左 星 張 華 雷 雨

(1. 中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院， 四川 廣漢 618300；2. 西南油氣田分公司蜀南氣礦， 四川 瀘州 646000)

控壓鉆井技術(shù)在四川高石梯燈影組的應(yīng)用

左 星1張 華2雷 雨1

(1. 中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院， 四川 廣漢 618300；2. 西南油氣田分公司蜀南氣礦， 四川 瀘州 646000)

四川高石梯燈影組儲(chǔ)層，裂縫發(fā)育、安全密度窗口窄，常規(guī)鉆井方式鉆遇裂縫后井漏、噴漏同存，平均單井漏失量達(dá)751 m3，嚴(yán)重影響了該構(gòu)造油氣勘探開發(fā)的進(jìn)程。針對(duì)該構(gòu)造由于安全密度窗口窄造成的系列井下問題，提出了解決這一問題的有效方式 —— 控壓鉆井技術(shù)。2015年在該構(gòu)造4口井進(jìn)行了控壓鉆井技術(shù)應(yīng)用，平均單井漏失110.5 m3，應(yīng)用效果良好。

高石梯； 燈影組； 嚴(yán)重井漏； 密度窗口； 控壓鉆井

川中高石梯區(qū)塊海相儲(chǔ)層是四川油氣田勘探開發(fā)的重點(diǎn)區(qū)域。該區(qū)塊儲(chǔ)層埋藏較深，震旦系燈影組目的層井深一般在5 500 m左右。由于目的層較深，地層壓力高、裂縫發(fā)育且儲(chǔ)層普遍含硫，因此采用常規(guī)鉆井時(shí)，其鉆井液密度高于地層漏失壓力系數(shù)，造成了施工作業(yè)時(shí)井漏頻繁、處理復(fù)雜的時(shí)間長、井控安全風(fēng)險(xiǎn)大等問題。因此，解決本構(gòu)造燈影組儲(chǔ)層嚴(yán)重井漏問題是實(shí)現(xiàn)高石梯區(qū)塊鉆井“提速、增效、降成本”的關(guān)鍵。

1 儲(chǔ)層特點(diǎn)及存在的鉆井問題

1.1 儲(chǔ)層特點(diǎn)

高石梯燈影組儲(chǔ)層，巖性以云巖為主，儲(chǔ)層壓力系數(shù)為1.10～1.17，儲(chǔ)層類型包含裂縫-孔洞型和裂縫-孔隙型，其中燈四段主要受風(fēng)化作用影響，表現(xiàn)出裂縫-孔洞型特征。該構(gòu)造已鉆井燈四段取心進(jìn)尺125.11 m，心長81.7 m，收獲率79.93%，儲(chǔ)層發(fā)育段共計(jì)28.52 m，溶洞3 586個(gè)，有效縫51條。裂縫孔洞較發(fā)育給鉆井作業(yè)帶來了較大的工程問題。

1.2 常規(guī)鉆井存在的工程問題

(1) 井漏嚴(yán)重、處理復(fù)雜時(shí)間長、成本高。由于燈影組裂縫發(fā)育，壓力系數(shù)較低，一旦發(fā)生井漏，處理難度大。據(jù)統(tǒng)計(jì)，截止2014年5月，在高石梯燈影組完鉆的12口井中，有11口井發(fā)生不同程度的井漏，平均單井漏失量達(dá)751 m3，處理復(fù)雜時(shí)間達(dá)329 h，最大漏失量達(dá)到3 600 m3，處理復(fù)雜時(shí)間最長達(dá)到1 248 h。

(2) 處理復(fù)雜過程中溢流量大、套壓高。燈影組儲(chǔ)層段處理溢流、井漏過程中，由于處理不當(dāng)易造成關(guān)井套壓高(一般在10～15 MPa)，給鉆井作業(yè)帶來了井控風(fēng)險(xiǎn)。表1為該構(gòu)造部分井嚴(yán)重井漏時(shí)，處理復(fù)雜過程中井口套壓情況。

表1 處理復(fù)雜過程中井口套壓情況

1.3 工程復(fù)雜原因分析

燈影組孔洞裂縫發(fā)育，地層漏失壓力系數(shù)與孔隙壓力系數(shù)相差較小(小于0.1)。常規(guī)鉆井使用鉆井液密度高于地層孔隙壓力當(dāng)量密度0.10～0.15 gcm3，加上循環(huán)摩阻，井底壓力當(dāng)量密度高于地層孔隙壓力當(dāng)量密度0.20 gcm3以上。表2統(tǒng)計(jì)了部分嚴(yán)重漏失井的地層壓力系數(shù)。

