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(fā)區(qū)塊之一，區(qū)域構(gòu)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(shù)在1.10 左右。油田區(qū)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(qū)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(nèi)，造成卡鉆事故后被迫多次側(cè)鉆作業(yè)。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(shù)難題。近年來，通過加大鉆井工程和鉆井液技術(shù)攻關(guān)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(chǎn)的需求。

1 工程地質(zhì)概況

區(qū)域主要井身結(jié)構(gòu)如下：

KT1 定向及水平井井身結(jié)構(gòu):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(jié)構(gòu):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(zhì)灰?guī)r和石灰?guī)r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?guī)r為主，地層內(nèi)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(shù)難點

（1）區(qū)域巨厚鹽層厚度約750m,塑性泥巖地層厚度約2～30m 不等，區(qū)域地層壓力差異性較大，地質(zhì)預(yù)報誤差大，導(dǎo)致鉆井液密度調(diào)整區(qū)間難度增大。

（2）下二疊統(tǒng)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(guī)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(fā)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(nèi)，易泥包鉆頭、扶正器及鉆具，堵塞環(huán)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(shù)調(diào)控難度大，易造成壓差卡鉆事故。

3 鉆井液技術(shù)對策

巨厚鹽層鉆井技術(shù)：鉆至鹽層段前100m，調(diào)整鉆井液中Cl-濃度在185000mg/L 以上，轉(zhuǎn)換為飽和鹽水鉆井液體系。鹽層前，提前配置好預(yù)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(yù)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(jié)晶造成阻卡。

石膏層及塑性泥巖層鉆井技術(shù)：進入石膏層前，按配方加足SP-8、LVPAC 等抗鹽鈣降濾失劑, 根據(jù)濾液檢測結(jié)果，采用Na2CO3控制Ca2+濃度在400mg/L 范圍內(nèi)，嚴格控制API 濾失量在5mL，坂含在25g/L 以內(nèi)，粘度在90s 左右，采用細水長流方式調(diào)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(shù)：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(yè)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(shù)：振動篩使用140目以上篩布，強化固相源頭控制技術(shù)措施，配合除砂除泥器及離心機等固控設(shè)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(nèi)，控制含砂量不大于0.3%，固相不大于30%。

4 現(xiàn)場鉆井液技術(shù)應(yīng)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(shè)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(zhuǎn)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(xiàn)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(jié)晶引起的井下阻卡等問題。根據(jù)鹽層鉆進情況及鉆井液性能，定期補充預(yù)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(xiàn)場上提下放活動鉆具無阻卡現(xiàn)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(xù)施工中，根據(jù)制定的技術(shù)方案，鉆井液密度調(diào)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(nèi)，工程方面配合簡化鉆具結(jié)構(gòu)，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(shù)措施的執(zhí)行與落實，及時修復(fù)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(wěn)。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(xiàn)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(shè)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(zhuǎn)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(xiàn)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(jié)晶引起的井下阻卡等問題。根據(jù)鹽層鉆進情況及鉆井液性能，定期補充預(yù)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(xiàn)場上提下放活動鉆具無阻卡現(xiàn)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(xù)施工中，根據(jù)制定的技術(shù)方案，鉆井液密度調(diào)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(nèi)，工程方面配合簡化鉆具結(jié)構(gòu)，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(shù)措施的執(zhí)行與落實，及時修復(fù)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(wěn)。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(xiàn)象。

5 結(jié)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(guān)鍵。

（2）鉆井液密度調(diào)整采用先高后低的方式，配合潤滑防卡鉆井液工藝技術(shù)，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(fù)雜事故的發(fā)生，實現(xiàn)高效安全順利施工。