曾 光， 代 鋒, 顏 海

1中國石油西南油氣田分公司開發(fā)事業(yè)部 2中國石油西南油氣田分公司四川長寧天然氣開發(fā)有限責任公司 3中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術(shù)研究院

0 引言

四川長寧區(qū)塊頁巖氣儲量豐富，但井漏問題突出是制約該區(qū)塊鉆井提速的瓶頸，嚴重影響了該區(qū)塊頁巖氣資源的高效開發(fā)。相關(guān)學者針對井漏形成機理及解決措施開展了大量研究，李大奇等[1]基于井漏動力學進行了井漏機理分析，賈利春等[2- 3]探究了誘導性裂縫止漏堵漏機理，提出誘導裂縫止漏和止裂臨界條件?？狄懔Φ萚4- 7]分析了低承壓能力地層致漏機理，建立了不同理論指導下的地層承壓能力強化模型。孟英峰[8- 9]等在把氣體鉆井理論和現(xiàn)場實踐相結(jié)合的基礎(chǔ)上，建立了一套有效的氣體鉆井適應(yīng)性評價體系，并且開發(fā)了與之相應(yīng)的評價軟件系統(tǒng)。

目前，長寧區(qū)塊的井漏研究主要集中在表層嘉陵江組[10- 11]，缺少二開飛仙關(guān)-韓家店段井漏嚴重問題的認識和研究，且上述研究大多不能適用于長寧區(qū)塊飛仙關(guān)至韓家店組井段的漏層特征。因此，本文基于頁巖工程地質(zhì)特征，分析了長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼段鉆井技術(shù)難點及相應(yīng)井段漏層特征；研究了適應(yīng)該區(qū)塊鉆井要求的鉆井液配方，通過軟件開展了氮氣注入?yún)?shù)設(shè)計，形成了長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼段充氣鉆井的技術(shù)方案。該研究為頁巖氣藏開展氣體鉆井以及防漏治漏研究提供了參考。

1 ?311.2 mm井眼段漏失特征分析

隨著頁巖氣勘探開發(fā)區(qū)域逐漸轉(zhuǎn)移，地理地貌愈發(fā)復雜，井下地質(zhì)條件橫向差異較大，井漏損失呈上升趨勢，長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼長興組-韓家店頂部鉆井井漏呈現(xiàn)多樣化和復雜化的特點。

1.1 總體表現(xiàn)漏失次數(shù)多，漏失量大

統(tǒng)計表明，長寧區(qū)塊109口井?311.2 mm井眼共發(fā)生334次井漏,累計漏失15.32×104m3，平均單井漏失量1 405.61 m3，平均單井損失時間7.95 d，累計損失時間866.54 d。其中N216H14- 3井采用密度1.32 g/cm3的鉆井液在茅口組段鉆進井漏4次，處理復雜時間達到162 h,如圖1所示。

圖1 N216H14- 3井漏失情況圖

1.2 漏失層段多、跨度大

從飛仙關(guān)中下部到韓家店頂部各個層段均有不同程度的漏失。其中，三疊系飛仙關(guān)組、二疊系茅口組及棲霞組為井漏層段，如表1所示。

表1 長寧區(qū)塊二開各層位井漏情況統(tǒng)計表

1.3 漏層和氣層并存，復雜處理難度大

茅口組、棲霞組地層為裂縫-溶洞性特征，是川渝地區(qū)主要的產(chǎn)氣層，長寧區(qū)塊個別井在此兩個層段存在氣層顯示。另外，長寧區(qū)塊龍?zhí)督M夾煤層，在低密度鉆井液條件下易垮塌。在N209H43- 3井、N209H43- 5井曾經(jīng)嘗試進行常規(guī)欠平衡鉆井治漏試驗，但由于鉆井液性能不能完全滿足井壁穩(wěn)定要求、部分氣層存在井控風險、相關(guān)配套工藝不夠完善等原因，復雜局面并未得到根本扭轉(zhuǎn)，效果欠佳。防塌、井控、井漏沖突，致長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼段復雜處理難度大，漏失問題突出尚未形成一套有效解決該地區(qū)井漏問題的方法。

