龙凤山凝析气藏钻完井难点分析及技术对策

巢贵业

(中石化东北油气分公司石油工程技术研究院，长春 130062)

0 引言

龙凤山气田位于吉林省长岭县，构造位于长岭断陷南部北正镇断阶带；目前提交天然气控制叠合面积51.08 km2，控制地质储量152.81×108m3，凝析油288.12×104t。泉头组以上地层易坍塌，登娄库组以下地层裂缝比较发育易漏失，同时砾岩、砂岩、火山岩地层发育，抗压强度高、研磨性强、可钻性差。钻完井过程中存在的主要问题是“上塌下漏”和平均机械钻速低、周期长、固井质量难以保证。其中北201井平均机械钻速4.15 m/h，钻井周期107.14 d。因此，通过加强工程地质条件研究，优化井身结构及推广近平衡钻井技术，自主研发堵漏配方和堵漏工艺，优选高效PDC钻头及辅助破岩工具，应用低密度水泥浆及配套固井工艺，钻井技术指标大幅度提高，北201-8创造了本工区31.08 d最短的钻井周期的记录。

1 钻完井工艺技术难点分析[1]

1.1 断层裂缝发育、存在反密度窗口，上塌下漏问题突出

泉头组以上地层坍塌压力当量密度大于下部漏失压力当量密度，属于“反密度窗口”。营城组地层存在裂缝，北2、北201井裂缝宽度范围主要分布在1～5 mm，其中3 mm以上裂缝沥青质填充，解释断层80多条。钻完井过程中主要问题是“上塌下漏”，如果采用当量密度1.20 g/cm3以上的钻井液平衡上部地层时下部地层会发生漏失，如果采用当量密度1.10 g/cm3左右的钻井液平衡下部地层时上部地层会发生垮塌。因此，同一井眼内同一密度的钻井液同时兼顾防塌、防漏难度非常大。前期施工的2口井合计漏失钻井液1860 m3，损失堵漏材料143.5万元，因堵漏直接损失的周期达到22.78%，井径扩大率严重超标，最大达到60%。同时，由于发生井漏后无法使用螺杆，机械钻速大幅度降低，其中登娄库组井漏发生前后平均机械钻速从3.54 m/h降低到2.32 m/h，营城组井漏发生前后平均机械钻速从2.05 m/h降低到1.20 m/h。

1.2 下部地层抗压强度高、研磨性强、可钻性差，提速难度大

登娄库组以下地层普遍含砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩，北203井区和北208井区与北201井区相比砾岩的粒径更大，抗压强度更高，研磨性更强，机械钻速更低。其中，登娄库组地层抗剪切强度110～200 MPa，抗压强度215～280 MPa，地层可钻性4～7；营城组地层抗剪切强度90～200 MPa，抗压强度150～290 MPa，地层可钻性5～8，平均机械钻速2.88 m/h，营城组地层可钻性6～9，平均机械钻速为登娄库组2.62 m/h，营城组为2.12 m/h 。

1.3 下部地层漏失压力低，气层段长压稳防漏的流体结构密度设计窗口小

目的层破漏压力低，部分井裂缝发育。目的层一般在2300.0～3900.0 m，段长1600 m左右。北203井全井显示油气层共72层，荧光5层；含气67层，气层13层，油气同层3层。油气上窜速度最大达到174 m/h。低密度水泥浆在1.35 g/cm3时24 h抗压强度大于14 MPa，在1.30 g/cm3时水泥石抗压强度5～8 MPa，无法满足要求。因此，采用1.35g/cm3的水泥浆固井时，井底最小静液柱压力当量密度为1.23 g/cm3时，动液柱压力当量密度为1.27 g/cm3。同时，通过提高地层的承压能力提高地层的漏失压力，由于受裂缝、堵漏材料抗压强度等因素的影响，地层的漏失压力当量密度能提高到1.35 g/cm3，流体结构密度差设计窗口只有0.008 g/cm3，3900 m深的钻井只有3 MPa压力窗口，压稳防漏难度大。

2 钻完井工艺技术对策[2]

