0 引言
盐膏层在世界各国的大中型油田中多有分布，在我国塔里木、江汉、四川、胜利、中原、华北、新疆、青海和长庆等油田也有分布。钻井钻遇盐膏层后，多会发生卡钻、套管挤毁，甚至油井报废的恶性事故。盐膏层钻井技术的革新一直是国内外钻井领域的研究热点。近年来，国内钻井技术人员对盐膏层钻井技术开展了大量的研究工作，形成了抗高温高密度饱和盐水钻井液技术[1-2]、抗高温高密度盐膏层钻井液维护技术[3]、钻井工艺与工具以及井身结构和固井等多套相关技术[4]，改善了井下安全状况。但在大位移大斜度井盐膏层钻进和盐膏层段软泥岩层中钻进还没有取得有效的突破。目前，在哈法亚油田盐膏地层中进行钻井作业时，出现大量盐膏层塑性蠕变，时常发生钻进卡钻、泥环阻塞导管和出水口等情况，影响了施工效率及井下安全[5]。因此，本文在对研究区地层特征、地层压力和盐膏层遇水膨胀等相关研究的基础上，针对现场施工中盐膏层段套管漏封漏失、定向轨迹井斜角大容易卡钻、饱和盐水钻井液密度和黏度不易控制等难题[6-7]，开展了井身结构优化、高密度饱和盐水钻井液体系密度和黏度控制及现场维护等钻井工艺研究，形成了“专封盐膏层”井身结构[8]、高密度饱和盐水钻井液密度精细控制、软泥岩安全钻井[9]等配套技术，以期为类似地区的盐膏层安全高效施工提供现实和有效的技术方法。
1 研究区地质概况哈法亚油田位于伊拉克东南部，是伊拉克六大油田之一，也是开发难度最大的油田之一。含油面积288 km2，可采储量约为41亿桶。油藏埋深1 900~4 400 m，含油层系较多[10]。主力层多为低渗透，以巨厚生物石灰岩为主，为完整的背斜构造。钻遇地层自上而下分别为新近系、古近系和上白垩统，主要岩性为黏土岩、砂岩、泥岩、石膏岩、盐岩、石灰岩、白云岩(图 1)，共有8套油气显示[11]。目前主要开采层位是Jeribe—Upper Kirkuk组和Mishrif组。在主要开采层上部的Lower Fars组以石膏岩、盐岩和泥岩为主，深度为1 400~2 000 m[12]，岩石组分50%~60%为石膏岩和盐岩，30%为黏土岩和泥岩，10%为石灰岩，还有少量白云岩。
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| 图 1 哈法亚油田地层柱状图 Fig. 1 Stratigraphic histogram of Halfaya oilfield |
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Lower Fars组纵向上大致可分成两种类型：一类为绿色泥岩、石膏岩、盐岩互层形式出现，地层韵律性强，地质特征稳定；第二种类型是上部地层以泥岩与石膏岩互层形式出现，下部地层由质地较纯的盐岩和石膏岩组成。
总体上Lower Fars组是高压层，该层位地层孔隙压力系数为2.20，破裂压力系数为2.40(表 1)，钻井时钻井液密度最高达到2.36 g/cm3，施工难度非常大。
| 地质分层 | 孔隙压力系数 | 破裂压力系数 | |
| 系 | 组 | ||
| 新近系 | Upper Fars | 1.03 | 1.80 |
| Lower Fars | 2.20 | 2.40 | |
| 古近系 | Jeribe | 1.18 | 1.80 |
| Kirkuk | 1.15 | 1.80 | |
| Jaddala | 1.15 | 1.65 | |
| Aaliji | 1.16 | 1.65 | |
| 白垩系 | Shiranish | 1.16 | 1.65 |
| Hartha | 1.17 | 1.65 | |
