CQMPD精细控压钻井技术应用与思考

2018-12-20韩烈祥

石油钻采工艺 2018年5期

韩烈祥

1.中石油集团川庆钻探钻采工程技术研究院； 2.油气钻井技术国家工程实验室欠平衡与气体钻井试验分基地

精细控压钻井是在窄安全密度窗口地层钻完井过程中精确控制环空压力，实现井筒压力平稳。随着技术的不断完善，不仅可用于解决窄安全密度窗口地层、同一裸眼井段多压力系统的安全钻进难题，还能延长水平井钻深能力，提高复杂超深气井的固井质量。该技术自2003年提出至今，已应用于多个油气田窄安全密度窗口地层钻井，有效解决了钻井过程中出现的井涌、井塌、井漏、卡钻问题［1］。

1 精细控压钻井技术

CQMPD精细控压钻井系统是中国石油集团川庆公司自主研制的、具有完全自主知识产权的闭环精细控压钻井系统［1］，已在川渝、塔里木、土库曼斯坦阿姆河右岸等油气田广泛使用，有效解决了深层油气田复杂地层剖面钻井难题。

CQMPD精细控压钻井技术已发展形成了全过程精细控压钻完井技术，形成了从钻前、钻进、起下钻、电测、下套管固井（下完井管柱）等所有工况的精细控压配套技术，有效降低了安全起下钻风险，保证了井身质量。CQMPD精细控压钻井系统有两种型号或控制方式。

1.1 CQMPD精细控压钻井系统

1.1.1 回压补偿式控压钻井系统控压钻井控制井底压力平稳的方法就是让循环期间的井底压力与停止循环时的静液柱对井底的压力保持一致，在不采取控压措施的情况下，二者的差值就是环空水力压耗。为了便于描述地层安全密度窗口，循环期间的井底压力一般用当量循环密度（ECD）来表示。CQMPD-I控压钻井系统能快速测定地层的漏失压力和孔隙压力，为钻进过程的井底压力控制和后期作业控压需要提供可靠依据。系统主要装备包括：监测与控制系统、节流控制系统、回压补偿系统、随钻压力测量系统（PWD）等核心装备。系统采用模块化设计，具备微流量和井底压力两种监控方式，运行可靠、经济实用。该系统采用质量流量计实时、精确监测微溢流变化，判断井筒压力与地层压力的相对平衡状态，或者依据实时PWD数据直观确定井底压力变化；采用自动控制的节流管汇或专用泵组补偿回压的方式“随钻压井”，使井底压力达到ECD目标值，从而保持了连续动态井底压力平稳。自动节流控制系统的额定节流压力为10 MPa，井底压力控制精度±0.35 MPa，堵漏材料在节流管汇中通过性好；回压补偿系统的额定输出压力为15 MPa，输出排量范围为0～21 L/s；PWD耐温175 ℃，抗压175 MPa［1-2］。成熟区域可以采取非实时的由压力存储器回放数据拟合的环空压耗预测图版指导回压控制，提高控压钻井的经济性。

1.1.2 连续循环控压钻井系统 CQMPD-Ⅱ型控压钻井系统［3］包括连续循环阀、高压管汇和循环控制系统，可保持钻进、起下钻接单根、检修设备等工况井下钻井液的不间断循环，全程当量循环密度（ECD）不变，避免了因停泵造成后效天然气聚集以及沉砂卡钻等问题，提高了钻井作业安全性。

1.2 控压起下管柱技术

在非钻进作业过程的井控工作更为重要。实践证明，大多数井喷事故都发生在起下钻具、油套管柱或测井过程当中，如震惊全国的罗家16H井“12.23”井喷失控事故和天东5井、隆5井、塔中823井等，因为在非钻进过程失去了循环，ECD降低，无法监控井底压力，起下钻过程中存在压力抽汲或激动，并且溢流上窜过程中膨胀滑脱会加剧处理难度，井控风险极高。因此，针对“三高井”编制了起下钻动态控制环空液面的作业规程，通过定期核定灌浆量来保证环空液面相对平稳，同时对于高含硫井实行微漏控制模式。另一方面，开发了固体凝胶段塞（图1），该固体凝胶段塞成胶温度为 120～150 ℃，耐温180～200 ℃；可泵送特性：固化时间约1.5～3 h，且时间可调，流动度为20～24 cm，塑性黏度为20～25 mPa·s；承压特性：耐压差5 MPa/250 m；可钻性：抗压强度为11.05 MPa。该固体凝胶段塞可隔断井下压力系统、防止溢流上窜，具有施工过程呈液态而在井下迅速转变为固态的特点。在起钻前注入井中，一般在含油气层上方50～200 m固化开始起钻，还可以在套管阀下深受限时替代套管阀工作。