2.1 优化井身结构，采用近平衡钻井解决上塌下漏的问题

前期采用二级井身结构，一开使用∅311.2 mm钻头钻穿四方台组进入嫩江组顶部约800 m左右，下入∅244.5 mm表层套管。二开使用∅215.9 mm钻头钻至目的层完井，下入∅139.7 mm表层套管。二开裸眼段达到3000 m左右，在钻井过程中存在的突出问题是上塌下漏，因此通过优化井身结构，下入技术套管封隔上部地层，下深至泉头组的底部2200 m左右，将上部地层的压力系统设计在二开井段内。将下部地层的压力系统设计在三开井段，同时采用静平衡钻井，测试地层压力系数为1.06～1.10，钻井液密度1.10～1.15 g/cm3防止井漏。优化后完钻的井基本未发生漏失，平均机械钻速由4.45 m/h提高到9.52 m/h，提高了5.07 m/h，钻井周期由107.17 d缩短到38.03 d，缩短了69.14 d；水平井平均机械钻速达到6.67 m/h，钻井周期为60.64 d。整体钻井指标大幅度提高。

2.2 优选抗冲击抗研磨PDC钻头+螺杆全程复合钻井，提高机械钻速[3]

登娄库组地层可钻性4～7，营城组地层可钻性5～8，沙河子地层可钻性6～9，随井深增加，地层可钻性极值在增大，从建立的岩石力学剖面和可钻性剖面看出，地层抗剪强度小于抗压强度，同时PDC钻头可钻性小于牙轮钻头可钻性，因此北201井区二开采用4～5刀翼、复合片切削齿直径19 mm的M1952FC 等PDC钻头，三开采用5～6刀翼、复合片切削齿直径16 mm的M1655FG、DF1605BU等PDC钻头，平均机械钻速达到7.83 m/h，单只钻头平均进尺达到406.34 m，见表1。

表1 北201井区 三开采用PDC+螺杆钻井指标统计

北203～北208井区登娄库组～营城组上部砂砾岩地层，三开钻头选型以耐冲击、结构强化为主要思路。采用6～7刀翼、“8”字形双排齿PDC钻头(Smith)，在登娄库组-营城组获得了较高的指标，机械钻速同比达到北203- 1井的2倍以上，见表2。

表2 北203～北208 PDC+螺杆钻井指标统计

2.3 提高地层承压能力,防止固井过程中发生漏失

地层漏失压力当量密度1.15～1.20 g/cm3，为避免固井发生漏失，保证固井质量，必须提高地层承压能力。以水泥石抗压强度达到14 MPa为门限值选择低密度水泥浆，通过实验，水泥浆密度达到1.35 g/cm3时其抗压强度才能达到14 MPa，此时尾管固井环空动液柱压力当量密度为1.30 g/cm3。考虑安全系数，选择地层承压压力当量密度1.35 g/cm3左右。通过对静态承压和动态承压两种工艺进行试验比选见表3，采用静态承压时技术套管鞋处当量密度大于井底当量密度，当井底当量密度达到1.35 g/cm3左右时，技术套管鞋处当量密度达到1.47～1.54 g/cm3，大于破裂压力当量密度(1.42～1.47 g/cm3)，发生漏失。采用动态承压时裸眼井段承压相对均匀，井底压力当量密度与技术套管鞋处当量密度基本一致，克服了静态承压局部井段承压高造成的漏失风险。

3 现场应用

截止到2015年12月，采用优化的工艺技术在北201井区实施8口井，在平均井深基本持平的情况下平均机械钻速由4.45 m/h提高9.52 m/h，提高了5.07 m/h，钻井周期由107.17 d缩短到38.03 d，缩短了69.14 d。北203～208井区实施2口水平井，在平均井深增加120 m的情况下平均机械钻速由5.48 m/h提高到6.58 m/h，提高了1.1 m/h，钻井周期由72.46 d缩短到55.21 d，缩短了17.25 d。具体数据见表4。

表4 井身结构优化后钻井指标情况

4 结论

(1)优化的三级井身结构将泉头组上部地层和登娄库下部地层的压力系统设计在不同的井段，能够解决钻井过程中泉头组上部地层坍塌的问题，同时三开采用近平衡钻井能够抑制登娄库下部地层井漏的问题。

(2)优选的4～5刀翼的M1952FC和5～6刀翼的M1655FGA、M1675FG等PDC钻头全程采用复合钻井机械钻速能提高50%以上，效果显著。

(3)采用动态承压时裸眼井段承压相对均匀，克服了静态承压局部井段承压高发生漏失风险，能够切实提高地层的承压能力，防止固井过程中发生漏失，提高了固井质量。