义171-斜16VF井钻井技术探索与实践

何良泉

(中国石化胜利石油工程有限公司渤海钻井公司，山东东营 257200)

1 义171-斜16VF井基本情况

义171-斜16VF井是济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷中部断阶带义171-1井区的非常规新区产能建设井，钻探目的是开发渤南油田义171-1块沙四上油藏，完钻层位为沙四下。该井设计井深

3 973.59.m，二开技术套管下深2 600 m，三开钻遇沙一段至沙四段下部地层，设计钻井液密度范围为1.20～1.85 g/cm3，钻井液类型为聚(磺)润滑防塌钻井液体系。渤南地区沙河街组地层岩性主要为泥岩、膏泥岩、砂岩、页岩，其中沙一段以灰色泥岩、灰质油泥岩间互层，底部以灰褐色油页岩、油泥岩为主夹生物灰岩及薄层白云岩，沙四上主要发育膏泥岩、泥岩，而目的层主要为不等粒长石岩屑砂岩、砂质泥岩不等厚互层构成的低孔特低渗油藏[1-2]。据资料显示，已钻井中井漏少有发生，且堵漏较易成功。但在义171-斜16VF井钻井过程中发生的开泵漏停泵涌现象，使得钻井施工复杂化，多次堵漏均未成功。

该井三开钻进至3 502 m时钻遇高压层，全烃值达100%，随后循环加重，全烃值下降至10%。钻进至3 556 m时，槽面见显示，并出现井涌情况，随后开始节流循环加重，后发生井漏，漏速12 m3/h。在加入随钻堵漏剂与屏蔽暂堵剂提高地层承压能力后，稳定循环2小时后，又开始出现漏失，而当停泵后出现“井涌”现象。初步判断为钻井液密度高，而上部地层承压能力较弱，下部地层高压，压力矛盾突出，打算先堵漏后压井。随后分别采用随钻堵漏剂与桥堵钻井液循环，未见明显效果。之后采用堵漏钻井液，关封井器蹩压堵漏以提高地层承压能力的方法均无功而返。

2 钻井难点及原因分析

2.1 钻井难点

本井设计技术套管封堵东营组2 600 m以上渗透性强的地层，而沙一段砂层发育，地层渗透性强，沙三段与沙四目的层段地层均异常高压，邻井义171井沙四上(3 490～3 539 m)地层压力为60.17 MPa，地层压力系数为1.71，压力矛盾凸显，安全窗口窄。在井眼内流体与井壁间力学平衡被破坏的情况下，这种平衡很难维持和保证，特别是复杂发生后采用多种方法堵漏压井后，循环漏失停泵外溢现象仍未得到改观，防喷防漏难度高[3]。

2.2 原因分析

(1)地层条件是压力窗口窄的本质原因。渤南地区深井客观的地质条件导致了致密地层高破裂压力，而义171区块位于断层附近，裂缝比较发育，容易引起低漏失压力，加上目的层高压油气层的存在，地层孔隙压力、漏失压力接近，钻井液密度窗口很窄，容易引起喷漏共存复杂情况的发生。本井中由于沙一段地层存在弱结构层，承压能力低，其破裂压力与漏失压力接近。在高密度钻井液下，循环压力超过该低压地层的承压能力时极易憋裂撑开低压地层，且该地层无连续的裂缝性通道，从而在井壁上形成一定容量的封闭性裂缝。当正压力敏感时通常会引起该裂缝的重新开启，导致井漏发生；负压力敏感时则出现外溢。

(2)环空循环压耗过大是导致上部地层井漏的直接原因。本井喷漏之前使用的高密度钻井液的高粘切在保证了井眼清洁和重晶石悬浮的同时，也导致了井眼中大量的环空摩擦损失。由于裂缝已被憋开，在后续循环时，环空循环阻力作用于此处，当大于其承压能力时，致使裂缝再次开启，再次发生钻井液漏失；钻井液停止循环时环空循环阻力消失，裂缝再次闭合，再次发生外溢。因此，如何提高地层承压能力，减少环空循环压降，降低安全压力窗口扩展程度是本井钻井液技术的关键。

(3)前期堵漏失败的原因分析。在堵漏作业时，由于前期高密度钻井液已经将承压能力低的地层憋裂，且其为无延伸通道的封闭空间，堵漏材料在裂缝中无法实现架桥、充填堵塞。当进一步关井憋压时，由于压力过高，只能将原井漏裂缝开口撑大，封闭范围延伸。当压力释放时，裂缝闭合，堵漏材料随钻井液一同被闭合的裂缝挤出，井口出现外溢现象，所以堵漏不成功。

3 钻井技术措施及效果

3.1 技术思路

根据前期喷漏情况及地质显示分析，义171-斜16VF井漏层为沙一段油页岩，埋深约为2 750 m。义171区块邻井测试油藏压力系数大多为1.72，仅一口井达到1.76。因此，下部施工作业过程中，当静止当量密度达到1.82～1.83 g/cm3后，井控风险可明显降低；同时，在漏失量控制在合理可控范围内时，采取边漏边钻进直至完井[4-5]。