2 井漏機理分析

井漏的發(fā)生與地層漏失壓力、地層破裂壓力和鉆井液動壓力有關(guān)，同時地層中存在著漏失通道和較大的足夠容納漏失液體的空間，此通道的開口尺寸應(yīng)大于外來工作液中固相顆粒的粒徑。影響地層漏失壓力的因素有：地層孔隙壓力、地層天然漏失通道的大小、形態(tài)及漏層厚度、鉆井液的流變性能、漏失層泥餅的質(zhì)量。其中，漏失壓力隨著地層孔隙壓力的增大而增高；地層天然漏失通道的大小及形態(tài)影響鉆井液在漏失通道中的流動阻力；鉆井液進入漏失通道的阻力隨著鉆井液塑性粘度和動切力的增加而增大；漏失壓力隨泥餅質(zhì)量的改善而增高。從圖2長寧區(qū)塊漏失類型圖可以看出，長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼漏失復雜中滲透性漏失和失返性漏失差異不大，滲透性漏失共計144次，失返性漏失共計115次，主要漏失層為茅口組，其次為飛仙關(guān)組和棲霞組。N216H27- 3井成像測井結(jié)果顯示該區(qū)塊茅口、飛仙關(guān)、棲霞組發(fā)育有大量的天然裂縫，如圖3所示。由此表明，天然裂縫的良好發(fā)育是造成該區(qū)塊漏失的主要原因。

圖2 長寧區(qū)塊漏失類型圖

圖3 N216H27- 3井成像測井圖

另外，長寧區(qū)塊?311.2 mm井段的龍?zhí)督M含有煤層，而且裂縫發(fā)育，屬于易垮塌層位，地層承壓能力低，堵漏成功率幾率小，復漏幾率大?，F(xiàn)有橋塞堵漏材料大多由天然植物類材料復合而成，且易崩解破碎、封門或淺層封堵。同時，天然植物類堵漏材料易在高溫環(huán)境下發(fā)生高溫變質(zhì)(如碳化、降解等)失去其力學性能，如核桃殼、麥殼以及纖維等常規(guī)堵漏材料在長時間高溫環(huán)境下易發(fā)生不同程度的碳化降解軟化的變質(zhì)特征。

采用常規(guī)堵漏方式難以有效治理井漏，堵漏作業(yè)周期長，鉆井時效低，因此考慮選用治漏效果更好的充氣鉆井工藝進行井漏治理。

3 鉆井工藝技術(shù)研究

針對長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼惡性井漏問題，2019年在N216H27- 3井進行充氣鉆井治漏，解決了?311.2 mm井眼惡性井漏鉆進難題，但充氣鉆井應(yīng)用過程中也暴露出一些問題：充氣鉆井接單根中斷循環(huán)后，恢復循環(huán)時間較長，井筒壓力波動大，影響治漏和提速效果；循環(huán)罐液面波動大，難以判斷井漏、溢流情況；測斜作業(yè)前需循環(huán)排氣、短起下鉆，耗時多?；谏鲜鲈颍琋216H27- 3井充氣鉆井周期偏長，達到了25 d。

3.1 充氣連續(xù)循環(huán)鉆井側(cè)向閥設(shè)計

側(cè)向閥采用“曲面結(jié)構(gòu)+橡膠密封”方式，具體設(shè)計思路：閥座具有第一通孔，第一通孔與閥體的中心通道連通，閥座安裝在閥體上，閥板可以通過回轉(zhuǎn)軸與閥座鉸接，扭簧套裝在回轉(zhuǎn)軸上，扭簧的一端抵壓于閥體上，另一端將閥板抵壓在閥體上，閥板與閥體之間可以形成環(huán)狀密封面，密封效果好，密封性能穩(wěn)定，閥板表面設(shè)置的橡膠層進一步增強了閥板與閥體的密封性能(圖4)。該設(shè)計突破了氣液兩相介質(zhì)高壓密封難題，解決了國外連續(xù)循環(huán)閥只能用于鉆井液鉆井的局限性。