图1 凝胶段塞固化前后形态Fig. 1 Configurations before and after gel slug solidification

1.3 精细控压固井技术

对于深井固井，由于水泥浆相对于钻井液摩阻更大，因此常规固井经常出现井漏，达不到返高要求，尤其是对于窄安全密度窗口地层、长井段小环空间隙固井风险更大。采用正反注工艺补救难以保证水泥浆有效衔接，甚至导致套管鞋或喇叭口窜气，影响井筒完井性。川庆公司开发了控压固井实时监控系统，联合精细控压钻井装备，形成了控压固井设计技术、水泥浆性能优化技术、塞流固井技术、固井实时监控技术，全工况、全过程精细控制环空压力介于地层压力与地层漏失压力之间，使井筒处于不溢不漏的状态。为喷漏复杂层段安全高效固井提供了新的技术保障，且大幅度提升了固井质量［4-5］。

2 应用实例

2.1 支撑高石梯—磨溪气田快速建产

川渝高石梯—磨溪区块地层压力高、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当量密度，易造成施工作业井漏频繁、处理复杂时间长，并且井控安全风险大。主要的工程地质难点分析总结如下［6-8］：（1）高石梯—磨溪构造四开穿过嘉陵江—筇竹寺地层，钻进中钻遇多个气层，钻遇的层位多、井段长、压力系数跨度大（1.68～2.0）；（2）安全密度窗口窄，频繁交替发生井漏、溢流，甚至喷漏同存，井控风险大；（3）储层裂缝发育，常规堵漏方式效果不佳，据统计，该区块储层90%以上发生过井漏，常规钻井时，磨溪构造平均单井漏失量740 m3，处理复杂井况时间414 h，高石梯构造平均单井漏失量1 962 m3，处理复杂井况时间723 h。（4）灯影组等多个地层H2S含量高。

GS19井四开采用Ø215.9 mm钻头、2.15 g/cm3钻井液自2 865 m钻至4 016.69 m时，钻遇高压裂缝层，溢、漏复杂交替发生，常规堵漏和水泥封堵等处理方式已无法钻进，该井段累计漏失2.30～2.60 g/cm3钻井液1 962.8 m3，处理复杂及辅助时间达到30 d。改用精细控压钻进后，通过自动控制系统使井底液柱压力始终保持微过平衡状态，ECD控制在2.46～2.52 g/cm3。在4 145.13 m和4 232.22 m处又钻遇2个新漏层，在控压钻井过程中注入桥浆堵漏顺利钻完复杂井段。近3年在高石梯—磨溪四开及五开完成精细控压钻井作业40余井次，有效解决了该区安全密度窗口窄、喷漏同存、储层严重漏失等难题，成为该区块二叠系多压力系统地层、震旦系灯影组裂缝性储层中提速和避免井下复杂的利器。

高石梯—磨溪区块震旦系灯影组是典型的裂缝—孔洞型岩性储层，产量高、高含硫，钻井普遍喷漏同存，高石12井钻遇井漏2 200 m3，多次堵漏无效被迫提前完钻。之后利用CQMPD精细控压钻井系统采用“微漏”精细控压作业方式作业5口井，平均单井漏失量减少81%，平均处理复杂时间降低92.4%，有效解决了震旦系灯影组严重漏失的难题［6-11］。

2.2 支撑九龙山和双鱼石泥盆系勘探

九龙山和双鱼石泥盆系勘探难度极大，钻遇茅口组产量达100×104m3/d以上，钻井作业溢漏同存、井控风险高、易压差卡钻。九龙山构造飞仙关组至龙王庙组和双鱼石构造须家河组至栖霞组含多个气层，钻遇的层位多、压力系数跨度大，茅口组存在异常高压，同一裸眼段内易发生喷漏同存，易卡钻，常规钻井易发生严重漏失且堵漏效果差，处理复杂时间长。

在九龙山构造和双鱼石构造复杂地层实施精细控压钻井，井漏漏失量和复杂损失时间均大幅度降低。在九龙山构造龙探1井和龙岗70井实施的精细控压钻井，对比常规钻井漏失量下降81.64%，复杂损失时间下降92.8%；在双鱼石构造实施精细控压钻井，对比常规钻井漏失量下降96.7%，使以前的茅口组需要一开次专打转变为与上部低压层合打，节约一层套管，对高效开发泥盆系储层具有指导意义。

2.3 精细控压固井技术在应用中凸显成效

在多产层、高低压互层、长裸眼段（859 m）龙岗70井中的Ø114.3 mm小间隙尾管固井中，精细调整注替排量，注替全过程采用精细控压系统补偿循环压耗变化，维持了敏感地层全过程压力平稳；配套采取了中心管泵注加重钻井液平衡环空压力、分段开泵循环顶通破坏高密度钻井液的胶凝结构，实现窄安全密度窗口地层的固井施工全过程井筒压力平稳，电测固井合格率为90.90%、优质率达86.57%［7］，喇叭口无窜流，能够提高复杂超深气井尾管的固井质量。