表2 高石梯區(qū)塊燈影組地層壓力系數(shù)分析表

燈影組壓力系數(shù)為1.10～1.17，實(shí)際使用的鉆井液密度為1.30～1.37 gcm3。安全密度窗口較窄，且使用的鉆井液密度普遍較高是造成嚴(yán)重井漏、噴漏同存以及后期關(guān)井套壓高、處理難度大的主要原因。

2 井漏機(jī)理分析

高石梯燈影組存在嚴(yán)重井漏，主要跟地層裂縫、孔洞發(fā)育程度有關(guān)，即跟裂縫、孔洞的導(dǎo)流能力密切相關(guān)。地層裂縫、孔洞的導(dǎo)流能力主要受裂縫寬度、接觸面特征、接觸端長度等自身特征影響，同時(shí)也受壓差、流體黏度等工程控制因素影響。Zimmerman綜合考慮這些因素后給出了地層裂縫漏失速率的計(jì)算公式[1-2]：

(1)

式中：Q—— 漏失速率，m3s；

w—— 端面處裂縫長度，m；

h—— 平均裂縫寬度，m；

σH—— 裂縫寬度標(biāo)準(zhǔn)差；

c—— 裂縫間接觸面積與裂縫面標(biāo)準(zhǔn)面積的比值；

μ—— 導(dǎo)流流體黏度，Pa·s；

Δp—— 漏失壓差，Pa。

由式(1)可知，裂縫漏失速率與裂縫接觸段長度、壓差成線性關(guān)系，與裂縫寬度的3次方成正比。對(duì)于特定地層而言，可以將漏失量看成一個(gè)參數(shù)k與壓差Δp的乘積，即：

Q=k·Δp

(2)

式中：k—— 與地層特性、鉆井液性能相關(guān)的參數(shù)，對(duì)于特定區(qū)域和鉆井液，k為常數(shù)。

圖1為漏失量與壓差的關(guān)系曲線。從圖中可以看出，隨著壓差的增加，漏失量成正比增加，即井底控制的正壓差越小，漏失量越小。因此在裂縫、孔隙性儲(chǔ)層中鉆井，只要能保持較低的井底正壓差，便能避免嚴(yán)重井漏的發(fā)生。

圖1 漏失量與壓差的關(guān)系曲線

控壓鉆井技術(shù)是國內(nèi)近年發(fā)展起來的，一種能精確控制井底壓力在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)的新技術(shù)。目前該技術(shù)從理論到裝備已得到了進(jìn)一步的發(fā)展[3-7]，并在冀東、塔里木等油田得到了成功應(yīng)用[8-12]?？貕恒@井技術(shù)可解決因地層壓力敏感而造成的井下復(fù)雜，達(dá)到安全、快速、高效鉆井的目的，有利于實(shí)現(xiàn)高石梯區(qū)塊“提速、增效、降成本”的目的，提高井控安全性。

3 控壓鉆井方案

針對(duì)燈影組儲(chǔ)層鉆進(jìn)過程中的主要難題，采用控壓鉆井技術(shù)，通過預(yù)控壓方式進(jìn)行微過平衡鉆進(jìn)，避免嚴(yán)重井漏與噴漏的出現(xiàn)，達(dá)到安全、順利鉆井的目的。

3.1 采用微過平衡方式減少地層氣體侵入

由于儲(chǔ)層含H2S氣體，應(yīng)減少地層氣體進(jìn)入井筒。鉆進(jìn)過程可根據(jù)地層壓力情況，進(jìn)行微過平衡鉆進(jìn)，既可減少大量氣體侵入，還可避免嚴(yán)重井漏發(fā)生。

3.2 采用控壓鉆井方式

采用控壓鉆井技術(shù)，精確控制井底壓力在指定范圍內(nèi)，減少井漏、避免溢流，有效克服安全密度窗口窄的工程難題，確保鉆進(jìn)作業(yè)安全、順利進(jìn)行；在接立柱等停泵狀態(tài)時(shí)，通過井口回壓補(bǔ)償，保持井底壓力基本恒定，避免不同工況轉(zhuǎn)換時(shí)造成較大井底壓力波動(dòng)。

3.3 鉆井液性能要求

燈影組地層壓力系數(shù)為1.10～1.17，為確保有效的壓力控制，盡量采用較低密度的鉆井液，鉆井液密度宜控制在1.08～1.15 gcm3；由于地層裂縫、孔洞發(fā)育，可適當(dāng)提高鉆井液封堵性，適當(dāng)提高地層承壓能力；由于地層含H2S，鉆井液中除硫劑濃度為1%～3%，pH值大于10。