圖4 充氣鉆井連續(xù)循環(huán)側(cè)向閥密封設(shè)計示意圖

3.2 充氣連續(xù)循環(huán)鉆井工藝

連續(xù)循環(huán)鉆井工藝主要通過連續(xù)循環(huán)閥和地面控制系統(tǒng)實現(xiàn)，連續(xù)循環(huán)閥安裝在鉆桿間隨鉆具入井，地面控制系統(tǒng)接在流體注入設(shè)備與立管之間，連續(xù)循環(huán)鉆井工藝主要通過連續(xù)循環(huán)閥和地面控制系統(tǒng)實現(xiàn)，連續(xù)循環(huán)閥安裝在鉆桿間隨鉆具入井，地面控制系統(tǒng)接在流體注入設(shè)備與立管之間，氣相和液相作為循環(huán)介質(zhì)分別通過注氣設(shè)備和泥漿泵進入地面控制系統(tǒng)?？刂葡到y(tǒng)主循環(huán)通道端口通過硬管連接至立管，形成控制系統(tǒng)正循環(huán)通道；側(cè)循環(huán)通道端口通過軟管連接至鉆臺面，與接入鉆具上的連續(xù)循環(huán)閥相連接，形成控制系統(tǒng)側(cè)循環(huán)通道；控制系統(tǒng)泄壓端口通過軟管連接至泥漿循環(huán)罐，構(gòu)成控制系統(tǒng)泄壓通道。在鉆井接立柱、起下鉆過程中通過倒換正循環(huán)和側(cè)循環(huán)通道來實現(xiàn)不中斷鉆井流體注入，維持井筒連續(xù)循環(huán)狀態(tài)，保持井底及環(huán)空壓力恒定，環(huán)空流體狀態(tài)穩(wěn)定和返出連續(xù)平穩(wěn)，從而極大提高了溢流、卡鉆等復雜問題的應(yīng)對能力。在鉆井接立柱、起下鉆過程中通過倒換正循環(huán)和側(cè)循環(huán)通道實現(xiàn)不中斷鉆井流體注入，維持井筒連續(xù)循環(huán)狀態(tài)，保持井底及環(huán)空壓力恒定，環(huán)空流體狀態(tài)穩(wěn)定和返出液體連續(xù)平穩(wěn)，極大提高了溢流、卡鉆等復雜問題的應(yīng)對能力。

3.3 充氣鉆井EM-MWD測斜工藝

同液相鉆井相比，充氣鉆井大幅加劇了鉆具的振動，易造成測量工具損壞、測量數(shù)據(jù)失真甚至無法監(jiān)測到數(shù)據(jù)。因此從徑向、軸向和測量探管三個方面對充氣鉆井用EM-MWD系統(tǒng)進行了減振設(shè)計。

3.3.1 軸向減振壓簧

壓簧配套懸掛器設(shè)計有二種尺寸。因懸掛短節(jié)內(nèi)部空間有限，壓簧采用矩形彈簧設(shè)計，以提高其剛度。?165.1 mm壓簧裝入后預壓縮15 mm，壓緊力420 kg，有效行程±10 mm，壓并力700 kg；?120.7 mm壓簧裝入后預壓縮15 mm，壓緊力360 kg，有效行程±10 mm，壓并力600 kg。

3.3.2 徑向減振扶正器

扶正器在儀器串中起到徑向扶正減振、各儀器間的機械結(jié)構(gòu)連接、電氣連接等多重功能，兩端均為4頭美制公螺紋，內(nèi)置公、母滑環(huán)各一個，可實現(xiàn)三路電氣連接。中間安裝三片銅基橡膠扶正翅，直徑與殼體相同，不減小流道面積。易沖刷的部分用橡膠保護，并可方便更換。

3.3.3 高抗振測量探管

測量探管內(nèi)部裝有三個加速度傳感器、三個地磁傳感器、一個溫度傳感器、三個振動傳感器，用于角度和振動的測量。為了應(yīng)對氣體鉆井工況探管增加了振動板，上面包括三軸振動傳感器、振動采集處理電路。電源板改為與之相配的MWD電源板。探管測量數(shù)據(jù)以FSK制式對外發(fā)送，幅度±3V，有效距離5 000 m，測量探管的電氣原理框圖如圖5。

圖5 EM-MWD高抗振測量探管原理圖

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況與效果分析

4.1 應(yīng)用井基本情況

N216H14- 5井是長寧區(qū)塊N216H14平臺的一口開發(fā)井，?311.2 mm井眼段設(shè)計井深為510～1 568 m，層位從飛仙關(guān)四段至韓家店組頂部。該平臺前期已完成了N216H14- 3井、N216H14- 4井兩口井的?311.2 mm井眼鉆井作業(yè)。從兩口井?311.2 mm井眼鉆井作業(yè)情況來看，飛仙關(guān)組采用密度1.05～1.22 g/cm3鉆井液可以正常鉆進；長興-龍?zhí)督M考慮防止煤層垮塌，鉆井液密度提升至1.30～1.38 g/cm3后井下正常；而茅口組—韓家店頂部在2口井中均有不同程度的井漏顯示，其中3井采用密度1.32 g/cm3的鉆井液在茅口組段鉆遇4次井漏，處理時間長達162 h，4井在降低密度至1.2～1.25 g/cm3后，井漏程度有所緩解。根據(jù)2口井實鉆顯示情況，即井漏嚴重、井壁穩(wěn)定且地層無強油氣顯示，N216H14- 5井在?311.2 mm井眼開展充氣鉆井現(xiàn)場應(yīng)用具備井控條件和必要性。