钻进作业时钻井液密度维持在1.78～1.80 g/cm3，通过优选钻井参数和水力参数，在保证环空清洁的情况下，通过控制排量和调整钻井液流变性的方式降低循环压耗和井下漏层位置的循环当量密度。起钻时通过打入高密度钻井液，使储层当量密度维持在1.82～1.83 g/cm3，压稳高压油气层。通过以上施工措施，解决钻进与静止工况下井底压力的控制，以达到完井的目的。

3.2 技术措施

(1)边漏边钻钻井液中维持锯末与纤维等材料含量在2%～3%。

(2)调整钻井液性能，降低循环压耗。提高钻井液中坂土含量，补充密度1.15～120 g/cm3坂土浆20～30 m3，提高钻井液造壁能力；利用硅氟调整油气侵钻井液性能，保持钻井液良好的流变性，降低循环压耗。

(3)采用常规钻具组合：钻头+欠尺寸扶正器+钻铤+回压凡尔+欠尺寸扶正器+加重钻杆+钻杆，每钻进150～200 m及时进行短程起下钻刮拉井壁畅通井眼，预防钻井液中因堵漏材料及钻屑等固相颗粒粘附井壁造成井壁不干净，引起卡钻等复杂情况发生。

(4)钻进时钻井液密度维持在1.78～1.80 g/cm3，钻井液性能保持低粘切，同时提高钻井液携岩能力，降低钻进过程中活性岩屑对循环压降的影响，保证井眼清洁；同时补充屏蔽暂堵剂与双膜承压材料，提高地层的承压能力和漏失压力。钻进中适当混入原油，提高钻井液的润滑性能，并加强振动筛、除泥器、除砂器、离心机等固控设备的使用，控制循环钻井液的固相含量，控制合理的钻井液流变性能，从而降低循环压降。

(5)起钻时在漏层处打入密度为1.95 g/cm3的钻井液重塞，使井底当量密度维持在1.82～1.83 g/cm3，严格遵守钻井液加重操作规程，预防因密度差过大引起上部地层漏失；下钻时为防止重塞钻井液循环至漏层以上诱发井漏，采用分段循环的方式顶出高密度钻井液。工程上严格操作规程，控制起下钻和开泵速度，严防过大的激动压力引起井漏。

(6)钻开高压油气层之前，加强监控与材料储备工作，检查井控装置，基于邻井油层压力估算，以动压力控制井底压力，达到控压钻井的目的。

3.3 应用效果

根据上述施工措施，义171-斜16VF井在后期的施工作业中使用常规钻具组合边漏边钻进，低钻压高转速，在机械钻速获得解放的同时，通过调整钻井参数和钻井液性能达到控制窄压力窗口层位的目的实现完井，整个施工过程漏失量均控制在合理范围内。全井钻井周期仅29天13小时，平均机械钻速10.52 m/h，其中窄压力窗口复杂发生后钻进施工395 m，机械钻速达到4.77 m/h。

4 结论与建议

(1)对于漏失量处于可控范围内的开泵漏停泵涌现象的窄压力窗口施工中，可不实行堵漏作业，而采用边漏边钻进施工方式。实践表明，钻进和起下钻作业均未受其影响。

(2)优化井身结构调整循环压降；建议该区块后续施工井二开技术套管尽量封堵住承压能力较弱的沙一段，以降低井下复杂情况发生的风险。

(3)优化钻井液性能，控制合理的钻井液密度和流变性降低环空循环压耗，是窄压力窗口施工的关键技术所在。

(4)钻开异常高压层位前随钻加入屏蔽暂堵和双膜承压材料，采用承压防漏方式以提高上部裸眼井段承压能力，尽可能将喷漏共存复杂情况转化为只喷不漏或只漏不喷，降低复杂处理难度。

(5)堵漏材料尽量能随用随配，其堵漏效果更佳。堵漏材料的堵漏流体一般为水基，两者相混后必然冲稀堵漏剂，再加上长时间浸泡，其黏度必然下降，堵漏材料易流走，也更难滞留堆集在漏层入口附近，另外其凝结强度也将大大降低，难以支撑较大循环压差的破坏作用，容易导致堵漏失败。

[1] 徐兴友，徐国盛，秦润森.沾化凹陷渤南洼陷沙四段油气成藏研究[J].成都理工大学学报(自然科学版)，2008，35(2)：113-120.

[2] 宫秀梅，金之钧.渤南洼陷深层油气成藏特征及主控因素[J].石油与天然气地质，2005，25(4)：473-450.

[3] 刘四海，崔庆东，李卫国.川东北地区井漏特点及承压堵漏技术难点与对策[J].石油钻探技术，2008，36(3)：47-51.

[4] 郝惠军，田野，贾东民，等.承压堵漏技术的研究与应用[J].钻井液与完井液，2011,28(6)：14-16.

[5] Mart M D. Managed pressure drilling techniques and tools[D]. Texas A & M University, 2006.