川西地区德阳1井气层段的控压钻井现场试验

2012-09-15勇黄敏荆华代

天然气工业 2012年7期

关键词：气层德阳溢流

李勇黄敏荆华代锋

1.中国石化西南石油局钻井工程研究院 2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院

川西地区德阳1井气层段的控压钻井现场试验

李勇1黄敏2荆华1代锋1

1.中国石化西南石油局钻井工程研究院 2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院

李勇等.川西地区德阳1井气层段的控压钻井现场试验.天然气工业，2012，32（7）：55-58.

四川盆地川西地区自侏罗系蓬莱镇组到三叠系须家河组碎屑岩地层压力系统复杂，流体性质也很难准确预报。为减少同一井段气层钻进的喷漏复杂风险，在川西地区的德阳1井须家河组气层段开展了控压钻井现场应用试验：通过随钻环空压力监测、地面自动节流调整回压及压力补偿等手段，实现了钻进各个工况的井筒环空压力的闭环实时监测与精确控制；应用先进的“微流量控制系统”及时对气层监测和控制溢流，气层中钻进用微流量控制系统发现溢流比录井提前了21 min；通过控压钻井系统自动增加井口回压来平衡地层压力，实现了钻进各个工况的井底恒压。该系统的成功应用为复杂地层钻进积累了经验。

四川盆地西侏罗纪三叠纪碎屑岩压力系统微流量控制系统控压钻井现场试验

控压钻井（MPD，Managed Pressure Drilling）作为一种新的钻井技术，利用欠平衡钻井的设备和技术［1－4］，改变钻井液排量、回压等参数，选择合适的多相流数学模型，利用水力学的严格推理与计算，保证井筒环空与井底压力的精确控制，能够方便快速调节环空钻井液当量循环密度，使井底压力恒定在一定范围之内，降低或避免钻井过程中的复杂问题［5－6］，减少非生产作业时间（NPT）。

对四川盆地川西地区深层致密砂岩气藏而言，气体钻井的应用受到限制；过平衡屏蔽暂堵存在低效甚至是无效的问题（尤其是在以微裂缝为主要渗流通道时）；欠平衡钻井又存在控制难度大，风险大，隐性正压差伤害等问题。为此，MPD技术所具有的压力监测、控制优势，促使我们在本地区开展该技术应用试验。

1 常规钻井面临的难题

川西地区深层致密碎屑岩富含十分丰富的天然气资源，从侏罗系蓬莱镇组到三叠系须家河组都存在不同厚度和性质的气层，但是，特殊复杂的工程地质条件导致钻井工程技术面临诸多困难，多年来的实践经验表明：地层压力系统复杂和流体性质很难准确预报，由于有限的套管程序不可能将可能遇到的复杂层段完全封隔开，这就使得同一裸眼内同时存在两个或多个相互矛盾对立的工程地质问题，不可避免地出现喷、漏、塌等复杂情况，给常规钻井工艺带来极大的困难。

德阳1井位于四川省广汉市金轮镇桂花村8组，是川西新场构造上的一口以须家河组二段为主要目的层，兼探须家河组四段的预探直井，设计井深5 900 m，完钻层位：上三叠统小塘子组。

2 现场试验及效果

2.1 施工作业准备情况

2.1.1 人员准备情况

控压钻井监督1名、控压钻井工程师2名、控压操作人员4名。进场前进行井场实地考察，开展控压钻井施工方案、技术措施的讨论等，并进行控压技术交底和控压钻井作业培训等。

图1 德阳1井井身结构图

2.1.2 设备准备情况（表1）

2011年7月8日19：00井队下钻至井深5 220 m，控压作业队开始对井口旋转防喷器、管线等按标准试压合格（图2），接着进行套管内测试作业，这也是控压作业前必不可少的一道工序，其目的是检查流通线路、检验传感器的灵敏度、熟悉控压作业流程、检验泵效、对井队及作业人员进行控压前的各种工况培训等。最后，钻井队开始钻水泥塞，利用钻水泥塞的时间，逐步调整钻井液性能，达到控压钻井施工设计钻井液密度要求，设备运行正常，符合控压钻井开钻要求。

2.2 控压钻井作业

2011年7月1—20日，由西南石油局钻井工程研究院和四川钻井分公司共同组织下，微流量精细控压钻井技术在德阳1井开展了现场施工，先后完成了控压钻进、起下钻、接单根、井涌监测等多种控压工况作业。微流量控压钻井系统现场作业240 h，系统运行正常、稳定、无故障，实现了恒定井底压力和微流量自动控制，及时监测并控制了溢流等复杂，施工作业井段5 303.5～5 362 m，平均机械钻速0.81 m／h，施工过程中未出现井下复杂和增加非生产作业时间，实现了安全钻井作业，圆满完成了预期作业目的。

表1 德阳1井控压钻井设备及参数表

图2 控压钻井作业流程图

2.2.1 正常控压钻进和接单根作业

正常控压作业过程中，采用进口钻井液密度12.34～12.51 ppg（1.48～1.50 g／cm3），井口施加回压100～150 psi（0.70～1.00 MPa），井底测量的当量循环密度12.67～12.91 ppg（1.52～1.54 g／cm3），井底压力11 267 psi（77.68 MPa），维持井底压力恒定条件下钻进作业。

接单根时，停钻井泵，开启回注泵提供一定的排量，调整节流阀开度，提高井口回压至500～600 psi（3.45～4.14 MPa），补偿正常钻进作业过程中的循环摩阻和压降，保证了接单根工况时井底压力的恒定，如图3所示。

2.2.2 控压取心作业

2011年7月14日3：00下取心工具至5 015 m，开泵循环并将钻井液密度从起钻前压井当量密度13.17 ppg（1.58 g／cm3）降低至钻井设计值12.34 ppg（1.49 g／cm3）。

从图4可以看出，在钻井液密度降低至13.01 ppg（1.56 g／cm3）之前，井底压力随钻井液密度降低而降低，当钻井液密度降低至13.01 ppg（1.56 g／cm3）之后，随着井口回压的降低，井底压力基本保持稳定（79 MPa），数据采集控制系统显示和控制性能稳定。取心井段为5 320～5 325 m，取心进尺为5 m，至7月14日12：40，取心钻进结束，开始循环割心，取心收获率为100%。

图3 接单根维持井底压力恒定界面图

2.2.3 溢流监测并点火

控压钻井作业过程中，微流量监测系统自动监测到多次溢流，如图5所示溢流报警，图左检测出口流量、密度（红线）偏离，SBP套压上升，说明出现溢流。

7月15日，控压钻进至井深5 320 m时，自动监测到溢流并报警，作业过程中，井口回压自动调整至最高800 psi（5.51 MPa），微流量自动监测系统监测到出口溢流量为0.1 m3（27 gal），准确发现了压力平衡点11 924 psi（82.21 MPa），相当于钻井液密度1.55 g／cm3。

为保障设备和作业安全，避免井口长期承受高压，循环并逐步调整钻井液密度从12.51 ppg（1.50 g／cm3）提高至12.76 ppg（1.53 g／cm3），维持井口回压1 MPa继续控压钻进。图5为系统监测发现溢流并自动控制过程中，循环出流体经气液分离器后，排气管线点火燃烧情况。

通过微流量自动监测与录井监测发现溢流对比，较录井仪器早21 min，真正做到了及时发现溢流。