欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

于 洋刘晓民黄河淳朱 峰

（1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253000；3.中国石油新疆油田公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000）

欠平衡钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用

于 洋1刘晓民1黄河淳2朱 峰3

（1.中国石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253000；3.中国石油新疆油田公司风城油田作业区，新疆克拉玛依 834000）

塔河油田托甫台地区奥陶系碳酸盐岩储层安全压力窗口窄，储层以裂缝、缝洞为主，钻井中易漏、易涌。TP127H井是该区一口碳酸盐岩超深水平井，钻至井深6 914.39 m，漏失钻井液量1 538.67 m3，水平段钻进钻遇多个溶洞，为安全顺利钻至设计井深，对该井实施了欠平衡钻井工艺。论证了该井欠平衡钻井的可行性，分析了欠平衡钻井技术的钻井液密度、井口控制压力和井底压力，研究成果应用于TP127H井欠平衡钻井施工中。应用结果表明，该技术有效地解决了TP127H井漏失难题，对同类油藏的钻井施工提供了借鉴。

欠平衡钻井；碳酸盐岩；超深水平井；欠压值；井底压力

塔河油田主力油藏为奥陶系碳酸盐岩油藏，以灰岩为主，溶洞、溶孔及裂缝较发育。由于储层连通性好，对钻井液密度很敏感，该类地层安全压力窗口窄（0.02～0.04），易漏、易涌，采用常规钻井技术钻进碳酸盐岩地层时，70%以上的井发生井漏，甚至发生严重井漏［1］。TP127H井是塔河油田托甫台区块一口碳酸盐岩超深水平井，埋藏深，温度高，目的层为奥陶系一间房组，设计井深7 298.21 m，水平位移689.52 m，该井水平段长，预测将钻遇多个裂缝或溶洞井段，常规钻井技术已无法解决既漏又涌难题，采用欠平衡钻井，在钻井过程中保持钻井液液柱压力低于地层孔隙压力，既可解决井漏难题，又可有效控制井涌。因此，对TP127H碳酸盐岩超深水平井采用液相欠平衡钻井工艺。

1 欠平衡钻井可行性

托甫台区块奥陶系油藏地层压力稳定，属于正常压力系统，能够保证欠平衡钻井井控安全。储层岩性为灰岩，地层稳定性较好，根据塔河油田钻井实践，奥陶系扩径率小，井壁不易坍塌，可以满足欠平衡钻井井壁安全需要。

TP127H井为超深水平井，对测量仪器要求较高，欠平衡钻井采用液相钻井液体系，钻井液中无泡沫、气泡，不影响测量信号传输，对测量仪器无影响，可以确保定向工艺顺利实施。

该井钻至井深6 914.39 m，进行连续油管测试作业，测试井段6 555.6～6 914 m，测试期间未见H2S，可以保证欠平衡钻井安全施工。

2 钻井液密度及井口控制压力、井底压力计算

钻井液密度［2-4］确定见下式

式中，ρm为钻井液密度，g/cm3；pp为地层压力，MPa；Δp为欠压值，MPa；paf为环空压耗，MPa；pbp为井口控制压力，MPa；h为垂深，m。

为降低泵、井口旋转防喷器及节流管汇等设备的负荷，增加井控的可靠性，欠平衡钻井钻井液排量不宜过大，流动状态以层流为主。因此可按式（2）计算环空压耗

式中，τy为屈服值，pa；μp为塑性黏度，mPa·s；L为钻柱长度，m；Q为排量，L/s；Dh为井眼直径或套管内径，mm；Ds为钻杆或钻铤外径，mm。

计算井口控制压力

式中，pas为环空静液柱压力，MPa；pu为井底欠压值，MPa。

计算井底压力

3 欠平衡钻井欠压值确定及压差控制

3.1 欠平衡钻井欠压值确定

根据钻井相关规范要求，动态欠压值小于孔隙压力与坍塌之差。依据塔河油田钻井实践、TP127H邻井地层压力测试报告及地层压力预测软件（drillworks），预测TP127H井奥陶系储层压力当量密度范围1.08～1.10 g/cm3。

按照井口回压为零、井深7 298.21 m计算，井内钻井液不同密度在对应的地层压力系数下的动负压值和静负压值如表1所示。

表1 不同钻井液密度下的负压值计算结果

碳酸盐岩储层安全密度窗口窄，易漏、易涌，欠压值不宜过大。从表1可看出，为确保控制循环压力当量密度在安全窗口内，动压差值选择0～2 MPa，尽可能减轻井漏，在微涌状态下实施欠平衡钻进。

