岩心钻机施工页岩气地质调查井的井控技术现状

赵志涛，刘文武，朱迪斯，蒋睿

(北京探矿工程研究所，北京 100083)

1 引言

我国页岩气资源潜力巨大，陆域页岩气资源潜力为134.42×1012m3，可采资源潜力为25.08×1012m3(不含青藏地区)，该储量够我国使用300年[1]，加速页岩气开发和利用具有重要的战略意义。2011年，国务院批准页岩气为新的独立矿种，为我国第172种矿产。目前，国内页岩气勘探开发投资力度越来越大，布设的井，特别是地质调查井，越来越多。截至2015年，我国总投入近300亿元，页岩气井708口[2-5]，已经建立了涪陵、威远、长宁-昭通、富顺-永川4个生产示范区/合作开发区，2015年建成75×108m3生产能力，累计生产页岩气60.55×108m3[5]。

油气钻井必须进行井内压力控制，以防止井喷、污染油气层等事故和问题。页岩气是一种非常规油气，页岩气钻井同样必须进行井控。页岩气钻井井控参照常规油气井控体系，参数井、评价井和开发井基本上由石油队伍配备石油钻机进行施工，可直接使用常规油气井控装备；但地质调查井则绝大部分采用了岩心钻探工艺和配套设备，与常规油气井控设备不匹配，且与之匹配的井控设备尚属空白，随着页岩气勘探力度的增加，该问题带来的井控风险也越来越大。因此，进行页岩气地质调查井井控技术研究意义重大。

2 常规油气井控技术

2.1 井控的作用

当钻遇油气层时，如果井底压力低于地层压力，地层流体就会进入井眼，大量地层流体进入井内，就可能产生井涌、井喷等事故；井底压力高于地层压力，就可能造成污染油气层，甚至“枪毙”油气层。因此，钻井过程中必须采取有效的技术措施保持井内压力平衡，这种技术措施就是井控技术，井控是油气钻井的安全保证。井控技术包括2个方面：①合理的钻井液密度，使井底压力和地层压力的差值保持在合理范围内，维持正常钻进；②当地层流体侵入井内过量时，利用井控设备将环空过量的地层流体排除，并建立新的井底压力和地层压力平衡。

2.2 常规油气井控技术

常规油气井控体系是十分完善的，拥有成熟的钻井液技术，完善的标准规范，齐全的井控装备，常规化的井控培训和应急演练。针对不同的地层和工况，目前都有成熟的钻井液技术，重点在于是否配备了专业的钻井液技术人员。常规油气井队一般有专业钻井液技术人员或专业的泥浆公司作为保障，能够对钻井液的设计、配制、检测和监测、调整做到全方位的控制。

正常钻进期间，通过钻井液的循环在井筒内建立合理的压力系统；如果大量的地层流体侵入井筒，立刻停钻井泵，关闭井口的防喷器组，在确定了合理的压井液密度并配置好压井液后，开启钻井泵往井筒内注入压井液，同时打开节流管汇，在一定节流压力的控制下，将井筒内的地层侵入流体循环出井，重新建立井筒内的压力平衡。如图1所示，主要常规油气井控设备组成如下：

(1)内防喷工具：方钻杆球阀、钻杆回压阀、投入式单向阀等；不安装内防喷工具，防喷器进行封环空时，则泥浆可能从钻柱内孔喷出；

(2)井口防喷器组：环形防喷器、闸板防喷器、四通等；

(3)控制系统：储能器装置、遥控装置、辅助遥控装置；

(4)井控管汇：节流管汇、压井管汇；

(5)钻井液气体分离器；

(6)监测仪表：钻井液罐液面监测仪、甲烷、硫化氢等检测器；

(7)其他：加重钻井液装置、起钻灌注钻井液装置。

图1 常规油气井控设备配置

3 页岩气地质调查井井控的特点

与常规油气相比，页岩气的储层、地质调查井的钻井工艺以及井控特点都不同。

3.1 页岩气储层

页岩气是一种以甲烷为主，含少量的乙烷、丙烷的清洁能源，主要以20%～85%的吸附气或游离气存储于页岩，具有自生、自储、自保于水平页岩地层且无明显的盖层和圈闭的成藏特点，且页岩具有低孔、低渗等特点[5]，通常渗透率数值在0.1～10 md范围内。页岩气主要以吸附气和游离气存在于储层，因此页岩气钻井必然存在井控风险。

3.2 页岩气地质调查井的井控特点

页岩气地质调查井的钻井目的是进一步落实富有机质页岩空间展布、有机地化和岩石矿物学特征，获取储集性能、岩石力学参数和含气性等关键评价参数；同时配套实施地球物理测井，获取相关物性参数，开展测井解释和约束、标定地球物理的地质解译。

