四川盆地裂缝储层钻井井漏安全起钻技术认识与探讨

左 星 罗 超 张春林 尹 啸

1.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2.中国石油西南油气田分公司川西北气矿3.中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 4.中国石油川庆钻探工程有限公司国际工程公司

0 引言

石油天然气钻探作业，在起钻过程中由于起出钻具会使井筒内液面下降，钻井液液柱压力降低，可能使井筒压力小于地层孔隙压力，地层流体进入井筒造成起钻过程溢流、井喷的风险。因此，按照石油行业相关井控规定，起下钻过程钻井液密度要求高于地层孔隙压力系数0.07～0.15，并按行业规范或技术要求进行灌浆，保证井筒压力始终大于地层孔隙压力，减少甚至避免地层流体进入井筒，确保起下钻过程处于安全状态[1-3]。

与常规油气层不同，裂缝储层孔洞发育，安全密度窗口窄，对压力极其敏感，较小的压力波动[4-5]就可能引发井漏，甚至是失返性井漏。此类地层难以将钻井液密度提高至高于地层孔隙压力系数0.07以上，给起钻作业带来极大风险。

由于裂缝储层缝宽较大，常规堵漏方式效果较差，达不到封堵裂缝提高储层承压能力的目的，起钻通常采用重浆吊灌方式。此方式不但钻井液漏失量大，而且如果对裂缝特性认识不清，对裂缝漏失状态掌握不准确，致使灌浆量不足，最终也会导致井喷，处理难度大，井控风险高。如天东5井，在井深3 570.72 m钻遇井漏，由于常规堵漏不成功，起钻后采用光钻具进行堵漏。在吊灌起钻过程中，由于灌浆量计算不准，最终造成溢流并引发井喷，损失复杂处理时间93 d，直接经济损失1 000万元以上；青海油田的英9-4-A5井，在井深1 461 m钻遇井漏后，起钻更换钻具，同样是因为井漏状态掌握不清，灌浆量计算不准确，最终引发井喷。

由于天然气钻探逐渐向深层、裂缝碳酸盐储层转移，钻遇井漏的风险越来越大，因此，开展钻井井漏安全起钻技术研究，确定合理灌浆量以及改进起钻方式，保障安全起下钻作业有着重要意义。

1 裂缝储层井漏起钻作业安全影响因素分析

1.1 井漏程度分析

对于井漏程度主要与地层裂缝、孔洞发育，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综合考虑这些因素给出了地层裂缝的漏失速率的计算公式：

式中Q表示漏失速率，m3/s；w表示端面处裂缝长度，m；h表示平均裂缝宽度，m；σH表示裂缝宽度标准差；c表示裂缝间接触面积与裂缝面标准面积的比值；μ表示导流流体黏度，Pa·s；p表示漏失压差，Pa。

由式（1）可知，裂缝漏失速率与裂缝接触段长度、压差呈线性关系，与裂缝宽度的三次方成正比，与钻井液黏度成反比。即在正压差相同情况下，裂缝越长越宽，漏失量速度越大，反之漏失速率越小；钻井液黏度越高，漏失速率越小，反之漏失速度越大。

1.2 气体上窜速度分析

现场气体上窜速度通常采用迟到时间法和体积法，通过停泵、开泵后气测值的变化来计算，能够较为准确判断气体上窜真实情况。但在裂缝漏失储层，由于井漏状态会影响气体上窜速度的真实判断，因此参考性较低。国内研究人员也对气体上窜速度进行过定性分析，认为气体上窜速度除了与储层能量、井底压差、进入井筒气体体积量有关外，还与钻井液黏度有很大关系。钻井液黏度越大，气体上窜滑脱速度越小，反之上窜滑脱速度越大[6-9]。

1.3 井漏状态监测

裂缝井漏储层常规起钻中，现场人员大多通过经验灌浆，灌浆量一旦偏少，后期可能引发严重的井喷事件。因此，为确保安全起钻，钻井液灌入量和漏失量一般较大。显然，钻井液灌入量不应该由经验判断，而应该根据实际井筒压力与漏失压力的关系，即环空液面高度来确定。可以采用环空液面监测仪[10-11]，实时监测与分析环空液面高度及变化情况，从安全、高效、降低成本的角度出发，确保井筒压力动态平衡，为起钻灌浆做出最合理的决策。

