控压钻井技术在四川高石梯灯影组的应用

左 星 张 华 雷 雨

(1. 中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院， 四川 广汉 618300；2. 西南油气田分公司蜀南气矿， 四川 泸州 646000)

控压钻井技术在四川高石梯灯影组的应用

左 星1张 华2雷 雨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， 四川 广汉 618300；2. 西南油气田分公司蜀南气矿， 四川 泸州 646000)

四川高石梯灯影组储层，裂缝发育、安全密度窗口窄，常规钻井方式钻遇裂缝后井漏、喷漏同存，平均单井漏失量达751 m3，严重影响了该构造油气勘探开发的进程。针对该构造由于安全密度窗口窄造成的系列井下问题，提出了解决这一问题的有效方式 —— 控压钻井技术。2015年在该构造4口井进行了控压钻井技术应用，平均单井漏失110.5 m3，应用效果良好。

高石梯； 灯影组； 严重井漏； 密度窗口； 控压钻井

川中高石梯区块海相储层是四川油气田勘探开发的重点区域。该区块储层埋藏较深，震旦系灯影组目的层井深一般在5 500 m左右。由于目的层较深，地层压力高、裂缝发育且储层普遍含硫，因此采用常规钻井时，其钻井液密度高于地层漏失压力系数，造成了施工作业时井漏频繁、处理复杂的时间长、井控安全风险大等问题。因此，解决本构造灯影组储层严重井漏问题是实现高石梯区块钻井“提速、增效、降成本”的关键。

1 储层特点及存在的钻井问题

1.1 储层特点

高石梯灯影组储层，岩性以云岩为主，储层压力系数为1.10～1.17，储层类型包含裂缝-孔洞型和裂缝-孔隙型，其中灯四段主要受风化作用影响，表现出裂缝-孔洞型特征。该构造已钻井灯四段取心进尺125.11 m，心长81.7 m，收获率79.93%，储层发育段共计28.52 m，溶洞3 586个，有效缝51条。裂缝孔洞较发育给钻井作业带来了较大的工程问题。

1.2 常规钻井存在的工程问题

(1) 井漏严重、处理复杂时间长、成本高。由于灯影组裂缝发育，压力系数较低，一旦发生井漏，处理难度大。据统计，截止2014年5月，在高石梯灯影组完钻的12口井中，有11口井发生不同程度的井漏，平均单井漏失量达751 m3，处理复杂时间达329 h，最大漏失量达到3 600 m3，处理复杂时间最长达到1 248 h。

(2) 处理复杂过程中溢流量大、套压高。灯影组储层段处理溢流、井漏过程中，由于处理不当易造成关井套压高(一般在10～15 MPa)，给钻井作业带来了井控风险。表1为该构造部分井严重井漏时，处理复杂过程中井口套压情况。

表1 处理复杂过程中井口套压情况

1.3 工程复杂原因分析

灯影组孔洞裂缝发育，地层漏失压力系数与孔隙压力系数相差较小(小于0.1)。常规钻井使用钻井液密度高于地层孔隙压力当量密度0.10～0.15 gcm3，加上循环摩阻，井底压力当量密度高于地层孔隙压力当量密度0.20 gcm3以上。表2统计了部分严重漏失井的地层压力系数。

表2 高石梯区块灯影组地层压力系数分析表

灯影组压力系数为1.10～1.17，实际使用的钻井液密度为1.30～1.37 gcm3。安全密度窗口较窄，且使用的钻井液密度普遍较高是造成严重井漏、喷漏同存以及后期关井套压高、处理难度大的主要原因。

2 井漏机理分析

高石梯灯影组存在严重井漏，主要跟地层裂缝、孔洞发育程度有关，即跟裂缝、孔洞的导流能力密切相关。地层裂缝、孔洞的导流能力主要受裂缝宽度、接触面特征、接触端长度等自身特征影响，同时也受压差、流体黏度等工程控制因素影响。Zimmerman综合考虑这些因素后给出了地层裂缝漏失速率的计算公式[1-2]：

(1)

式中：Q—— 漏失速率，m3s；

w—— 端面处裂缝长度，m；

h—— 平均裂缝宽度，m；

σH—— 裂缝宽度标准差；

c—— 裂缝间接触面积与裂缝面标准面积的比值；

μ—— 导流流体黏度，Pa·s；

Δp—— 漏失压差，Pa。

由式(1)可知，裂缝漏失速率与裂缝接触段长度、压差成线性关系，与裂缝宽度的3次方成正比。对于特定地层而言，可以将漏失量看成一个参数k与压差Δp的乘积，即：

Q=k·Δp

(2)