页岩气地质调查井是一种探井，多为直井，井深一般为800～2000 m，终孔直径一般75～122 mm，(穿过土层后)全井段取心，宜采用小口径的绳索取心工艺。页岩气地质调查井的投资小，一般石油井队难以保本，绝大部分地质调查井由长期进行固体矿产钻探施工的地勘队伍承担施工。页岩气储层，主要为泥页岩，属于低压、低渗、低孔地层，面对该类地层施工队伍普遍存在井控意识不强；地质调查井一般部署在新工区，可参考的邻井、物探等地质资料少，地层压力系数预测不准，更应加强井控措施。基本上采用小口径绳索取心钻进工艺，该类井控经验和资料少，岩心钻机配套的井控设备尚属空白。

4 页岩气地质调查井井控技术现状

参照工程质量管理的6要素是“人、机、料、法、测、环”，针对页岩气地质调查井井控工程所涉及施工队伍、设备、钻井液、工艺、标准规范等主要方面(因另一个要素“环”涉及整个钻井工程，此处不单独分析)，进行页岩气地质调查井井控技术现状分析[6]。

4.1 页岩气地质调查井施工队伍(人)

参与页岩气钻探施工的人员主要由两大类组成：各个省份地矿、煤炭、核工业等地勘单位和石油系统、煤层气系统、电力系统等专业钻探公司。页岩气钻井工程与常规油气钻井工程比较接近，因此石油系统的钻探队伍发挥的作用更加重要也更见成效，发挥着主导作用。石油系统相关企业，具有成熟的油气井施工技术、完善的装备和标准化流程化的施工程序，在施工页岩气井时借鉴和遵循常规油气钻井施工的流程和规范，由设计单位做出钻井工程设计，施工单位进行施工组织设计并负责施工，有专业钻井监督常驻井场对施工工程进行监管，具备重要页岩气井施工能力；因此，4个页岩气示范区开发井全部由专业油气公司来完成。

地勘单位擅长岩心钻探，大部分不具备水平定向井施工能力；因此，仅承担页岩气地质调查井和参数井施工，但也抓住国家大力推动页岩气勘探开发以及国土资源部定义页岩气为矿种的契机，逐步转入页岩气勘探领域。地勘单位在页岩气地质调查井施工中也存在诸多问题，主要有5点：①地勘单位多施工固体矿产钻探，缺乏油气钻井井控理论知识和经验；②地勘单位的钻井施工队伍除去机长和班长是正式员工，井队工人大多是没有经过正规学习培训的劳务工，其待遇与正式员工差别巨大，因此，工人很难爱岗敬业，责任意识和安全意识薄弱，坐岗等井控规定很难有效实施；③大部分地勘单位没有专业的钻井液技术人员对钻井液进行专业的掌控和调整；④地勘单位施工设备相对落后，资金投入有限，负担不起油气价格高昂的油气井控设备；⑤没有专门的页岩气地质调查井钻井设计单位，基本上处于谁施工谁设计阶段，没有配备也聘请不到既懂岩心钻探又懂油气钻探的钻井监督，多是施工单位自我约束，因此工程质量参差不齐。

4.2 页岩气地质调查井井控设备(机)

钻井采用的主要的钻井设备和井控设备都与井控安全有重要关系，但页岩气地质调查井在这两方面都存在诸多问题。

首先，岩心钻探施工所用的主要钻井设备，包括钻机、钻塔、泥浆泵等，不适用于井控设备安装和井控操作。页岩气地质调查井施工一般采用XY-6、XY-8型立轴岩心钻机，该类钻机适用于绳索取心钻进，特别适用于小口径终孔、全井段取心的钻探要求，但是也存在不适用大环空钻进，难以保证固井质量等弊端。钻塔工作平台与地面基本贴合，没有井控设备安装空间，需对钻塔进行加高改造才能安装井口井控设备，一般需加高预留2 m高的空间。配备的泥浆泵泵量小、最大泵压低，不利于发生井喷溢流时进行压井作业[7]。

其次，井控装置广泛应用于常规石油与天然气行业，页岩气钻井大部分沿用常规油气的井控装置，国内暂时没有专门针对页岩气钻井而制造的井控装置。常规油气井控设备，与页岩气地质调查井的匹配性和可沿用性非常差，存在的主要问题有：

(1)内防喷工具：内防喷工具用于封闭钻具水眼，与封闭环空的防喷器同等重要。但绳索取心钻进工艺，井下钻柱上无法安装内防喷工具，只有主动钻杆上下两端有安装旋塞的可能，但目前旋塞尺寸和螺纹规格不能与之匹配。

(2)井口防喷器组：目前，页岩气地调井多采用“35 MPa或21 MPa手动双闸板防喷器+四通”井口装置，如图2所示，没有远程液压控制，且没有配备万能防喷器。地质调查井口径小，表套口径一般在150 mm以下，而常规油气的防喷器通径一般在180 mm以上，相对大型化，价格高昂，且与绳索取心钻杆配套的半封闸板尚不是常规配置，需特别订做。

图2 35MPa双闸板防喷器+四通+防喷管线的井控装置

(3)井控管汇：大部分没有安装井控管汇，最多是安装了1或2根防喷管线。

(4)液气分离器及点火器：页岩气地质调查井，钻井液用量小，发生溢流后，对气液分离器的处理能力要求较低，常规油气气液分离器大型化，价格昂贵，动辄数十万元，非一般施工队伍所能承受，小型化价格低廉的气液分离器市面上还没有；地质调查井的点火方式以人工为主，且不能阻止回火，存在危险性。

