精细控压钻井技术在裂缝型潜山油藏的应用

2018-07-09王文明

石油工业技术监督 2018年6期

王文明

潜山油藏是辽河油田重要的稀油产能区块，为了有效控制潜山油层产量递减，油田部署大位移井以实现注气能量补充开发，利用水平井注气来保持地层压力，抑制底水锥进，提高油藏采收率[1]。但是，目前该区块注采同存导致地层压力具有一定的不确定性，存在涌、漏、塌、卡等钻井风险，且常规钻井过程中钻井液密度高，容易造成储层污染，后期注气开发困难。XG7-H173井施工过程多次出现井漏、卡钻等复杂情况，且注气启动压力达到29 MPa，注气困难。为解决储层保护的问题，在邻井XG7-H175井采用精细控压钻井技术。精细控压钻井技术通过实时监测井底压力和井口流量变化，有效地降低了井底压力，避免了钻井液固相侵入储层的污染[2]，可以有效地发现和保护油气储层，提高钻井效率，更好地保障井控安全。

XG7-H175井是一口注气井，目的层为太古界潜山地层，属块状底水裂缝型潜山油藏，岩性为混合花岗岩、黑云母斜长片麻岩及混合岩、夹少量侵入岩脉。地层可钻性差，机械钻速较慢。为了更好地保护储层和提高钻井时效，制定了XG7-H175井精细控压钻井技术方案，在目的层井段进行可控微溢流控压钻井，边溢边钻。

1 XG7-H175井精细控压钻井技术方案

控压钻井施工井段和钻井液：控压井段为目的层水平段，完钻后配合完成裸眼电测、下套管、固井等完井作业,确保钻完井全过程储层保护；钻井液为有机盐无固相水基钻井液，基液设计密度为1.00～1.03 g/cm3；泥浆帽重浆密度为1.25 g/cm3。

根据本井的地层压力预测结果和邻井的实钻情况，地层压力系数1.10，模拟了钻头位于水平段3 770～4 460 m，排量为35 L/s的井况，计算得出了井口回压与井底压力的关系，结果如图1所示。

图1 控压钻井井口回压及井底当量密度模拟

结合控压钻井井口回压及井底压力模拟结果，针对该区块储层保护的要求，采用微欠平衡控压钻井，设计钻井液密度选择和井口回压值见表1。

设计同时采用井底随钻测压和井口微流量监测，设计综合录井数据接入控压钻井软件，同时实时监测立管压力、出入口流量、出入口密度等钻井参数，实时判断钻井工况，保障钻井安全。

表1 控压钻井钻井液密度及回压值设计结果

2 XG7-H175井精细控压钻井实施过程

本井开始施工时采用1.05 g/cm3低密度无固相钻井液试运转，井底随钻测压系统（PWD）实测井底压力，与控压软件计算得到井底压力基本一致，验证了控压软件模拟计算数据的准确性，计算循环摩阻为1.5 MPa左右，井底压力33.5 MPa，当量ECD为1.12 g/cm3。为了实现真正的欠平衡钻井，防止储层污染，施工过程中根据井口微流量监测判断地层流体是否进入井筒，结合井底随压系统实测井底压力，降低钻井液密度至1.03 g/cm3，井口回压为0.35～0.38 MPa，保证钻进过程中微欠平衡[3-5]，实际施工过程中以1.03 g/cm3低密度无固相钻井液钻进3 730～4 460 m井段。

在实施控压钻井工艺过程中，实时监测立管压力、出入口流量、出入口密度等钻井参数，结合录井数据等，实时判断钻井工况。

XG7-H175井溢流发现及处理经过如下：井深4 200 m，下钻到底，开泵循环，发现出口流量上涨，总烃值从0.8%上涨至10.3%，C1值从0涨至5.75%；流量计监测到出口流量剧烈波动（图2）。控压钻井工程师判断井口出气，通知井队点火，井口回压调整至1.5 MPa，13 min后点火成功，18 min后火焰熄灭，火焰高度3～4 m，出口仍有少量气体返出；8 min后总烃下降至1.7%，C1值下降至1.5%，井口回压1 MPa；5 min后总烃0.5%，井口回压0.36 MPa，控压排气结束。通过总结该井溢流发现及处理经过可以得出，控压钻井施工中可以及早地发现溢流并通过井口加回压的方式迅速增加井底压力，减少溢流量，保障井控安全。