唐 斌，屈 洋，蔡光林，李前佑，唐漢林，孫愛生，王 煜

（1.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒 841000；2.中國石油天然氣股份有限公司西南管道公司昆明輸油氣分公司，云南昆明 650020；3.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；4.新疆貝肯能源工程股份有限公司，新疆克拉瑪依 834000）

精細(xì)控壓鉆井技術(shù)就是在鉆井作業(yè)過程中對井眼環(huán)空壓力精確控制，以實(shí)現(xiàn)安全、高效鉆進(jìn)的技術(shù)[1]。其技術(shù)核心是一套精確的壓力控制系統(tǒng)，它基于井下環(huán)空壓力剖面的測量結(jié)果，通過回壓補(bǔ)償裝置和自動節(jié)流管匯實(shí)現(xiàn)對井底壓力的精確控制。利用精細(xì)控壓鉆井技術(shù)可以很好地解決裂縫性致密氣藏鉆井過程中存在的漏失、溢流、溢漏同存等井下復(fù)雜情況，以實(shí)現(xiàn)裂縫性致密氣藏中的優(yōu)快鉆進(jìn)[2]。

1 裂縫性致密氣藏的工程地質(zhì)特點(diǎn)

裂縫性致密氣藏屬于典型的窄安全密度窗口地層，鉆井過程中普遍存在漏失、溢流、溢漏同存等井下復(fù)雜情況，且部分儲層存在高壓，含硫化氫等情況，井控風(fēng)險較大[3]。鉆井施工的主要難點(diǎn)有：

（1）井下摩阻扭矩問題比較突出，難以持續(xù)有效鉆進(jìn)。同時，隨著水平段井眼軌跡的延伸，循環(huán)壓力損耗增加，井底流動壓力增大，容易引起井漏等井下復(fù)雜情況。

（2）安全鉆井液密度窗口窄，部分井段漏失壓力系數(shù)與地層孔隙壓力系數(shù)幾乎相等。在欠平衡作業(yè)過程中地層流體會從裂縫進(jìn)入井筒，而鉆井液會去補(bǔ)償?shù)貙恿黧w流出的空間，從而造成漏噴同存的情況發(fā)生。此外，重力置換效應(yīng)會造成鉆井液大量漏失[4]，造成井下復(fù)雜情況。

（3）常規(guī)鉆井技術(shù)難以有效保護(hù)儲層，由于該類儲層裂縫發(fā)育，鉆井液極易沿著裂縫向氣藏深部侵入，造成難以逆轉(zhuǎn)的儲層損害，導(dǎo)致后期開發(fā)難以獲得高產(chǎn)量。

2 精細(xì)控壓鉆井原理

精細(xì)控壓鉆井就是對井底壓力實(shí)施精細(xì)控制，保證其始終位于安全鉆井液密度窗口之內(nèi)。井底壓力為鉆井液靜液柱壓力、環(huán)空摩擦阻力和井口回壓之和，通常情況下只有井口回壓可以迅速改變[5-6]。因此，精細(xì)控壓鉆井就是通過改變井口回壓來實(shí)現(xiàn)對井底壓力的精細(xì)控制。精細(xì)控壓鉆井在實(shí)施過程中，采用低密度鉆井液體系，通過隨鉆環(huán)空壓力測量短節(jié)實(shí)時監(jiān)測環(huán)空壓力剖面，并通過流量計精確計量鉆井液的出口和進(jìn)口流量，以判斷井下情況，采用回壓補(bǔ)償裝置、自動節(jié)流管匯提供井口回壓，保持井底壓力穩(wěn)定。

（1）如作業(yè)過程中存在漏失。此時精細(xì)控壓鉆井系統(tǒng)將通過減小排量、調(diào)節(jié)節(jié)流閥開度或者減小回壓值的方法重新平衡地層壓力。

（2）若出現(xiàn)溢流、氣侵的情況，控制系統(tǒng)將向相關(guān)作業(yè)人員發(fā)出警報，并自行計算重新平衡地層壓力所需要的回壓增量，并依據(jù)計算結(jié)果來調(diào)節(jié)回壓泵及相應(yīng)的節(jié)流設(shè)備，以達(dá)到控制井底壓力、安全鉆進(jìn)的目的。

（3）停泵后，循環(huán)摩擦阻力消失，井底壓力降低。此時回壓泵開啟以彌補(bǔ)循環(huán)摩擦阻力，實(shí)現(xiàn)平衡地層壓力的目的。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

X3 井是一口開發(fā)井，井身結(jié)構(gòu)（見表1）。該井目的層為裂縫性致密氣層，安全鉆井液密度窗口窄，易發(fā)生井漏、井涌、又涌又漏等復(fù)雜情況，井控難度大，難以鉆達(dá)設(shè)計地質(zhì)井深。針對上述問題，決定在該井五開井段采用基于精細(xì)控壓鉆井技術(shù)，降低井控風(fēng)險，減少非生產(chǎn)時間，實(shí)現(xiàn)優(yōu)快鉆進(jìn)。

表1 X3 井實(shí)際井身結(jié)構(gòu)

