湿沥青地层控压钻井技术先导试验及效果评价

郭京华，张华卫，黄河福，庞小旺

(1.中石化石油勘探开发研究院，北京 100083;2.中国石油大学，北京 102249;3.中石化石油工程技术研究院，北京 100101;4.中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100029)

引 言

深井不规则沥青地层钻井面临着严峻挑战，在墨西哥湾深海油田，沥青蠕动造成了多口井井眼报废［1－2］，在伊朗 Y油田，严重的湿沥青侵入、硫化氢侵和钻井液漏失共存，先后导致3口井工程报废。为解决湿沥青地层出现的钻井问题，伊朗Y油田引进了控压钻井技术，S3井的先导试验表明，控压钻井技术提供了安全可靠的井口屏障，可以实现不停钻处理沥青侵入和硫化氢侵入，完成常规钻井技术难以继续的钻井作业，取得了很好的应用效果，为同类地层的安全高效钻井提供了新的思路。

1 控压钻井技术难点

1.1 地质状况复杂，钻前很难精确设计施工压力窗口

Y油田中生代白垩纪K地层岩性主要为灰岩，间或发育半固态或液态的湿沥青。K地层湿沥青的储集空间为孔洞、溶洞或裂缝，由于储集空间足够大，溶洞和大裂缝中的“沥青岩”本身会承担一部分上覆岩石压力。独特的地质特征和复杂多变的力学因素，决定了湿沥青侵入井眼的机理非常复杂，除了常规油气侵入外，还存在置换或蠕动侵入［3－5］。

K地层钻井资料表明，不存在湿沥青地层的井，钻井液密度值保持在1.35～1.37 g/cm3之间，井眼状况就非常稳定。钻遇湿沥青地层的井，地层压力系统比较紊乱，钻井液漏失与湿沥青侵入频繁发生，钻井液密度在1.37～1.72 g/cm3之间反复尝试，但无法找到漏失与沥青侵入之间的平衡点。邻井钻井液密度对湿沥青地层钻井参考价值小，钻前很难精确设计施工压力窗口，需要揭开湿沥青地层后根据情况适时做出调整。

1.2 湿沥青破坏钻井液流变性能，钻井循环压耗波动范围大

不论何种钻井方式，环空循环压耗的变化都可以引起井底压力的变化。环空压耗的数值与环空流体的性质、流态和流变参数有关［6］。受侵入井眼的湿沥青影响，钻井液流变性能和流态都可能发生剧烈的变化，造成环空压耗大幅度波动，增加控压操作难度，降低控压调节精度。

1.3 井漏井涌共存，井控与防硫化氢风险高，处理难度大

Y油田是高含硫油田，钻井液漏失与湿沥青侵入、硫化氢侵入并存，使钻井作业面临着极高的安全风险，处理难度大。F13井为处理沥青侵入和井漏，经过25次压井和堵漏作业(包括打水泥12次)，多次变换钻井液密度，采用了多种堵漏技术，试图建立正常循环，都先后失败，最后被迫在远离湿沥青的浅层井眼回填。钻井期间共漏失钻井液5289 m3，注入不同配方水泥浆200 m3，返出液态沥青近7000 m3，硫化氢含量最高为40000 mg/L。

2 控压钻井技术方案

2.1 井身结构优化

根据K地层的复杂地质状况，对井身结构做了适当调整，对潜在湿沥青地层进行固封(表1)。由表1可知，井身结构优化后，一开井眼扩大，Ø244.5 mm套管下至S储层底部，K地层上部所有的低压层都用套管固封，提高了井眼承压能力。与优化前比较，裸露湿沥青地层的井眼长度由2362 m降低至373 m，地层压力系数单一，有利于辨别井下复杂情况，及时采取应对措施。