4.2 漏層壓力與充氣鉆井注入?yún)?shù)設(shè)計

從已完成了的兩口井N216H14- 3、N216H14- 4實施情況來看，井漏集中在茅口組-棲霞組(井段1 100～1 500 m)，對2口已鉆井實測漏層壓力系數(shù)擬合得到的N216H14- 5井的漏層壓力曲線如圖6所示。

圖6 N216H14- 5井預測漏層壓力曲線

通過Signa氣體鉆井鉆井參數(shù)設(shè)計軟件，分別以預測漏層壓力曲線上限0.85和下限1.10為目標循環(huán)當量密度進行模擬計算(圖7)，得到了N216H14- 5井推薦注入?yún)?shù),如表3所示。

圖7 N216H14- 5井充氣鉆井模擬計算

表3 N216H14- 5井推薦注入?yún)?shù)表

4.3 充氮氣鉆井現(xiàn)場試驗情況及效果

4.3.1 井漏程度得到遏制

N216H14- 5井?311.2 mm井眼充氮氣鉆井井段1 451～1 742.27 m，進尺291.27 m，同N216H14- 3井相比，盡管整體漏失量未減少，但在平臺漏層壓力系數(shù)最低(0.62)的地質(zhì)條件下，本井實施充氮氣鉆井后漏失速度從24～30 m3/h降低至5～10 m3/h(平均7.9 m3/h)，同比降低67%，復雜損失時效降低65%，達到了預期的治漏效果(圖8)。

圖8 N216H14- 5井?311.2 mm井眼治漏效果對比圖

4.3.2 提升了充氣鉆井的時效

連續(xù)循環(huán)和EM-MWD的應(yīng)用大幅減少了接立柱和測斜時間，提升了充氣鉆井時效。連續(xù)循環(huán)鉆井技術(shù)實現(xiàn)了接立柱、起下鉆連續(xù)循環(huán)，持續(xù)清潔井底，避免因循環(huán)中斷引發(fā)的井下復雜和事故，同時避免了充氣鉆井接立柱壓力波動，減少了接立柱恢復鉆進的時間(圖8)，EM-MWD的應(yīng)用實現(xiàn)了對井眼軌跡的實時監(jiān)測，確保了井身質(zhì)量，分別按照單次接立柱節(jié)約0.5 h(共計11柱)和單次短起下節(jié)約3 h(共計3次)計算，本井分別節(jié)約接立柱和測斜時間5.5 h和9 h，充氣鉆井的時效得到了提升。

4.3.3 初步形成防漏治漏鉆井模式

通過本井的試驗初步形成了上段快速鉆井+中段防塌+下段井漏治理的防漏治漏鉆井模式,即：飛仙關(guān)組采用密度1.2 g/cm3鉆井液進行快速鉆進，龍?zhí)督M防煤層垮塌提高密度至1.3 g/cm3進行鉆井液鉆進，進茅口組以后逐漸降密度至1.06 g/cm3鉆遇井漏后轉(zhuǎn)為充氣鉆進，以確保充氣鉆井能達到茅一b～棲一a段0.62～0.83壓力系數(shù)的治漏要求。

5 結(jié)論與建議

(1)長寧區(qū)塊?311.2 mm井眼茅口組-棲霞組井壁穩(wěn)定，不含硫化氫，具備實施充氣鉆井的實施條件，下步可在層段繼續(xù)推廣充氣鉆井治漏試驗，進一步驗證該區(qū)塊的上段快速鉆井+中段防塌+下段井漏治理的防漏治漏鉆井模式。

(2)EM-MWD和連續(xù)循環(huán)技術(shù)的應(yīng)用可以大幅提高充氣鉆井時效，減少井下漏失，減少沉砂卡鉆帶來的風險，同時實時監(jiān)測的井眼軌跡可以實現(xiàn)對鉆井參數(shù)和鉆具組合的及時調(diào)整，確保井身質(zhì)量符合設(shè)計要求，建議該兩項技術(shù)作為標準配套技術(shù)來進一步提升充氣鉆井的防漏治漏效果。

(3)長寧區(qū)塊茅口組-棲霞組漏層壓力系數(shù)還需要進一步試驗驗證，進一步優(yōu)化充氣鉆井參數(shù)和環(huán)空鉆井流體循環(huán)當量密度，確保更好的治漏效果，提高鉆井作業(yè)時效。