精细控压钻井技术在高石001-X4井的实践与认识*

左　星　周井红　刘　庆

（1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院2.中国石油西南油气田分公司川中油气矿）

精细控压钻井技术在高石001-X4井的实践与认识*

左星1周井红2刘庆1

（1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院2.中国石油西南油气田分公司川中油气矿）

高石001-X4井是四川盆地高石梯构造震旦系灯影组气藏的一口开发井，该井储层裂缝发育、安全密度窗口窄，H2S含量高，常规钻井钻遇裂缝后则会引发严重井漏、喷漏同存，造成井控风险大。应用精细控压钻井技术，在同一裸眼井段钻遇多个不同压力系数的溢漏显示层，通过合理压力控制，确保了钻井作业安全顺利进行，延长了钻井井段，增大了储层泄流面积，提高了单井产量，取得了良好的应用效果，为将来采用精细控压钻井技术开发高石梯灯影组气藏积累了经验。图3表2参5

四川盆地高石梯灯影组高温中含硫喷漏同存精细控压钻井

0　引言

四川盆地川中高石梯区块海相储层是四川油气田勘探开发重点区域。该区块目的层震旦系灯影组埋藏较深，井深一般在5 500 m左右。地层压力高、裂缝发育、气层普遍含硫，常规钻井使用的钻井液密度高于地层漏失压力系数，造成了施工作业井漏频繁、处理复杂时间长，并且井控安全风险大。据统计，该区块作业的18口井中有15口井发生过井漏，平均单井漏失量达751 m3，处理复杂井况时间达到329 h。

高石001-X4井是该构造上的一口开发井，地层压力系数低（1.15～1.19），温度高（约151℃），安全密度窗口窄，存在喷漏同存的极大风险，为确保该井安全、顺利钻至设计井深，实现地质目标，采用了精细控压钻井技术。

1　高石001-X4井灯影组钻井工程难点

（1）钻进中钻遇多个气层，安全密度窗口窄，频繁交替发生井漏、溢流的风险大。

（2）储层裂缝发育，常规堵漏方式效果不佳，难以维持正常钻井作业。

（3）本井以气显示为主，喷漏同存，井控风险较大。

（4）高石梯灯影组气藏H2S含量高。邻井高石2井天然气中H2S含量为16.43 g/m3，高石3井天然气中H2S含量为22.73 g/m3，高石12井天然气中H2S含量为15.71g/m3。H2S的监测与防护是本井作业的一大难点。

2　钻井实施方案

2.1钻井方式

采用精细控压钻井技术，根据地层实测孔隙压力与漏失压力，实时调整井底压力。在钻进、接单根等过程合理控制井底压力，减小不同工况转换过程井底压力波动，实现井下压力平稳控制。

2.2井底压力监测方式

采用水力学计算方式结合储存式井下压力计，实时掌握井底压力变化。现场根据井底压力变化情况并结合地面微流监测技术，对井下压力进行实时调整。

2.3硫化氢防护与处理

钻井液中预先加入1%～1.5%的除硫剂，保持钻井液pH值在10以上；精细控压钻进过程采用微过平衡方式，减少地层流体进入井筒；在地面安装固定监测装置，加强地面H2S的在线监测，发现H2S后按照井控实施细则进行处理。

2.4起下钻方式

先带压起钻至上部井段，注入重浆帽，再进行常规吊灌起钻。

2.5溢流、井漏复杂情况处理

钻进中发生井漏，通过降低井口压力控制值、钻井液排量或钻井液密度等方式，寻找漏失压力平衡点后，再控压钻进。

钻进中发生溢流，求得地层压力，确定压力平衡点后，再控压钻进。

3　精细控压钻井应用及效果

3.1井身结构及钻具组合

（1）井身结构

高石001-X4井的井身结构如表1所示。

表1　高石001-X4井实际井身结构

（2）钻具组合

Φ149.2 mmPDC钻头+Φ120.6 mm螺杆钻具+ Φ120.7 mm止回阀（2只）+Ф120.7 mm存储式压力计+Φ120.6 mm无磁钻铤MWD+Φ120.6 mm悬挂短节+Φ101.6 mm斜坡加重钻杆+Φ101.6 mm斜坡钻杆。