| Sadi | 1.15 | 1.65 | |
| Tanuma | 1.15 | 1.65 | |
| Khasib | 1.18 | 1.65 | |
| Mishrif | 1.15 | 1.65 | |
井身结构对安全钻进和提高施工效率至关重要[13]。哈法亚油田定向井均采用4层套管结构，水平井采用5层套管结构，Lower Fars盐膏层在12-1/4″井眼井段(图 2)。针对前期施工出现的套管坐封点选取不准确造成高密度钻井液压漏套管未封固地层的情况，重新确定了坐封点，并优化了定向轨迹。
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| 图 2 Jeribe-Kirkuk定向井井身结构示意图 Fig. 2 Structure diagram of directional Well Jeribe-Kirkuk |
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传统上根据地层压力分布情况和必封点优选来确定表层套管、技术套管、油层套管的直径及下深[13-14]。我们结合哈法亚油田的压力特征确定了盐膏层套管下入深度的原则：保证13-3/8″套管尽可能下至盐膏高压层顶部，封隔盐膏层以上的所有低压层，为安全钻穿盐膏高压层创造条件；9-5/8″套管尽可能下至盐膏层底部，又不能钻穿盐膏层，既要防止地层的蠕动挤坏套管，又要为以下低压层安全钻井创造条件。
哈法亚油田在钻进过程中具有以下特点：钻至Lower Fars Mb5，地层岩性由以黏土岩为主转化为以石膏岩、盐岩和泥岩互层为主，机械钻速突然变慢；进入Lower Fars Mb1的标志是从一层石膏岩层进入下面一层稳定的盐岩层，机械钻速明显加快。我们经过区域地质研究，依据地层孔隙压力和岩性的变化，以及钻井参数变化之间的内在联系来确定坐封点[6]。最终确定13-3/8″技术套管下深为进入Lower Fars Mb5层5 m(1 438 m)位置，9-5/8″技术套管下深为进入Lower Fars Mb1层1 m(1 949 m)位置(图 3)。通过这一方案的确定，Lower Fars层套管漏封和压漏地层的情况得到了有效控制。
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| 图 3 哈法亚油田HF111井Lower Fars分层和岩性剖面图 Fig. 3 Formation stratification and lithologic profile of Lower Fars of Well HF111 of Halfaya oilfield |
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Jeribe-Kirkuk定向井，前期施工设计在12-1/4″井眼盐膏层约1 460 m处定向(图 2)，井斜角为55°~73°。由于钻井液密度高达2.30~2.36 g/cm3，影响施工排量，导致施工排量仅有41.7 L/s，稳斜段易形成岩屑床。另外，由于盐膏层容易缩径，定向施工拖压严重，甚至造成卡钻和井眼报废[15]。2012年，HF007-JK007井为该油田第一口高压盐膏层大斜度定向井[11]，多次在定向段卡钻，造成原井眼和侧钻井眼报废，被迫改为直井完钻。