表1 井身结构优化前后数据对比

2.2 控压钻井关键设备

控压钻井设备包括旋转控制装置(旋转控制头)、节流控制系统、液气分离系统、井下钻具浮阀(单向阀)等［7］。旋转控制头是控压钻井的关键设备，由底座、轴承总成、胶心、旁通阀和动力站等部分组成。轴承总成与底座之间靠一个高压动密封组件来实现旋转密封。胶心是密封钻具与井眼之间环形空间的主要部件，所用钻杆为带18°坡度接头的对焊钻杆，以降低起下钻作业对胶心的伤害。Y油田选用的旋转控制头为SLXFD35－35型，主要参数:高度为1.78 m，动态(旋转)时额定压力为17.5 MPa，静态时额定压力为35.0 MPa，额定转速为100 r/min。旋转控制头与常规防喷器配套使用，S3井井口装置从下到上的顺序为:套管头+FS35－70钻井四通+FZ35－70变径闸板+FS35－70钻井四通+2FZ35－70双闸板+FH35－35环形防喷器+SLXFD35－35旋转控制头。

2.3 钻井液技术措施

采用混柴油盐水钻井液体系，加入0.2% ～0.5%除硫剂，提高钻井液防沥青污染能力和防硫化氢能力。发生湿沥青侵入后，利用机械清除、固相吸附、排放、置换、乳化分散等多种工艺技术措施，维护钻井液性能稳定［8－9］。

2.4 控压钻井施工方案

2.4.1 控压钻井方案

控压钻井的钻井液循环路线为:钻井泵—立管—钻柱—环空—节流管汇—液气分离器—震动筛—循环罐。接立柱时的钻井液循环路线为:钻井泵—压井管汇—四通—节流管汇—液气分离器—震动筛—循环罐。钻进过程中对环空施加不超过5.0 MPa的回压，接立柱施加的回压等于钻进时的环空循环压耗和钻进回压之和，保持井底压力恒定。

2.4.2 控压处理井涌方案

发现井涌后，观察环空回压变化和地层流体(湿沥青、天然气、硫化氢)返出情况，判断是否发生恶性置换侵入或漏失，若井下没有此类复杂情况发生，可以边控压钻井边逐步提高钻井液密度，待进出口钻井液密度平衡后，转换为常规钻井作业方式，如果进出口密度始终不平衡，密度差值在0.10 g/cm3以内，并且继续加重对缩小进出口密度差值的作用不大，可维持控压钻进方式。

2.4.3 加压泥浆帽强钻方案

若井下发生漏失或恶性置换侵入，地层流体会大量涌入井眼，使用旋转控制头作为井口安全屏障，进行强行钻穿K层作业。强钻过程中，若循环失返，硫化氢浓度超标，湿沥青侵入量很大，则钻进期间完全关井，泵入钻柱的钻井液作为牺牲液，携带岩屑进入地层裂缝或者溶洞，同时经压井管汇向环空注入高黏、高密度抗硫泥浆，形成“泥浆帽”降低硫化氢风险，并控制地层流体侵入量，钻进过程中观察泵压和套管压力的变化，对井下情况进行判断［10］。

2.4.4 起下钻方案

起钻前，可依情况提高钻井液密度平衡地层压力，泵入高密度段塞浆或过胶心起下钻作业。

3 现场应用与效果评价

3.1 现场应用简况

S3井是报废湿沥青井F13井的替代井，井口与F13井相距400 m，钻遇湿沥青的可能性非常大，选择作为控压钻井的先导试验井。四开前，安装控压钻井设备，采用简化的钻具组合:Ø212.7 mm PDC钻头+浮阀+MPD单流阀+Ø165.1 mm钻铤 ×3根 +Ø127.0 mm加重钻杆 ×8柱 +Ø165.1 mm震击器+Ø127.0 mm加重钻杆×1柱+Ø127.0 mm钻杆，钻头采用大水眼，避免堵漏作业堵塞水眼。

S3井控压钻井井段为3437.0～3808.5 m，进行了控压钻进、控压循环、短程控压起下钻、控压封堵等工艺的现场试验。钻遇2段湿沥青地层，分别为3494.2～3551.0 m和3581.0～3595.0 m，纯控压钻井进尺为300 m，钻进时钻井液密度为1.60～1.66 g/cm3，下尾管前全井提密度至1.76 g/cm3。

3.2 应用效果评价

3.2.1 控压钻井实现了不停钻压井

井深3501.5 m处，湿沥青侵入并且井涌，入口钻井液密度为1.60 g/cm3，出口钻井液密度降至1.55 g/cm3，循环罐体积增加3 m3，录井气测全烃值为100%，振动筛处发现大量湿沥青。转换循环流程至控压节流管汇和气液分离器，环空施加回压1.0 MPa，提高入口钻井液密度至1.62 g/cm3，全烃值逐步降低至45.6%，出口钻井液密度从1.55 g/cm3增加至1.56 g/cm3，保持入口密度和环空回压值，控压钻进至3504.0 m，在此期间测量循环罐液面，没有溢流。S3井控压钻井技术的应用，在Y油田首次实现了不停钻压井，为处理湿沥青井涌提供了新的技术路线。