3.2现场应用

高石001-X4井四开采用1.10～1.15 g/cm3的钻井液在井段5 356～5 860 m进行了精细控压钻井作业，共钻遇2个良好裂缝显示层，实现了在严重井漏、喷漏同存的裂缝储层进行安全钻井、油气勘探的目标。

3.2.1钻遇裂缝的处理

（1）在5 449 m钻遇第一个裂缝显示层

本井钻完水泥塞后，将钻井液密度降至1.15g/cm3，从井深5 361 m开始精细控压钻进。当钻至井深5 449 m溢流0.5 m3，关井求得储层孔隙压力系数1.18～1.19，循环排气过程控压1～3 MPa，火焰高度2～5 m，未发现H2S，井下出现微漏，计算地层漏失压力系数介于1.19～1.20，安全密度窗口1.18～1.20。随后根据安全密度窗口，控制井底压力当量密度1.19～1.20 g/cm3精细控压钻进，钻进过程未出现井漏情况。图1为精细控压钻进过程井底压力情况。

（2）在5 474 m钻遇第二个裂缝显示层

精细控压钻进至井深5 474 m放空0.08 m，漏失钻井液1.3 m3，随后降低排量循环，漏速5～20 m3/h，根据测量的环空液面高度，分析该储层漏失压力系数介于1.16～1.17，略低于第一个储层压力系数。

现场针对不同压力系数的两个储层，进行了井底压力控制测试（图2为井底压力分析曲线）：当井底压力当量密度控制在1.16 g/cm3时，未发生井漏，但一个迟到时间后液面上涨，发生溢流，地面出气量500～1 300 m3/h，火焰高3～7 m；当井底压力当量密度控制在1.19～1.25 g/cm3时，出现不同程度井漏，未发生溢流。为确保钻井作业安全顺利实施，最终采用了在井漏状态下的钻进策略，并针对不同当量密度漏失情况，优选了合理井底压力控制范围。图3为井底压力与漏速的关系曲线。

图1　井底压力随井深变化曲线

图2　井底压力分析曲线

图3　井底压力与漏速关系的曲线

根据漏失情况，采用了1.10～1.13 g/cm3的钻井液，控制套压0～2 MPa，保持井底压力当量密度1.19～1.20 g/cm3进行精细控压钻井作业，在漏速1～2m3/h微漏条件下安全顺利钻至井深5860m完钻。

3.2.2压井堵漏作业

本井共进行了两次压井堵漏作业，但堵漏效果均不佳。

第一次是在5 474 m钻遇裂缝储层，由于漏速较高，不满足安全钻井作业要求，后期采用了质量体积分数为10%的堵漏钻井液堵漏，但效果不佳。堵漏及辅助作业时间3 d，漏失钻井液186.5 m3。

第二次是在完钻后，为了降低完井管串下入过程溢流风险，进行了堵漏作业。采用质量体积分数为14%的堵漏钻井液堵漏，效果不佳，堵漏及辅助作业时间12 d，并造成钻具水眼堵塞，漏失堵漏浆及钻井液共计328.2 m3。

由于该类储层裂缝发育，常规堵漏方式效果不佳，可根据安全作业窗口，在微漏条件下作业，避免堵漏作业损失的时间及可能造成的井控风险。

3.2.3起下钻作业

由于井下处于漏失状态，起钻主要采用了注入重浆帽再吊灌的方式，下钻采用了控压下钻方式。

根据储层压力系数1.18～1.19，采用1.13 g/cm3的钻井液井口控压3.5MPa，保持井底压力当量密度约1.2 g/cm3。带压起钻至3 700 m左右，注入2.04 g/cm3的钻井液14m3，保持井底压力大于气层压力约3MPa，再吊灌起钻，每3柱灌1.13 g/cm3的钻井液一次，为确保安全，每次多灌0.1～0.2 m3，起钻完后，每半小时灌0.5 m3。