3.2 欠平衡钻井压差值控制原则

对于液相欠平衡钻井，通过井口回压控制压差，依据不同情况其控制措施有：（1）按井底常压法，平稳操作节流阀控制井口回压，确保欠平衡压差满足设计要求，回压宜控制在3 MPa之内，若超过3 MPa需提高钻井液密度，每次以提高0.02 g/cm3（井底欠压值减小1 MPa左右）为准；（2）一旦发现溢流，及时求取地层压力，根据压力情况调整井口回压或者钻井液密度，使井底欠压值保持在设计范围之内；（3）在欠平衡钻井井口有回压的情况下，须有专人巡回检查地层流体在地面流经路线是否存在泄漏现象，一经发现立即组织整改；（4）当回压超过7 MPa时或井内出气严重，液气分离器压力超过其额定压力的50%时必须调整钻井参数，当井口回压降至安全压力时再继续钻进；（5）过大的井底负压差易造成井壁失稳或井口压力过大等，应适时通过调节节流阀保持立压不变，从而控制井底欠压值不变；（6）钻进时必须以保证井控安全为第一原则，在未与大气接触之前所含H2S浓度等于或大于75 mg/m3，或者自井内返出的气体，在其与大气接触的出口环境中H2S浓度大于30 mg/m3，应立即中止欠平衡钻进，转为近平衡钻进。

3.3 利用立压值控制压差

井底负压值波动大小决定井底是否处于负压状态，可以用实测立管压力波动值判断和分析井涌情况，并且可以通过调节节流阀保持立压不变，从而保证对井底负压差的控制。

由于 欠压值= 地层压力+ 喷嘴压降+ 管内摩阻- 管内液压- 立压，当排量和入口钻井液性能不变时，喷嘴压降、 管内摩阻、 管内液压、 地层压力为常量，设K= 地层压力+ 喷嘴压降+ 管内摩阻- 管内液压，则欠压值=K-立压。也就是说，钻井液排量不变时如果泵压下降，则井底欠压值按同值增加，反之如果泵压上升，则井底欠压值按同值减少。因此，当随钻油气产量或气体滑脱上升时，靠调节节流阀使泵压保持不变即可保持井底欠压值不变［5-9］。

4 欠平衡钻井井口装置及循环流程

4.1 井口装置

Ø339.7 mm×Ø244.5 mm（34.5）MPa套管头+钻采一体化四通+变径法兰BX158（105MPa）/BX159（69 MPa）+双闸板BOP（全封、Ø127 mm半封）+单闸板BOP（Ø139.7 mm半封）+环形BOP+旋转防喷器（静压35 MPa/动压17.5 MPa）。

4.2 欠平衡钻井循环流程

无溢流钻进时钻井液循环流程：钻井液泵→立管→方钻杆→钻具内→环形空间→旋转控制头→高架槽→振动筛→循环罐→钻井液泵。

欠平衡钻进时钻井液循环流程：钻井液泵→立管→方钻杆→钻具内→环形空间→钻井四通→欠平衡用节流管汇→液气分离器→撇油罐→振动筛→循环罐→钻井液泵。

灌钻井液循环路线：钻井液泵→反循环压井管线→钻井四通→环形空间→钻井四通→钻井节流管汇→液气分离器→撇油罐→振动筛→循环罐→钻井液泵。

反循环压井流程（投球打开旁通阀后）：钻井液泵→反循环压井管线→钻井四通→环形空间→钻具内→方钻杆→立管→钻井节流管汇→液气分离器→撇油罐→振动筛→循环罐→钻井液泵。

5 应用分析

TP127H井钻至井深6 914.39 m，期间已累计漏失钻井液1 538.67 m3，距完钻井深还有383.82 m。为减少井漏风险，对6 914.39～7 298.21 m井段实施欠平衡钻井（表2、表3）。

表2 TP127H井井身结构数据

表3 TP127H井欠平衡井段钻具组合

5.1 欠平衡钻井施工简况

设备安装试压合格后，下钻至6 914.39 m开始复合钻进，以设计密度低限为第1循环周，钻井液密度1.04 g/cm3，井内无溢流，故未进行欠平衡流程。

复合钻进至7 063 m，钻时异常，发现溢流，转入欠平衡钻井流程，转入欠平衡流程期间内，总共溢流7.6 m3。转入欠平衡流程后，加回压2 MPa，发现井漏，之后把节流阀全开，回压为零，发生溢流，把回压加到1.7 MPa，井内压力平衡。检测到可燃气体后使用自动点火装置在火炬口点火，火焰最高1 m，均高0.5 m，最宽处0.5 m，明黄色有黑烟。此时进口钻井液密度1.04 g/cm3，出口密度1.03 g/cm3，之后对钻井液进行加重，至入口钻井液密度1.08 g/cm3，出口密度1.07 g/ cm3，此时回压1.3 MPa，井内压力平衡。

井口带回压进行钻进，回压保持为1.5～2 MPa。地层压力窗口较窄，低于1.5 MPa即发生井涌，高于2 MPa则可能发生井漏，通过不断调节节流阀开度来保持井口回压，保证了正常钻进的进行。

继续钻进，钻井液密度为1.08 g/cm3，钻进时附加回压5～5.5 MPa才能够平衡地层压力，原因是井筒内有起下钻所产生的后效气体。4次在火炬口引燃液气分离器分离出的气体，火焰高度最高1.5 m，均高0.5 m，淡黄无烟。后效气体排除后，回压有所下降，在4～4.5 MPa之间达到平衡。为降低井控风险，保证安全钻进，之后逐渐增加钻井液密度到1.10 g/ cm3，回压降低到2～2.5 MPa之间。直至钻至设计井深7 298.21完钻。