3.4 起下鉆方式

未鉆遇油氣顯示時(shí)采用原鉆井液起下鉆；鉆遇油氣顯示后，采用平衡地層壓力起下鉆；鉆遇漏層后，采用重漿帽方式起鉆。

3.5 溢流、井漏復(fù)雜情況處理

鉆進(jìn)中發(fā)生溢流時(shí)，立即關(guān)井，循環(huán)排氣后再根據(jù)地層孔隙壓力調(diào)節(jié)井底壓力。

鉆進(jìn)中發(fā)生井漏時(shí)，停止鉆進(jìn)，逐步降低井口壓力，尋找壓力平衡點(diǎn)，若井口壓力降為0 MPa仍無效，則通過降低鉆井液密度尋找平衡點(diǎn)。

4 控壓鉆井技術(shù)應(yīng)用情況

2015年，高石梯燈影組進(jìn)行了第1批4口開發(fā)井鉆探作業(yè)?？貕恒@井技術(shù)的應(yīng)用，減少了裂縫、孔洞儲(chǔ)層嚴(yán)重井漏、噴漏復(fù)雜的發(fā)生，實(shí)現(xiàn)了在儲(chǔ)層段安全、快速鉆井作業(yè)的目的，同時(shí)形成了鉆遇單個(gè)儲(chǔ)層及多個(gè)儲(chǔ)層的安全鉆井方式，為該構(gòu)造下一步油氣開發(fā)積累了寶貴的經(jīng)驗(yàn)。

4.1 鉆遇單個(gè)儲(chǔ)層的應(yīng)用情況

高石001-X3井和高石001-X1井控壓鉆井過程中鉆遇1個(gè)顯示層，現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)地層壓力系數(shù)，精確控制井底壓力在安全密度窗口范圍內(nèi)，實(shí)現(xiàn)了安全、快速鉆井作業(yè)。

高石001-X3井為本構(gòu)造實(shí)施的第1口開發(fā)井，井型為斜井。根據(jù)地層壓力系數(shù)及鄰井井漏情況，初期采用了1.17～1.20 gcm3的鉆井液，當(dāng)量密度控制在1.23～1.25 gcm3。當(dāng)鉆至井深5 720.17 m時(shí)發(fā)現(xiàn)井漏，求得地層孔隙壓力系數(shù)為1.17～1.18，漏失壓力系數(shù)為1.19～1.20。隨后降低鉆井液密度至1.15 gcm3，控制當(dāng)量密度在1.18～1.20 gcm3，有效避免了嚴(yán)重井漏的發(fā)生。本井鉆井井段5 186.57～5 921.00 m，漏失鉆井液22.4 m3，未出現(xiàn)井下復(fù)雜。圖2為控壓鉆井過程中的三壓力曲線圖。

圖2 三壓力曲線圖

高石001-X1井借鑒高石001-X3井的經(jīng)驗(yàn)，鉆井液密度直接采用1.15～1.17 gcm3，在井段 5 146～5 156 m發(fā)現(xiàn)氣顯示，出口火焰1～3 m，未發(fā)生井漏，測(cè)試地層孔隙壓力系數(shù)為1.17～1.18，漏失壓力系數(shù)為1.20～1.22。為避免地層H2S進(jìn)入井筒，后期調(diào)節(jié)井控套壓為1～2 MPa，控制井底壓力當(dāng)量密度在1.20～1.22 gcm3，保持近平衡鉆井狀態(tài)，最后安全、順利地完成了井段5 105～5 755 m的控壓鉆井作業(yè)。

高石001-X3井和高石001-X1井平均鉆井液漏失11.2 m3，較該構(gòu)造平均單井漏失量減少739.8 m3，節(jié)約處理復(fù)雜時(shí)間329 h。圖3為應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)與常規(guī)鉆井效果對(duì)比圖。

圖3 控壓鉆井與常規(guī)鉆井效果對(duì)比柱狀圖

應(yīng)用效果表明，對(duì)于單個(gè)裂縫儲(chǔ)層，可通過精確的壓力控制，減少甚至避免井漏的發(fā)生。既可大幅降低成本，還可避免溢漏交替發(fā)生，提升井控安全性，提高鉆井施工效率。

4.2 鉆遇多個(gè)儲(chǔ)層的應(yīng)用情況

斜井高石001-X4井和水平井高石001-H2井控壓鉆井過程中均鉆遇2～3個(gè)顯示層，其地層壓力基本保持不變，但井底壓力隨井深增加而不斷增加，在鉆遇多個(gè)顯示層后，將出現(xiàn)沒有安全密度窗口的狀態(tài)?，F(xiàn)場(chǎng)根據(jù)燈影組含H2S的特點(diǎn)，采用微過平衡鉆井方式，使井底壓力略大于地層漏失壓力，保持較低井漏狀態(tài)下的鉆進(jìn)作業(yè)。既避免了常規(guī)鉆井方式地層壓力過大造成的嚴(yán)重井漏、噴漏同存的井下復(fù)雜，還避免了欠平衡鉆井井底壓力低造成的溢流、H2S溢出等風(fēng)險(xiǎn)，降低甚至避免了施工作業(yè)中反復(fù)關(guān)井造成的井控風(fēng)險(xiǎn)，確保了鉆井作業(yè)安全、順利進(jìn)行。