经过反复论证，我们定向轨迹将造斜点由1 460 m上移至约600 m处，避免在较硬的石膏岩层中定向，而是改在较软的砂岩和黏土岩地层完成定向[16]，轨迹井斜角由71.29°优化为29.48°(图 4a)，避开了易形成岩屑床井段，定向卡钻得到控制。井身结构优化后(图 4b)，在17-1/2″井眼造斜，把12-1/4″井眼盐膏层从增斜设计改变为稳斜设计，减少了盐膏层段的滑动钻进比例，增加了复合钻进比例，提高了施工安全性和效率[15]。井眼轨迹优化后，通过近3年的统计，12-1/4″井眼卡钻几率降低了50%，施工效率提高23%。
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| 图 4 Jeribe-Kirkuk定向井轨迹设计(a)及井身结构优化(b)示意图 Fig. 4 Trajectory design (a) and structure optimization diagram (b) of directional Well Jeribe-Kirkuk |
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在盐膏层钻进的过程中，经常会钻遇石膏岩、盐岩、软泥岩、膏质泥岩和砂岩等多套不同岩性的组合[17]，会产生一系列的钻井复杂(是指钻井中常见的不产生严重后果的一般事故，全文同)及安全问题。当钻遇松软泥岩、石膏岩和盐岩互层时，由于机械钻速较高，达到20 m/h以上，钻井液密度达到2.22~2.36 g/cm3，以及钻井液黏度改变等问题，造成钻井液施工排量降低，往往小于等于41.7 L/s。使得岩屑不能及时返出地表，在井内形成堆积淤塞，进而在钻进或短起时会出现泥环。泥环往往会造成导管、出水口、泥浆槽阻塞[18]，给正常钻进增加7~8 h的疏导处理时间，严重影响工作效率。
哈法亚油田Lower Fars Mb4地层经常钻遇软泥岩(图 1)，有80%左右的几率会产生泥环。经过对35口施工井的作业记录进行对比分析，结合软泥岩的蠕变速率[17]，在盐膏层软泥岩中钻进48 h左右，就会产生较为严重的缩径，经常造成钻头泥包、卡钻。因此，针对这一规律，提出盐膏层软泥岩缩径周期的概念来改进安全钻进的流程，也就是在钻遇软泥岩时，在缩径周期内(小于48 h)要对井壁进行平滑处理，以减少泥环的形成和卡钻等问题。
为了解决钻遇盐膏层软泥岩时形成泥环造成的钻井困难，改进常规钻井流程，采取以下4点处理措施。
1) 控制钻进速率。以哈法亚油田为例，在1 400~ 1 600 m井段的Lower Fars上部盐膏层钻进过程中，正常机械钻速为20 m/h左右，而在1 600~1 700 m软泥岩井段钻进时，将机械钻速降低到8 m/h以内，有效降低岩屑产生速率，抑制了岩屑的堆积。
2) 提高施工排量。将施工排量从41.7 L/s提高至50.0 L/s，结合钻进控速，充分保证了返屑效果，从而有效减少岩屑堆积。
3) 平衡划眼与钻进。划眼是处理缩径使井壁光滑的常规方法。但是在钻进过程中，频繁使用划眼会降低钻进效率。在钻遇盐膏层软泥岩时，在缩径周期内，短起并全部倒划至技术套管，以防止钻进中的泥岩堆积形成泥环。
4) 破碎泥环。一旦钻进或短起过程中出现泥环，当泥环到达出水口附近时，利用泥环辅助处理工具把循环上来的大泥环破碎成小泥块随循环返出，减小岩屑堆积，使循环畅通。
自2018年以来，通过上述技术措施，泥环得到有效控制，12-1/4″井眼盐膏层产生泥环的比例由原来的80%降低到50%，将导管、出水口、泥浆槽严重阻塞的复杂降低了50%，对井壁稳定及钻具和定向工具安全起到了积极作用，提高了施工效率。