3.2.2 控压钻井能有效降低沥青侵入速度

井深3543.0 m处，旋转控制头胶心刺漏，停泵0.5 h卸掉旋转总成，转换至常规钻井方式，进尺为7 m，钻进时间为2.5 h，排放沥青污染浆30.5 m3，沥青污染钻井液速度为12.2 m3/h。井深3550.0 m处，停泵0.5 h安装旋转总成，恢复控压钻井方式，环空回压为1.0～2.8 MPa，进尺为22 m，钻进时间为12 h，排放沥青污染浆15.1 m3，沥青污染钻井液速度为1.3 m3/h，与常规钻井方式相比降低90%。

3.2.3 控压循环封堵能减缓湿沥青的侵入

从钻井液进出口密度差值看，封堵前后，钻井液密度差由0.10 g/cm3降为0.04 g/cm3，差值明显收窄。从沥青污染浆量来看:封堵前，井深3629.0 m处，接立柱停泵12 min，开泵循环后井底返出14.0 m3沥青污染浆;封堵后，井深3653.0 m处接立柱，停泵14 min，开泵循环后无明显的沥青污染浆返出;钻进18 h后，井深3682.0 m处，再一次接立柱，停泵15 min，开泵循环后返出4 m3沥青污染浆。由此可见，刚性颗粒类封堵材料对抑制沥青侵入有一定效果，但可能由于封堵强度或是深度不够，只能在短时间内起到效果。

3.2.4 控压钻井为处理气侵入和硫化氢侵提供了安全屏障

常规钻井时井口环空是敞开状态，处理硫化氢侵入需要中断钻井作业，关封井器节流循环除硫化氢，此时，钻具在井内只能小幅度上下活动，不能旋转，增加了卡钻的风险。控压钻井时，旋转控制头在井口和钻台面之间提供了安全屏障，返出的钻井液先由液气分离器处理，分离出的天然气和硫化氢经放喷管线引入燃烧池，降低了安全隐患。S3井控压钻井过程中在钻台面没有监测到硫化氢，在振动筛处有3次监测到硫化氢，浓度分别为16、167和200 mg/L。

3.3 控压钻井过程中存在的问题

井队的3台钻井泵和同一立管闸门组连接，接立柱施加环空回压时需要来回倒泵和阀门，在尝试一次后，放弃了接立柱也要施加环空回压的方案，因此S3井控压钻井没有达到全过程保持井底压力恒定。S3井湿沥青地层中溶解气比较多，地质录井气测总烃值的变化可以反映湿沥青和气体的侵入程度，提高钻井液密度，气测总烃值呈降低趋势，但是无论密度值低或是高，在接立柱或起下钻后，气测总烃值都急剧上升，这表明湿沥青地层对压力波动敏感。

4 结论与认识

(1)S3井采用对湿沥青地层固封的井身结构，控压钻井过程中没有发生恶性置换性湿沥青侵，顺利钻穿并封隔了湿沥青地层。控压钻井现场应用表明，环空施加回压和提高钻井液密度都能够在一定程度上抑制湿沥青侵入，但湿沥青地层对压力变化敏感，细微的压力波动都会增大湿沥青的侵入速度。

(2)湿沥青地层中溶解气比较多，对钻井液密度影响大，控压钻井施工过程中，钻井液进出口始终存在密度差，采用刚性颗粒类封堵材料对沥青地层进行控压循环封堵后，钻井液进出口密度差值短时间内收窄，说明封堵作业对抑制沥青侵有一定效果。

(3)S3井的成功经验表明，控压钻井技术可以实现不停钻屏蔽井眼环空，防止有毒有害气体侵袭钻台危害钻井作业人员，可以通过对井眼环空施加回压而控制井底压力，能够快速转换作业方式来处理井下复杂情况，进行常规钻井技术难以继续的钻井作业，为解决含酸性气体沥青地层的钻井问题开辟了新的技术途径。

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