現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)井下漏失情況(不同井底壓力當(dāng)量密度與漏速關(guān)系見表3)，調(diào)整鉆井液密度1.10～1.13 gcm3，控制套壓在0～2 MPa，保持井底當(dāng)量密度為1.19～1.20 gcm3，進(jìn)行控壓鉆井作業(yè)，最終在漏速0.5～2 .0 m3h的微漏條件下安全順利地完成了下部井段的鉆井作業(yè)。

表3 井底壓力當(dāng)量密度與漏速的關(guān)系

高石001-X4井控壓鉆進(jìn)過程漏失鉆井液150.9 m3，處理復(fù)雜時(shí)間為86 h，施工中未出現(xiàn)嚴(yán)重井漏、溢流、關(guān)井時(shí)套壓高等復(fù)雜，較常規(guī)鉆井減少鉆井液漏失量600 m3，節(jié)約處理復(fù)雜時(shí)間243 h。

同樣，高石001-H2井在水平段鉆遇3個(gè)顯示層，由于沒有安全密度窗口，最終通過控壓鉆井技術(shù)，在微漏條件下完成了鉆井作業(yè)，漏失鉆井液268.7 m3。

高石001-X4井和高石001-H2井鉆進(jìn)過程采用控壓鉆井技術(shù)，確保了鉆進(jìn)作業(yè)的有效進(jìn)行。但由于儲(chǔ)層沒有安全密度窗口，堵漏效果不佳，起下鉆及完井過程采用了重漿帽+吊灌的方式，鉆井液漏失量較大。高石001-X4井起下鉆及完井作業(yè)過程中漏失鉆井液1 611 m3，高石001-H2井起下鉆及完井作業(yè)過程中漏失鉆井液達(dá)到了5 811.6 m3。起下鉆及完井作業(yè)依然是該構(gòu)造燈影組儲(chǔ)層亟待解決的技術(shù)難題。

5 結(jié) 語

(1) 控壓鉆井技術(shù)能夠有效降低甚至避免嚴(yán)重井漏、噴漏同存的井下復(fù)雜?，F(xiàn)場(chǎng)4口井的應(yīng)用效果表明，該技術(shù)可解決單個(gè)裂縫儲(chǔ)層嚴(yán)重井漏、噴漏同存的井下復(fù)雜，也可確保在多個(gè)裂縫儲(chǔ)層條件下進(jìn)行安全、順利的鉆井作業(yè)。該技術(shù)是確保本構(gòu)造安全鉆井的關(guān)鍵技術(shù)之一。

(2) 控壓鉆井技術(shù)可以確保鉆進(jìn)的安全、順利進(jìn)行，但起下鉆及完井過程仍會(huì)漏失較多鉆井液，起下鉆配套技術(shù)還需進(jìn)一步研究與發(fā)展。

(3) 控壓鉆井技術(shù)在國內(nèi)尚處于發(fā)展初期，還需要通過大量試驗(yàn)與應(yīng)用，完善相應(yīng)裝備和配套工藝，以進(jìn)一步推廣控壓鉆井技術(shù)在裂縫、孔洞、溶洞儲(chǔ)層中的應(yīng)用。

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The Application of Managed Pressure Drilling in Gaoshiti Dengying Layer of Sichuan

ZUOXing1ZHANGHua2LEIYu1

(1.Drilling and Production Technology Research Institute, Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., CNPC,Guanghan Sichuan 618300, China; 2.Southern Gas District, Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina, Luzhou Sichuan 646000, China)

The crack is developed and the safe density window is narrow in Gaoshiti Dengying layer, Sichuan. There are lots of problems during the conventional drilling, such as heavy leakage and leaking with kicking, and the average leakage is 751 m3. The problems hinder the process of exploring and exploiting the gas. This paper proposed that the proper downhole pressure controlled by MPD to solve the drilling problems. The MPD is applied to 4 wells in Gaoshiti Dengying layer during 2015, and the average leakage is 110.5 m3. The application effect is very positive.

Gaoshiti; Dengying layer; heavy leakage; density window; managed pressure drilling

2016-05-03

國家科技重大專項(xiàng)“窄密度窗口安全鉆井技術(shù)與配套裝備 —— 控壓鉆井工藝技術(shù)研究與配套現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)”(2011ZX05021-003)

左星(1981 — )，男，碩士，工程師，研究方向?yàn)榍菲胶饪貕恒@井工程。

TE242

A

1673-1980(2017)01-0051-04