5.2 数据分析

如图1，多数时间回压控制在1～3 MPa以内，中间有一段时间由于钻井液内混有气体致使井内压力降低，为平衡地层压力，控制回压为4～5.5 MPa，超过设计的3 MPa，经过加重钻井液后，回压回落到1～3 MPa以内，降低了井控风险，同时也满足了钻进需要。

图1 实测回压值曲线

根据式（4）计算井底压力及负压差，见图2。

图2 计算井底压力曲线

该井井底负压差控制在设计范围内，通过调节节流阀控制回压使井底处于“不漏”状态，井底欠压值基本维持在0.4～1 MPa，保证了顺利钻进。

如图3，立管压力波动值在0.8 MPa以内，负压差值波动低于0.8 MPa，小于计算负压值 ，欠平衡钻井过程中处于负压状态。

图3 立管压力曲线

如图4，该井欠平衡井段机械钻速略高于TP111CH井及TP111井，比TP131H井较慢，主要是该井为解决地层易漏、易涌问题而实施的欠平衡钻进，地层负压值不高，所以提速效果不是非常明显。

图4 TP127H井欠平衡段机械钻速与邻井对比

6 结论

（1）TP127H井为碳酸盐岩超深水平井，埋藏深，井温高，安全密度窗口窄，使用欠平衡钻井取得了较好效果，确保该井水平段钻进顺利完钻。

（2）欠平衡钻井中许多因素都可能导致井底丧失欠平衡条件，对于井底压力的合理控制至为重要，根据两套切实可行的控制方法，计算和控制井底压力具有可行性。

（3）井口回压下调过大则涌，上调过大则漏，根据该井欠平衡钻井实践，推荐托甫台地区奥陶系储层液相欠平衡钻井欠压值控制在0.5 MPa。

（4）在漏失地层中钻进，不能只考虑堵漏，应首先考虑选用欠平衡钻井技术，这对于保证钻井安全施工、防止储层污染具有常规钻井不可比拟的优越性。

［1］曾义金.塔北地区碳酸盐岩储层欠平衡压力钻井技术［J］.石油钻探技术，2001，29（2）：7-9.

［2］尹爱华，张以明，徐明磊，等.华北油田深潜山欠平衡钻井技术［J］.石油钻采工艺，2009，31（2）：6-8.

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［5］杨虎，鄢捷年.欠平衡钻井中钻井液密度的确定与控制方案［J］.石油钻采工艺，2003，25（6）：5-9.

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［9］朱宽亮.南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践［J］.石油钻采工艺，2013，35（4）：17-21.

（修改稿收到日期 2013-12-23）

〔编辑 薛改珍〕

Application of underbalanced drilling technology in ultra-deep horizontal well (TP127H well) of carbonate reservoirs

YU Yang1,LIU Xiaomin1,HUANG Hechun2,ZHU Feng3
（1.Research Institute of Engineering Technology,SINOPEC Northwest Oilfield Company,Urumqi830011,China;2.Shelfoil Petroleum Equipment &Services Co.Ltd.,Dezhou253000,China;3.Fengcheng Field Operation District,Xinjiang Oilfield Company,CNPC,Karamay834000,China）

The Ordovician carbonate reservoir in Tuoputai Area of Tahe Oilfield,the safety pressure window is narrow,the reservoir is dominated by caves and fractures and it is easy to cause lost circulation or kicking.TP127H well is an ultra-deep carbonate horizontal well in this area,which is drilled to the depth of 6914.39 meter with leakage of 1 538.67 m3.Several dissolved caverns were met during horizontal drilling.To drill to the design depth successfully,under-balanced drilling is performed for this well.This paper discusses the feasibility of under-balanced drilling of this well;analyzes the density of drilling fluid,wellhead control pressure and bottom hole pressure in the under-balanced drilling;and the achievements are applied in under-balanced drilling of TP127H well.The results of application show that the technology is able to solve problem of lost circulation of TP127H well and also to provide references for drilling in the similar reservoirs.

underbalanced drilling;carbonate;ultra-deep horizontal well;underpressure value;bottom hole pressure

于洋，刘晓民，黄河淳，等.欠平衡水平钻井技术在碳酸盐岩超深水平井TP127H井中的应用［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：29-32.

TE242

：A

1000-7393（2014）01-0029-04

10.13639/j.odpt.2014.01.008

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“碳酸盐岩缝洞型油藏钻井技术完善与推广”（编号：2011ZX05049-02-02）。

于洋，1982年生。2006年毕业于东北石油大学石油工程专业，2009年获中国石油大学（北京）油气井工程专业硕士学位，现主要从事钻井技术与工艺研究工作，工程师。电话：15276737086。E-mail：tuojiangniu@126.com。