(5)其他井控设备基本上不具备，包括套压表、加重钻井液装置、起钻灌注钻井液装置、不压井起下钻加压装置等等。

除去以上设备，录井和固井质量及设备对井控影响也很大。页岩气地质调查井的录井质量，特别是泥浆液位、悬重等相关参数难以实时显示，对井控非常重要，但地调井还没有实现大部分工程参数录井。页岩气地质调查井固井，大部分沿用地质套管，抗压强度小，特别是地质套管环空间隙小，固井质量难以保证，也遗留了井控隐患。

4.3 钻井液(料)

井控对钻井液主要要求是控制密度和储备重浆材料[8]。为保护油气层，减少录井干扰，除特殊原因，不能加入对测、录井有影响的含有机物处理剂，严禁加入影响荧光显示的钻井液材料；禁止混入原油、成品油及有碍油气录井的泥浆材料，如使用，必须处理到符合录井要求[7]。钻井液设计和现场调整都需要专业的钻井液技术人员，但承担页岩气调查井施工的地勘单位中大部分不具备相关技术能力，也很少聘请专业的钻井液公司。

只有采用适当密度的钻井液，配置得当有效的井控设备，才能保证井控安全，才是发现和保护储层的正确途径。目前页岩气地质调查工作中，存在两种常规油气曾经产生过的错误的井控认识：①页岩气地质调查井井控装备简陋，为防止井喷，片面地使用高密度钻井液，导致污染储层，甚至“枪毙”储层；②为发现油气藏，使用过低密度的钻井液，却忽视安全风险和井喷后的压井作业，不可避免地对储层造成严重的损害。

4.4 页岩气地质调查井井控工艺(法)

相比常规油气采用的全面钻进工艺，页岩气地质调查井采用绳索取心工艺钻进时井筒内压力要复杂得多，亟待进一步研究；且岩心钻机施工页岩气地质调查井的井控没有形成一套像油气井控一样的标准化、流程化的操作程序。

绳索取心钻进方法的主要特点是内岩心管能自由地从钻杆内投放孔底，取心时不提钻杆，用钢绳把内管打捞上来。为此，钻杆内外径都比较大，接头齐平或近齐平。钻杆与孔壁、内管与钻杆内壁之间间隙非常小，一般1～3 mm。小环状间隙虽能得高钻进效率和岩心采取率，但也对井控安全产生不利的影响，定性分析存在以下情况：①环空间隙小、井眼小、循环泵压高，易造成循环漏失，压垮孔壁，并且造成上返速度快，对溢流很敏感；②带内管提下钻容易抽垮或挤塌不稳地层而扩径，这很容易造成井涌井喷，并且页岩气地调井钻遇地层中有可能存在煤层气等其他气藏。

从井控观点来考虑，当发生溢流时，地层侵入井中流体的高度对井控形势的影响非常重要。侵入的流体柱越高，井控问题越严重。由于环空体积小，侵入井内相同的流体体积时，地质调查井的流体柱更高。由于从井底循环到井口过程中气体会膨胀，为保证钻井液对井底的压力不变，就必须要增加井口的套管压力。地质调查井相对于大环空井眼需要更高的套管鞋处压力。这些都是该类井控操作应特别注意的。

4.5 相关标准规范(测)

目前，除《页岩气钻井技术规程》(DB 43/T 971-2014)，并没有专门的页岩气钻井井控标准规范，页岩气钻井主要参照石油钻井的井控规范，主要有《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护 SY/T 5964-2006》、《钻井井控技术规程 SY/T 6426-2005》、《石油天然气钻井井控技术规范 GB/T 31033-2014》等。但很多规定并不适用于页岩气钻井，特别是页岩气地质调查井钻井。页岩气相关钻完井标准体系尚不健全，导致钻井井控中存在不规范的现象。当然相关设备技术成熟程度也制约着标准体系的制定速度，相关单位也在加紧制定相关标准规范。2017年11月国家安全监管总局发布《页岩气田钻井井控安全技术规程(征求意见稿)》和《页岩气井带压作业安全技术规定(征求意见稿)》，对页岩气气田钻井井控做了相关规定，但相关条款与页岩气地质调查井钻井现状的匹配性还是有待商讨。

5 认识与建议

页岩气钻井必须进行井控，页岩气地质调查井面临新工区，存在诸多不确定因素，更应制定防喷预案，合理设计钻井液，配备井控设备。但是,目前页岩气地质调查井井控技术在“人、机、料、法、测”等几个方面都存在很多问题，必须加强队伍培训和教育，提高井控意识，增加钻井设备投入，研制页岩气地质调查井专用井控装备，合理调整钻井液性能，加强绳索取心钻进配套的井控工艺研究，制定适用于页岩气地质调查井井控规范标准，并重视套管强度和固井质量，尽快形成整套的页岩气地质调查井井控技术体系，才能保证页岩气地质调查井施工安全，促进我国页岩气基础地质调查工作。

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