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

五開井段鉆具組合：Φ152.4 mm 鉆頭+Φ120 mm×（1.25～1.75）°高溫螺桿+Ф120.7 mm 箭形止回閥×2 只+Φ89 mm 無磁抗壓鉆桿+MWD（高溫）+Φ89 mm 鉆桿（18°）×400 m+Φ89 mm 加重鉆桿×300 m+Φ89 mm 鉆桿×900 m+配合接頭+Φ139.7 mm 鉆桿（18°）×若干+箭形止回閥+Φ127 mm 鉆桿（18°）×50 m+箭形止回閥+Φ127 mm 鉆桿（18°）+箭形止回閥+Ф165 mm 下旋塞×1 個。

3.2 鉆井液漏失控制

精細(xì)控壓鉆井技術(shù)實(shí)現(xiàn)了窄安全密度窗口地層的鉆進(jìn)，避免了井下復(fù)雜情況，降低了鉆井液的漏失量（見圖1），大大節(jié)省了鉆井成本。

圖1 X3 井與臨井鉆井液漏失量對比

3.3 氣侵監(jiān)測與控制

4 月21 日11：00 鉆進(jìn)至5 179 m（鉆井參數(shù)：鉆壓30 kN，排量16 L/s，泵壓16 MPa，扭矩30～32 kN·m），井下壓力失衡發(fā)生了氣侵，井底侵入的氣體經(jīng)過一個遲到時間后返出井口，泥漿池液面突然增長21 m3，進(jìn)口泥漿密度0.93 g/cm3，出口0.87 g/cm3，井口回壓調(diào)整為4 MPa，至11:10 回壓調(diào)整為4.5 MPa，壓力較高，并開始節(jié)流循環(huán)排氣，其間于11:38 點(diǎn)火成功，繼續(xù)控制回壓在5 MPa，點(diǎn)火鉆進(jìn)。此時井底壓力略微大于地層壓力（0.47 MPa），隨后氣侵量減少，泥漿池液面趨于穩(wěn)定。期間井底壓力波動（見圖2）。循環(huán)出流體經(jīng)氣液分離器后，點(diǎn)火1 次，火焰高度為0.68 m。泥漿池液面穩(wěn)定后，維持井口回壓0.5 MPa 繼續(xù)控壓鉆進(jìn)。

3.4 儲層保護(hù)效果

儲層保護(hù)方面。X3 井五開水平段作業(yè)過程中，點(diǎn)火12 次，焰高0.5～4 m，共發(fā)現(xiàn)5 層油氣顯示層。完井后采用5 mm 油嘴求產(chǎn)，產(chǎn)氣12×104m3/d。說明精細(xì)控壓鉆井技術(shù)較好地解決了儲層段鉆進(jìn)過程中因液相侵入帶來的儲層損害問題。

圖2 井底壓力波動圖

3.5 精細(xì)控壓鉆井應(yīng)用效果總結(jié)

精細(xì)控壓鉆井在X3 井先后完成了控壓鉆進(jìn)、接單根、溢流監(jiān)測等多項(xiàng)控壓工況作業(yè)。精細(xì)控壓鉆井系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)井底壓力的實(shí)時平衡，及時監(jiān)測并控制了溢流、井漏等復(fù)雜情況。施工作業(yè)井段（5 105.88～5 338 m），未出現(xiàn)嚴(yán)重的井下復(fù)雜情況，節(jié)約了鉆井成本，縮短了鉆井周期，達(dá)到了良好的儲層保護(hù)效果，圓滿地完成了預(yù)期作業(yè)目的。

4 結(jié)論和建議

（1）精細(xì)控壓鉆井技術(shù)可以保證地層壓力和井底壓力的實(shí)時平衡，溢流、漏失等復(fù)雜情況能夠在早期及時發(fā)現(xiàn)，及時控制，大大提高了井控安全。

（2）實(shí)施精細(xì)控壓鉆井技術(shù)可以靈活應(yīng)對裂縫性致密氣藏帶來的漏噴同存問題，并已取得了良好的效果，建議進(jìn)一步在該類地層中推廣應(yīng)用。

［1］ 周英操，楊雄文，方世良，等.PCDS-I 精細(xì)控壓鉆井系統(tǒng)研制與現(xiàn)場試驗(yàn)［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（4）：7-12.

［2］ 韓繼勇，韓金井.精細(xì)控壓鉆井技術(shù)在塔里木氣田的應(yīng)用［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2011，5（5）：47-50.

［3］ 朱寬亮. 南堡深層潛山水平井欠平衡鉆井技術(shù)研究與實(shí)踐［J］.石油鉆采工藝，2013，35（4）：17-21.

［4］ 舒剛，孟英峰，李皋，等.重力置換式漏噴同存機(jī)理研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（1）：6-11.

［5］ 石林，楊雄文，周英操，等.國產(chǎn)精細(xì)控壓鉆井裝備在塔里木盆地的應(yīng)用［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：6-10.

［6］ Saponja J, Adeleye A, Hucik B. Managed-pressure drilling（MPD）field trials demonstrate technology value［C］.IADC/SPE Drilling Conference. Society of Petroleum Engineers，2006.