4 高密度饱和盐水钻井液优化和维护高密度饱和盐水钻井液主要用于高压盐膏层钻井[3]。常规钻井液易受到盐、膏等的污染，导致钻井液性能恶化，流变性能和滤失性能难以控制[19]。哈法亚油田地质条件复杂，不仅有盐膏层互层夹软泥岩，还有高压盐水层。三开12-1/4″井眼中盐膏层互层夹软泥岩，极易吸水膨胀造成井眼蠕变缩径。因此，需要选择合适的钻井液密度，平衡盐膏层井壁的蠕变。此外，由于高压盐水层中高质量浓度的Ca2+溶液极易污染钻井液，导致钻井液黏度、粘切力过高，起下钻后开泵困难，严重时甚至失去流动性[2]。饱和盐水钻井液虽能大大减少盐层溶解，但钻井液黏度的控制始终是现场维护的难题。为此, 哈法亚油田三开钻井液必须具有足够的密度、较强的抑制性、抗钙除钙能力、稳定的流变性和稳定的pH值，以避免井下事故的发生。
4.1 哈法亚油田地质条件和钻井液性能调控根据盐膏层溶解规律，结合盐膏层力学和化学两方面的特征来确定钻井液的密度[20-22]，其基本原则如下：1)依据地层孔隙压力的变化调整钻井液的密度[23]；2)根据地层中石膏岩和盐岩含量的变化调整钻井液的密度。在实际工作中，除了遵循基本原则外，还需要根据区块的地质特征综合考虑。
在哈法亚油田施工初期，由于不清楚该地区的地质特征、地层孔隙压力和石膏岩及岩盐含量，钻井液密度控制措施针对性较差，造成钻进和划眼遇阻遇卡的现象较为常见。HF001-N001H是大庆钻探工程公司在哈法亚油田施工的第一口探井，没有可以借鉴的经验，当12-1/4″井眼钻进至中完井深1 938.50 m时，短起下钻通井，起钻时遇卡10处，此时泥浆密度2.20 g/cm3，漏斗黏度80 s，粘切力很大，泥浆流动性非常差，循环时从振动筛上跑泥浆。调整泥浆密度到2.25 g/cm3，起钻遇卡显示明显减少，说明密度调整后见到了一定的效果。
钻遇Lower Fars层后，地层孔隙压力系数由2.00逐渐增加到2.20，石膏岩和盐岩的体积分数由最初的40%逐渐上升到60%；要平衡地层压力，钻井液密度值一般在孔隙压力系数值基础上附加0.07%~0.15%。在1 850~2 000 m，当石膏岩和盐岩体积分数为60%时，钻井液密度逐渐调整到2.35 g/cm3(表 2)，达到钻井液密度设计上限。当然还要根据返屑情况以及钻井液性能的测定来做出适当的调整。在掌握了岩性变化的规律以后，以此对钻井液的密度进行精确控制，井眼缩径和卡钻的情况得到了较大改观。
| 段 | 岩性特征 | 井深/m | 岩性描述 | φ(石膏岩+盐岩)/% | 钻井液密度/ (g/cm3) |
| Mb5 | 黏土岩、泥岩、石膏岩、盐岩 | 1 400 | 黏土岩、石膏岩、薄盐岩层互层 | 40 | 2.20~2.25 |
| Mb4 | 黏土岩、泥岩、石膏岩、盐岩 | 1 650 | 泥岩、石膏岩、薄盐岩层互层 | 40 | 2.20~2.25 |
| Mb3 | 黏土岩、泥岩、石膏岩、盐岩 | 1 750 | 黏土岩、石膏岩、薄盐岩层互层 | 50 | 2.25~2.30 |
| Mb2 | 黏土岩、泥岩、石膏岩、盐岩 | 1 850 | 黏土岩、石膏岩、薄盐岩层互层 | 60 | 2.25~2.30 |
| Mb1 | 黏土岩、泥岩、石膏岩、盐岩 | 2 000 | 盐岩层 | 60 | 2.30~2.35 |
钻遇盐膏层时，由于岩屑等地层物质的污染，钻井液的粘切力会升高。粘切力的升高与钻井液中固相的分散程度和表面性质有关。尽管固相是由惰性加重材料(铁矿石粉、重晶石粉等)构成，但在长时间的水力和机械作用下，钻井液中的固相变得非常细，比表面积变得很大，体系稳定性变差，受地层污染的敏感性增强，这是钻井液钻遇盐膏层粘切力升高而稠化的主要原因[24]。2018年，在哈法亚油田HF-137井饱和盐水钻井液施工时，漏斗黏度由初始72 s增长到107 s，钻井液呈膏状，失去流动性。因此，其现场维护主要是围绕清除无用固相、改变固相表面性质及增加自由水含量来进行的。钻井液配方决定了固相含量和自由水含量。但钻井液中的固相比表面积以及表面性质，仅在初期与配方有关，钻井的中后期，这些特征会随着钻井液的循环磨蚀发生变化。保持其固相比表面积以及表面性质需要在钻进过程中对钻井液进行有效地维护[2]，这也是钻井现场维护的关键所在。哈法亚油田饱和盐水钻井液钻井现场维护措施如下。
