欠平衡井底欠压值设计新方法研究及应用

秦 疆

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京100029）

欠平衡井底欠压值设计新方法研究及应用

秦 疆*

（中国石化集团国际石油勘探开发有限公司，北京100029）

在欠平衡钻井设计和施工过程中，井底欠压值的设计和控制是决定欠平衡钻井成败的关键因素，在目前行业标准和常规设计中考虑了地层3个压力剖面、井眼的力学稳定性、地面设备的控制能力以及储层的应力敏感特性，基本上满足了现场需求，但对于一些低渗且水敏性强的地层、凝析气井仅仅考虑上述约束条件还难以满足现场需要，针对这一问题，提出了一种欠平衡井底欠压值设计的新方法，在综合考虑以上条件的基础上，同时考虑了毛细管压力对储层伤害的影响、凝析油反凝析对储层伤害的影响，并给出了欠压值的设计流程。应用此方法在B区块油田MKSR-0002高温高压凝析气井进行了实际的设计和应用，施工完成后测试表皮系数-3.4，取得了良好的储层保护效果。

欠平衡钻井；欠压值；毛细管压力；凝析气井；储层伤害

欠平衡井底欠压值是指在欠平衡钻井过程中井底压力与井底地层孔隙压力的差值，其设计值的准确与否直接关系到能否安全、快速的完成欠平衡钻进。如果设计值过小，易造成井底压力过平衡，引起储层污染，失去欠平衡钻井的意义和目的；若设计值过大，易造成井口设备过载甚至失控，从而引起重大钻井事故[1-4]。

目前常规的欠平衡井底欠压值设计时主要考虑以下设计准则[5-9]：

（1）为保持井眼稳定，欠压值小于地层孔隙压力与坍塌压力之差。

（2）应根据地层产液(气)量的大小，并结合地面设备能力进行欠压值设计，主要包括旋转防喷器的控制能力、节流管汇的控制能力、液气分离器的处理能力等。

（3）根据储层类型和岩性特点确定欠压值的大小，避免储层发生应力损害。

（4）对于长水平段水平井，应考虑水平段的环空压耗，避免在钻头处形成过平衡。

以上设计准则基本上满足了现场欠平衡钻井的设计要求，但对于一些低渗且水敏性强的地层、凝析气井，仅仅考虑上述设计准则依然会在欠平衡钻井过程中引起比较严重的储层伤害。本文在此基础上，提出了一种欠平衡井底欠压值设计的新方法，在综合考虑以上条件的基础上，同时考虑了毛细管压力对储层伤害的影响、凝析油反凝析对储层伤害的影响，并给出了设计流程和应用实例。

1 毛细管吸入压力的影响

在钻井过程中，即使井底循环压力等于地层孔隙压力，由于毛细管吸入压力的影响井筒中的液体也会进入地层，形成一定的损害，尤其对高含粘土矿物的水敏性地层而言，更要尽量避免这种状况。因此在进行欠压值设计时，井底欠压值要大于毛细管吸入压力。

油藏岩石的流动孔隙可看做一系列大小不同的毛细管，因此油藏中的水油、气水不是一个平面，而是一个过渡带。从理论上，讲过渡带的高度取决于最细毛细管中水（油）柱的上升高度。

对于水油界面：

对于水气界面：

式中：Pcwo、Pcwg——水油、水气界面毛管力，MPa；

σwo、σwg——水油、水气表面张力，N/m；

θwo、θwg——水油、水气界面接触角，（°）；

r——孔喉半径，μm。

实验室内测量岩石毛管力的方法主要有半渗隔板法、压汞法和离心法，这3种方法的基本原理相同，即岩芯饱和湿相流体，当外加压力克服毛管喉道的毛管力时，非湿相进入该孔隙，将其中的湿相驱出，最常用的是压汞法。

2 凝析气反凝析带来的油锁伤害

对于凝析气藏而言，随着地层压力的下降，凝析气可能会以凝析油的形式在地层中析出，堵塞地层孔隙，形成油锁伤害。图1表明了B区块凝析气田岩芯渗透率的实测情况，凝析油饱和前后岩芯的渗透率发生了明显的变化，大约降低了80%左右，说明该岩芯存在明显的油锁伤害。因此在对凝析气藏进行欠平衡欠压值的设计时，必须考虑凝析气藏的露点压力，井底压力要大于露点压力，避免凝析油在地层中的析出，图2是B区块凝析气藏的PVT相图，由图可知，该气藏地层温度167.8℃，在该温度下凝析气露点压力为22.68MPa，因此在欠平衡钻井过程中要保持井底压力不低于22.68MPa。

图1 B区块凝析气藏油饱和前后渗透率的变化情况

图2 B区块凝析气藏PVT包络图

3 井底欠压值的设计流程

具体的欠压值设计流程见图3。

图3 井底欠压值的设计流程

此外井底欠压值的设计还受井的深度、井队技术素质、操作水平的影响等。通过对各因素的综合分析，一般把设计的欠压值控制在1.0～5.0MPa之间，多口井的实践证明，欠压值控制在这一范围是合理的。

4 设计及应用实例

B区块油田MKSR-0002井是一口高温高压凝析气井，设计井深5472m。主要目的层为底部奥陶系Sarah组，岩性为厚—薄层的深—褐灰色中至细粒岩屑石英砂岩，夹粗粒岩屑石英砂岩，属于低孔、低渗、高压致密性砂岩储层。

室内岩芯水敏评价实验采用SY/T5358-2002标准，选取FRAS-0001井SAHRA组岩芯4986～5096m深度岩芯。实验结果见图4，结果表明岩芯水敏程度为中等偏弱，水敏指数32.4%～49.3%。