式中：k—— 与地层特性、钻井液性能相关的参数，对于特定区域和钻井液，k为常数。

图1为漏失量与压差的关系曲线。从图中可以看出，随着压差的增加，漏失量成正比增加，即井底控制的正压差越小，漏失量越小。因此在裂缝、孔隙性储层中钻井，只要能保持较低的井底正压差，便能避免严重井漏的发生。

图1 漏失量与压差的关系曲线

控压钻井技术是国内近年发展起来的，一种能精确控制井底压力在设计范围内的新技术。目前该技术从理论到装备已得到了进一步的发展[3-7]，并在冀东、塔里木等油田得到了成功应用[8-12]。控压钻井技术可解决因地层压力敏感而造成的井下复杂，达到安全、快速、高效钻井的目的，有利于实现高石梯区块“提速、增效、降成本”的目的，提高井控安全性。

3 控压钻井方案

针对灯影组储层钻进过程中的主要难题，采用控压钻井技术，通过预控压方式进行微过平衡钻进，避免严重井漏与喷漏的出现，达到安全、顺利钻井的目的。

3.1 采用微过平衡方式减少地层气体侵入

由于储层含H2S气体，应减少地层气体进入井筒。钻进过程可根据地层压力情况，进行微过平衡钻进，既可减少大量气体侵入，还可避免严重井漏发生。

3.2 采用控压钻井方式

采用控压钻井技术，精确控制井底压力在指定范围内，减少井漏、避免溢流，有效克服安全密度窗口窄的工程难题，确保钻进作业安全、顺利进行；在接立柱等停泵状态时，通过井口回压补偿，保持井底压力基本恒定，避免不同工况转换时造成较大井底压力波动。

3.3 钻井液性能要求

灯影组地层压力系数为1.10～1.17，为确保有效的压力控制，尽量采用较低密度的钻井液，钻井液密度宜控制在1.08～1.15 gcm3；由于地层裂缝、孔洞发育，可适当提高钻井液封堵性，适当提高地层承压能力；由于地层含H2S，钻井液中除硫剂浓度为1%～3%，pH值大于10。

3.4 起下钻方式

未钻遇油气显示时采用原钻井液起下钻；钻遇油气显示后，采用平衡地层压力起下钻；钻遇漏层后，采用重浆帽方式起钻。

3.5 溢流、井漏复杂情况处理

钻进中发生溢流时，立即关井，循环排气后再根据地层孔隙压力调节井底压力。

钻进中发生井漏时，停止钻进，逐步降低井口压力，寻找压力平衡点，若井口压力降为0 MPa仍无效，则通过降低钻井液密度寻找平衡点。

4 控压钻井技术应用情况

2015年，高石梯灯影组进行了第1批4口开发井钻探作业。控压钻井技术的应用，减少了裂缝、孔洞储层严重井漏、喷漏复杂的发生，实现了在储层段安全、快速钻井作业的目的，同时形成了钻遇单个储层及多个储层的安全钻井方式，为该构造下一步油气开发积累了宝贵的经验。

4.1 钻遇单个储层的应用情况

高石001-X3井和高石001-X1井控压钻井过程中钻遇1个显示层，现场根据地层压力系数，精确控制井底压力在安全密度窗口范围内，实现了安全、快速钻井作业。

高石001-X3井为本构造实施的第1口开发井，井型为斜井。根据地层压力系数及邻井井漏情况，初期采用了1.17～1.20 gcm3的钻井液，当量密度控制在1.23～1.25 gcm3。当钻至井深5 720.17 m时发现井漏，求得地层孔隙压力系数为1.17～1.18，漏失压力系数为1.19～1.20。随后降低钻井液密度至1.15 gcm3，控制当量密度在1.18～1.20 gcm3，有效避免了严重井漏的发生。本井钻井井段5 186.57～5 921.00 m，漏失钻井液22.4 m3，未出现井下复杂。图2为控压钻井过程中的三压力曲线图。

图2 三压力曲线图

高石001-X1井借鉴高石001-X3井的经验，钻井液密度直接采用1.15～1.17 gcm3，在井段 5 146～5 156 m发现气显示，出口火焰1～3 m，未发生井漏，测试地层孔隙压力系数为1.17～1.18，漏失压力系数为1.20～1.22。为避免地层H2S进入井筒，后期调节井控套压为1～2 MPa，控制井底压力当量密度在1.20～1.22 gcm3，保持近平衡钻井状态，最后安全、顺利地完成了井段5 105～5 755 m的控压钻井作业。