1) 保证二开钻井液加重时间。二开提前配浆，以免造成三开配重浆加重时间不足的状况。按加料顺序在淡水中加入处理剂使其充分水化溶解，再加入NaCl、KCl，调整好基液性能，然后加重。
2) 保持三开钻井液清洁。二开完钻候凝期间清理循环罐和泥浆槽，更换100~120目筛布。三开之后使用二开泥浆钻塞，然后用已经配好的2.20 g/cm3的高比重饱和盐水体系泥浆替换井筒内老泥浆。
3) 使用饱和NaCl盐水。胶液或新浆配制必须使用饱和NaCl盐水，胶液pH值约为12。
4) 防滤失。加入适量降滤失剂，使滤失量在5 mL以下。
5) 使密度渐进升高。维护时始终储备一罐(40~50 m3)2.30 g/cm3左右的高密度钻井液，钻进过程中应始终采取“细水长流”的方式对钻井液密度进行维护，使钻井液密度从2.20 g/cm3渐进式提高到2.30 g/cm3，在完钻前渐进提高到设计上限2.35 g/cm3，避免加重过急，造成井内压力不稳和钻井液性能不均匀的状况。
6) 稳定粘切力。针对高密度饱和盐水钻井液在盐膏层钻进中受地层物质污染粘切升高稠化的问题[3]，采用“抑制降粘切”的维护技术。钻进中补充聚胺盐类抑制剂BZ-HIB质量分数在1%以上。
7) 控制软泥岩造浆。采用加包被剂、降失水剂和KCl复配的方式，增强钻井液的抑制包被能力。
8) 控制Ca2+、Cl-污染。利用对钻井液的钙处理，提高抗高质量浓度钙镁离子污染的能力，保证钻井液性能稳定[25]。在三开期间及时监测，保证Ca2+质量浓度小于600 mg/L、Cl-质量浓度大于170 000 mg/L。如果Ca2+质量浓度超标，加入适量纯碱，并控制好加入的速度，避免黏度升高。
9) 液量冗余。中完前，保持足量的钻井液，使钻井液密度在起钻前才达到设计上限，以保持井壁稳定和有利于套管下入。
近两年实际施工中，采取上述措施后，钻井液性能稳定，携屑力增强，维护处理简单，钻井液密度、黏度、粘切力和抑制性能得到了很好的控制，解决了盐膏层钻进中的钻井液技术难题。使得盐膏层井段井壁较稳定，施工中钻具卡钻明显减少，大大提高了工作效率。
5 结论1) 盐膏层套管坐封点应依据地层孔隙压力和岩性变化以及钻井参数变化之间的内在联系来确定。伊拉克哈法亚油田的上封点为进入Lower Fars Mb5层5 m，下封点为进入Lower Fars Mb1层1 m，形成了“专封盐膏层”井身结构，可有效控制技术套管漏封漏失状况。
2) 将Jeribe-Kirkuk井造斜点从12-1/4″井眼较硬盐膏层上移至17-1/2″井眼600 m左右，在砂岩和泥岩互层较软地层中完成定向，使轨迹井斜角由71.29°优化为29.48°，定向段卡钻得到控制，提高施工效率。
3) 哈法亚油田盐膏层软泥岩缩径周期为48 h左右，在进入缩径周期前进行井壁光滑处理，并同时在软泥岩段钻进过程中实施控速钻进等配套措施，可有效减少钻头泥包和泥环的形成。
4) 依据地层中石膏岩和盐岩的含量变化分段确定钻井液密度，实施饱和盐水钻井液黏度控制现场维护技术措施，可有效提高现场施工效率。
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