图4 水敏测试实验曲线

采用毛管自吸装置进行水锁评价。根据敏感性评价实验结果，采用5%的KCl盐水作为自吸液体，以排除碱敏、水敏、盐敏对水锁结果的影响。实验步骤如下：先测定气体渗透率及孔隙度，然后岩芯吊在KCl溶液上方，岩芯端面进入溶液1～2mm，在毛管力的作用下，自吸24h，然后返排24h，测定返排压力及气测渗透率。实验结果见表1。

表1 岩芯水锁试验

从实验结果可以看出，B区块致密岩芯水锁后渗透率恢复值从25%～62.6%，属于中等程度水锁。

通过室内煤油对岩芯的驱替试验，采用SY/ T6540-2002标准，选取FRAS-0001井SAHRA组岩芯（4986～5096m），测量污染前后煤油渗透率。实验结果见表2。表明渗透率恢复率为77.6%左右，存在较为明显的油锁伤害。因此在欠平衡设计和施工过程中要尽量防止油锁和水锁的发生。

表2 岩心油锁试验

通过对该地区已钻井的井壁稳定性分析表明，该地区井壁稳定性较好，在井底承受15MPa以内的欠压值情况下不会发生井壁垮塌现象。

岩芯实验数据测得在Sarah组的毛细管吸入压力为：水气界面毛细管吸入压力0.737～1.48MPa，油气界面毛细管吸入压力0.48～0.96MPa。为了防止由于毛细管吸入压力引起的储层损害，在欠平衡钻井过程中应尽可能保持井底的欠压值大于毛细管的吸入压力，因此在欠平衡压差取值时欠压值应保持在1.5MPa以上。

为了防止钻井过程中产生油锁，必须避免凝析油在地层中析出，即在钻井施工过程中，尤其是欠平衡钻井施工时，必须控制井底压力大于露点压力，通过邻井已取样的PVT试验可知，该地层在地层温度下露点压力为22.68MPa，由于该井使用水基钻井液的钻井施工中液柱压力都在50MPa以上，一般不会产生油锁现象。但在测试过程需控制上部井段掏空的长度，防止出现凝析油堵塞储层孔隙现象的发生。

流动控制矩阵建立的流动控制起到了井涌和井口流动不同状态下的回压控制作用（见表3），建立可调区域是为了有充足的安全反映时间来调节到可控条件下，关闭钻机防喷器意味发生井控事件。

表3 欠平衡钻井流动控制矩阵

通过上述约束条件的综合分析，井底欠压值的范围是1.5～15MPa，考虑到井控安全，初步确定钻进时井底欠压值的选取在2.5～10MPa，具体根据现场实钻情况进行调整。

MKSR-0002井Sarah组钻进过程中钻井液密度在1.69～1.71g/cm3，正常钻井过程井底均保持了2.58MPa以上的欠压值；取芯作压井底欠压值为2.80～3.12MPa；起钻过程中井底欠压值在3.80MPa以上；下钻过程中由于激动压力的存在和回压值稍大，短时间欠压值较小，为1.78MPa；接立柱过程，井底压力有一定的波动，总体都保持了2.80MPa左右的井底欠压值；整个施工过程中共溢流40.3m3，证明整个钻井过程中未造成地层过压。

测试后sarah组表皮系数S=-3.4，说明MKSR-0002井钻井液取得了良好的保护油气层效果，施工过程中钻井液未对地层造成污染。

5 结论和建议

（1）本文在常规欠平衡井底欠压值设计的基础上，引入了毛细管吸入压力、凝析气井反凝析对欠压值设计的影响，并考虑了储层的水锁以及油锁等特性，从而使得该设计方法能最大限度地防止储层伤害，解放油气井产能，提高了油气的发现率。

（2）通过MKSR-0002井实际的现场应用表明，该设计方法能有效地防止储层污染并保证井控安全，钻井过程中有溢流发生，但在可控范围之内，测试后表皮系数-3.4，说明储层没有受到污染，欠平衡钻井取得了预期效果。

[1]苏勤，侯绪田.窄安全密度窗口条件下钻井设计技术探[J].石油钻探技术，2011，39（3）：62-65.

[2]陈永明.全过程欠平衡钻井中的不压井作业[J].石油钻探技术，2006，34（2）：22-25.

[3]Bennion D Brant．Screening Criteria Help Select Formations for Underbalanced Drilling[J].Oil&Gas Journal，1996（01）.

[4]Wilson J.Optimizing Drilling of Underbalanced Wellbores with Data Acquisition Systems[C]//Paper Presented at the 1995 1st International Underbalanced Drilling Conference,October 2-4.

[5]杨顺辉.UBD/MPD技术标准现状分析[J].石油工业技术监督，2011(7)：38-40.

[6]Taylor J，McDonald C，Fried S.Underbalanced Drilling Total Systems Approach[C]//Paper Presented at the 1995 1st International Underbalanced Drilling Conference，October 2-4.

[7]Iain Sutherland，Brain Grayson.DDV Reduces Times to Round-trip Drilling by Three Days，Saving 400,000 Pounds [R].SPE/IADC 92595，2005.

[8]赵向阳，孟英峰，李皋，等.充气控压钻井气液两相流流型研究[J].石油钻采工艺，2010，32（2）：6-10.

[9]Dharma Nyoman，Toralde Julmar Shaun S.Combining MPD with Downhole Valve Enables High Rate Gas Wells[J].World Oil，2008，229(3)：10-12.

TE24

A

1004-5716(2015)12-0055-04

2015-07-30

2015-07-31

秦疆（1968-），男（汉族），新疆阿克苏人，高级工程师，现从事海外勘探开发工作。