。堵漏施工結(jié)束通劃到底后，排量15 L/s滿足鉆進(jìn)要求，鉆井液密度由2.10 g/cm3提高至2.15 g/cm3。鉆進(jìn)至井深5 661.4 m時(shí)鉆速加快,上提活動(dòng)頻繁蹩停頂驅(qū),釋放扭矩,上提懸重由1 860 kN升至2 400 kN又降回1 860 kN，不能滿足鹽層安全鉆進(jìn)的基本要求，需繼續(xù)進(jìn)行地層承壓堵漏。

(2)與第 1、2、3次堵漏方式不同，第 4、5、6次采用高注高擠方式堵漏，地層承壓有了一定提升，沒有出現(xiàn)“封門”現(xiàn)象(如表1)。

表1 油基鉆井液堵漏情況Table 1 Plugging effect of oil based drilling fluid

4.4 水基鉆井液堵漏

4.4.1 水基堵漏材料

使用油基鉆井液堵漏施工，地層承壓能力不能滿足下部鹽層鉆進(jìn)所需，考慮油基鉆井液含水量少不能使堵漏材料完全發(fā)揮作用，將其更換為水基鉆井液［8-10］，保證堵漏材料的可膨脹性得到有效發(fā)揮。使用水基鉆井液配合核桃殼等膨脹性堵漏材料(如表2)，進(jìn)一步提高地層承壓能力，仍不能完全滿足下部鹽層鉆進(jìn)需要，未能有效抑制下部鹽層蠕變，需繼續(xù)進(jìn)行承壓堵漏。

4.4.2 西南石油大學(xué)新型堵漏材料

下部鹽層段預(yù)計(jì)需密度2.30 g/cm3的鉆井液抑制鹽層蠕變，滿足鹽層段安全鉆井，采用固化后微膨脹的HTSD堵漏技術(shù)進(jìn)一步提高井筒的承壓能力。

現(xiàn)場(chǎng)施工使用高密度(2.70 g/cm3)、抗高溫(180 ℃)、高強(qiáng)度(≥25 MPa)的堵水材料即HTSD堵劑。HTSD堵劑由25%LTSD堵劑+75%WHG水泥復(fù)配，基于“顆粒級(jí)配原理”和“顆粒緊密堆積理論”［11］，堵劑可在封堵層有效駐留，且具有良好的駐留性、穩(wěn)定性和耐腐蝕性。堵劑進(jìn)入封堵層后，能夠通過特殊的機(jī)制，快速形成互穿網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，有效地滯留在封堵層內(nèi)，不返吐(如表3)。

使用西南石油大學(xué)快凝劑新型材料HTSD首次在山前井開展堵漏試驗(yàn)共施工2次(表4)。為將施工風(fēng)險(xiǎn)降至最低，以打水泥塞的方式施工。材料本身有一定膨脹性，進(jìn)入漏層中的孔隙和裂縫中在井下高溫作用下凝固，從而進(jìn)行有效封堵。該材料的使用極大提高了地層的承壓能力。

第1次施工：注入前隔離液20 m3，堵漿16 m3，后隔離液3 m3；關(guān)井后分3次憋擠堵劑，共擠入堵劑15.5 m3，套壓3 MPa，計(jì)算漏層位置約在5 440 m井深處。

表2 水基堵漏材料Table 2 Water based plugging material

表3 HTSD堵劑與常規(guī)水泥性能對(duì)比Table 3 Property comparison between HTSD plugging agent and conventional cement

表4 HTSD第1次堵漏情況Table 4 Plugging effect of HTSD plugging agent after the first construction

第2次施工：注隔離液5.2 m3(排量20 L/s，泵壓13 MPa)，漏失 1.2 m3，注堵劑 35.2 m3(排量 22 L/s，泵壓15 MPa)，漏失6.8 m3，后注隔離液2.3 m3(排量20 L/s，泵壓 15 MPa)，漏失 1.1 m3，替鉆井液 6 m3(排量 24 L/s，泵壓 18 MPa)，漏失 3 m3，關(guān)井正擠鉆井液43 m3(排量由0升至28 L/s再降至20 L/s；立壓由0升至25.5 MPa再降至14 MPa；套壓由0升至6 MPa再降至5.4 MPa。停泵30 min，立壓由14 MPa降至 4 MPa；套壓由 5.4 MPa降至 4.7 MPa)，后分5次反擠鉆井液2.5 m3(套壓4.7升至6 MPa，停泵60 min，套壓由6 MPa降至4.7 MPa，泄壓開井，回流量1.5 m3)，通過循環(huán)候堵(排量14 L/s，泵壓9 MPa，液面正常)。為準(zhǔn)確判斷堵漏效果，第2次HTSD堵漏施工后進(jìn)行分段承壓(表5)。

表5 第2次HTSD堵劑施工后分段承壓情況Table 5 Bearing pressure of each section after the second construction of HTSD plugging agent

根據(jù)第1次HTSD堵漏施工情況判斷最靠近管鞋位置第1個(gè)漏層為井深5 440 m，第2次HTSD堵漏施工分段承壓結(jié)果表明成功封堵5 477 m和5 535～5 540 m等2個(gè)嚴(yán)重漏失層段，為后續(xù)隨鉆堵漏作業(yè)提供較好的井筒條件。地層承壓性得到提高，鉆井液密度逐漸由2.19 g/cm3升至2.27 g/cm3，通過全井筒加入隨鉆堵漏，解除了井漏復(fù)雜，為下部鉆進(jìn)提供安全保正。

5 結(jié)論

(1)精細(xì)研究鉆井和地質(zhì)設(shè)計(jì)，優(yōu)化施工方案和風(fēng)險(xiǎn)防控措施，優(yōu)選新型鉆井工具和鉆井參數(shù)的基礎(chǔ)上，制定庫(kù)車山前鉆完井提速對(duì)策，鹽上地層、鹽層、目的層鉆進(jìn)及試油完井協(xié)同配合，全井采用定制鉆頭，提前完成了中秋1井鉆井。

(2)對(duì)蘇維依組低壓區(qū)和庫(kù)姆格列木群復(fù)合鹽層段發(fā)生井漏，采用不同的堵漏措施，實(shí)施14次堵漏作業(yè)，地層承壓能力明顯提高，為該區(qū)塊復(fù)合鹽層段承壓堵漏積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)，為保證中秋2井的順利完鉆提供了借鑒，有利于進(jìn)一步擴(kuò)大秋里塔格構(gòu)造帶勘探成果。