下钻过程，常规下钻至套管鞋处，用1.13 g/cm3的钻井液替出2.04g/cm3的重浆帽，然后带压1～3MPa下钻到底。

本井采用该方式起下钻13趟，没有发生溢流风险，但每次起下钻漏失钻井液60～80 m3，因起下钻漏失钻井液近千方。因此，改善起下钻工艺对于减少钻井液漏失量具有显著意义。

3.2.4完井作业

本井采用裸眼完井方式，使用了裸眼封隔器。在下入裸眼封隔器时，依然使用了旋转防喷器，在完井工具下入过程中若发生溢流，可及时进行循环排气与控压下钻，避免井控风险发生。

完井管串下入过程中，采用1.21 g/cm3钻井液，始终保持微漏状态，顺利将裸眼封隔器下至设计井深，下入过程未发生溢流，共漏失钻井液61.6 m3。

3.2.5主要成果

（1）本井钻遇裂缝层后，采用精细控压钻井技术，根据储层安全密度窗口合理调节井底压力，保持稳定的微过平衡状态，既提高了裂缝储层钻井作业的安全性，还确保了在严重井漏储层中的顺利钻进，实现了裂缝储层的安全、高效钻探作业。

（2）钻遇窄安全密度窗口储层后，通过精确控制井底压力，实现了微过平衡、微漏钻进，减少了钻进过程中的钻井液漏失量，钻进中漏失量仅占四开钻井作业漏失量的9%。四开储层段漏失钻井液共计约1 611.1 m3，其中钻进漏失钻井液150.9 m3，堵漏及起下钻作业漏失钻井液1 460.2 m3。

（3）本井采用精细控压钻井技术，有效延长了储层井段，增大了泄油面积，完井后测试产量108.33×104m/d，是邻井平均产量的3.46倍。为邻井与本井的产量对比情况如表2所示。

表2　产量对比情况表

4　认识与建议

（1）精细控压钻井技术是解决类似高石梯灯影组裂缝储层井下复杂难题的有效技术，不但能提升井控安全性，更能有效延伸钻井井段，增大储层暴露面积，提高单井产量。

（2）本井在5 474 m钻遇裂缝及完钻后，进行了多次堵漏作业，但效果不佳，不但造成了大量的钻井液漏失，增加了非生产作业时间，还可能造成储层伤害。鉴于精细控压钻井技术能有效解决窄安全密度窗口井漏严重、井控风险大的工程难题，建议在类似储层中钻遇裂缝后，不需进行堵漏作业，直接按精细控压钻井技术要求继续施工作业。

（3）当前针对窄安全密度窗口储层，起下钻主要采用重浆帽+吊灌方式，钻井液漏失量较大，建议针对起下钻方式做进一步研究。

［1］左星，肖润德，梁伟，等.精细控压钻井技术在高石19井实践与认识［J］.钻采工艺，2014，37（6）：9-10

［2］左星，杨玻，海显贵.精细控压钻井技术在磨溪-高石梯海相地层应用可行性分析［J］.钻采工艺，2015，40（4）：15-17

［3］杨玻，左星，韩烈祥，等.控压钻井技术在NP23-P2016井的应用［J］.钻采工艺，2014，37（1）：11-13

［4］孙海芳，冯京海，朱宽亮，等.川庆精细控压钻井技术在NP23-P2009井的应用研究［J］.钻采工艺，2012，35（3）：1-4.

［5］王宇.磨溪高石梯区块震旦系探井钻井完井完整性评价［J］.钻采工艺，2014，37（1）：4-7

（修改回稿日期2016-06-27编辑景岷雪）

中国石油川庆钻探工程公司科研计划项目（编号CQ2014B-32-Z1）高效防漏堵漏及井控配套技术研究课题。

左星，男，1981年出生，硕士，工程师；2007年毕业于西南石油大学油气井工程专业，长期从事欠平衡/控压钻井研究及服务工作。地址：（618300）四川省广汉市中山大道钻采工程技术研究院。电话：13320876791。E-mail：zuox_ccde@cnpc.com.cn