高石001-X3井和高石001-X1井平均钻井液漏失11.2 m3，较该构造平均单井漏失量减少739.8 m3，节约处理复杂时间329 h。图3为应用控压钻井技术与常规钻井效果对比图。

图3 控压钻井与常规钻井效果对比柱状图

应用效果表明，对于单个裂缝储层，可通过精确的压力控制，减少甚至避免井漏的发生。既可大幅降低成本，还可避免溢漏交替发生，提升井控安全性，提高钻井施工效率。

4.2 钻遇多个储层的应用情况

斜井高石001-X4井和水平井高石001-H2井控压钻井过程中均钻遇2～3个显示层，其地层压力基本保持不变，但井底压力随井深增加而不断增加，在钻遇多个显示层后，将出现没有安全密度窗口的状态。现场根据灯影组含H2S的特点，采用微过平衡钻井方式，使井底压力略大于地层漏失压力，保持较低井漏状态下的钻进作业。既避免了常规钻井方式地层压力过大造成的严重井漏、喷漏同存的井下复杂，还避免了欠平衡钻井井底压力低造成的溢流、H2S溢出等风险，降低甚至避免了施工作业中反复关井造成的井控风险，确保了钻井作业安全、顺利进行。

现场根据井下漏失情况(不同井底压力当量密度与漏速关系见表3)，调整钻井液密度1.10～1.13 gcm3，控制套压在0～2 MPa，保持井底当量密度为1.19～1.20 gcm3，进行控压钻井作业，最终在漏速0.5～2 .0 m3h的微漏条件下安全顺利地完成了下部井段的钻井作业。

表3 井底压力当量密度与漏速的关系

高石001-X4井控压钻进过程漏失钻井液150.9 m3，处理复杂时间为86 h，施工中未出现严重井漏、溢流、关井时套压高等复杂，较常规钻井减少钻井液漏失量600 m3，节约处理复杂时间243 h。

同样，高石001-H2井在水平段钻遇3个显示层，由于没有安全密度窗口，最终通过控压钻井技术，在微漏条件下完成了钻井作业，漏失钻井液268.7 m3。

高石001-X4井和高石001-H2井钻进过程采用控压钻井技术，确保了钻进作业的有效进行。但由于储层没有安全密度窗口，堵漏效果不佳，起下钻及完井过程采用了重浆帽+吊灌的方式，钻井液漏失量较大。高石001-X4井起下钻及完井作业过程中漏失钻井液1 611 m3，高石001-H2井起下钻及完井作业过程中漏失钻井液达到了5 811.6 m3。起下钻及完井作业依然是该构造灯影组储层亟待解决的技术难题。

5 结 语

(1) 控压钻井技术能够有效降低甚至避免严重井漏、喷漏同存的井下复杂。现场4口井的应用效果表明，该技术可解决单个裂缝储层严重井漏、喷漏同存的井下复杂，也可确保在多个裂缝储层条件下进行安全、顺利的钻井作业。该技术是确保本构造安全钻井的关键技术之一。

(2) 控压钻井技术可以确保钻进的安全、顺利进行，但起下钻及完井过程仍会漏失较多钻井液，起下钻配套技术还需进一步研究与发展。

(3) 控压钻井技术在国内尚处于发展初期，还需要通过大量试验与应用，完善相应装备和配套工艺，以进一步推广控压钻井技术在裂缝、孔洞、溶洞储层中的应用。

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The Application of Managed Pressure Drilling in Gaoshiti Dengying Layer of Sichuan

ZUOXing1ZHANGHua2LEIYu1

(1.Drilling and Production Technology Research Institute, Chuanqing Drilling Engineering Co. Ltd., CNPC,Guanghan Sichuan 618300, China; 2.Southern Gas District, Southwest Oil and Gas Field Company,PetroChina, Luzhou Sichuan 646000, China)

The crack is developed and the safe density window is narrow in Gaoshiti Dengying layer, Sichuan. There are lots of problems during the conventional drilling, such as heavy leakage and leaking with kicking, and the average leakage is 751 m3. The problems hinder the process of exploring and exploiting the gas. This paper proposed that the proper downhole pressure controlled by MPD to solve the drilling problems. The MPD is applied to 4 wells in Gaoshiti Dengying layer during 2015, and the average leakage is 110.5 m3. The application effect is very positive.

Gaoshiti; Dengying layer; heavy leakage; density window; managed pressure drilling

2016-05-03

国家科技重大专项“窄密度窗口安全钻井技术与配套装备 —— 控压钻井工艺技术研究与配套现场试验”(2011ZX05021-003)

左星(1981 — )，男，硕士，工程师，研究方向为欠平衡控压钻井工程。

TE242

A

1673-1980(2017)01-0051-04