通过井漏与气体上窜定性分析可以认识到，只要井漏速度大于气体上窜速度，即可避免气体进入井筒，防止溢流井喷的发生。将该认识应用至实际作业中，将大大提高起钻作业的安全性：①起钻过程中始终确保井筒压力大于储层压力，并保持微漏状态，避免地层气体进入井筒；②提高钻井液黏度，即使在短时间内储层气体进入井筒，可有效控制气体滑脱上升速度，有足够时间进行处理；③使用环空液面监测仪器，实时掌握液面高度和井底压力状态。

2 裂缝储层井漏安全起钻方式优选

2.1 常规吊灌起钻方式

该方式是采用较高密度钻井液（目前没有统一标准，一般是高于储层压力系数0.05～0.07，若储层气量大，可能采用的钻井液密度更高）进行吊灌起钻，每起一柱钻具吊灌1.5～2倍钻具体积的钻井液量，多灌入的钻井液确保在起钻阶段井筒压力大于储层漏失压力，避免因井筒压力降低后等于甚至低于储层压力，使气体进入井筒造成溢流。

常规吊灌起钻方式充分考虑到了井筒内只要保持连续井漏状态，就能确保起钻的安全性。但由于尚未开展起钻过程合理的井漏量化分析，也没有有效液面高度监测手段，这种方式只能通过牺牲钻井液量来提高起钻过程的安全性，整个过程钻井液漏失量大。

同时应注意，如果储层缝宽大、井漏特别严重，可能在钻具提升期间，由于井筒内钻井液液面快速下降，使得有效液柱压力低于储层压力，增加了后期起钻过程发生溢流的风险性。天东5井、英9-4-A5井也是在这样的施工步骤下发生井喷事故的，说明单一的增加灌浆量并不是万无一失的有效做法，增加环空液面监测手段，掌握井漏状态合理调整灌浆策略或减少吊灌起钻过程，特别是裸眼段吊灌起钻，将能进一步提高起钻作业安全性。

2.2 带压起钻方式

带压起钻是采用合适的钻井液密度配合合理的井口套压控制，精确并恒定控制井底压力在安全的范围内，其主要优势如下：

1）由于在井口额外增加了向下压力，可进一步降低起钻过程的抽吸作用。根据现场数据统计，带压起钻产生的抽吸压力比常规起钻低0.02～0.05 g/cm3的当量密度；

2）恒定的井底压力控制，可避免各种因压力波动造成的不良后果。如在井漏层带压起钻，可始终保持井底压力略大于储层漏失压力，整个起钻过程都能保持微漏状态，避免出现气体置换进入井筒的情况；

3）可以大幅降低钻井液漏失量，节约钻井液成本。

由此而见，带压起钻是裂缝储层井漏安全起钻的有效方式之一。

但带压起钻也存在不足，即当带压起钻至接近井口位置时，由于钻具重量减少，致使井口带压产生的上顶力大于钻具重量，将会引发钻具上顶现象。此时，一般会使用带压起下钻装置，但该装置的安装、使用复杂且耗时长，在井漏状态下使用反而会增加作业风险。

2.3 “带压起钻+重浆帽吊灌”起钻方式

针对全程带压起钻方式的不足，可将其与常规吊灌起钻方式结合，将更加满足现场应用要求[12-13]。

该方式是先根据储层安全密度窗口设定井口套压值，带压起钻至设计井段，注入设计好的重浆帽（重浆帽注入过程需进行井口套压实时调节），最后再吊灌井浆起钻。

在下部井段带压起钻，是为了减少裸眼井段起钻抽吸作用，保持恒定微漏状态，避免地层气体进入井筒；上部井段吊灌起钻，是为了避免在接近井口位置时使用带压起下钻装置，既可提高起钻安全性，也有效降低了钻井液漏失量；同时，在吊灌起钻期间，还需要加强环空液面的实时监测（图1）。

图1 “带压起钻+重浆帽吊灌”示意图

关键参数计算方式如下所述。

1）重浆帽高度

重浆帽补偿的压力包括井口套压和需要附加的安全压力，由此计算出的重浆帽高度为：

式中H表示重浆在环空中的高度，m；p套表示带压起钻时的井口套压，MPa；p附表示附加的安全压力，MPa；g表示重力加速度，m/s2；ρ重表示重浆密度，kg/m3；ρ钻表示钻井液密度，kg/m3。

2）重浆帽替入过程套压调节

开始注入重浆时，井口压力降为p套1，重浆从钻头返出后，井口套压开始逐渐降低，直至为零，此处的环空高度为h2。重浆从井口注入至钻头处的时间设为t1，重浆从钻头返至环空高度h2时的时间设为t2，即

式中t1表示重浆从井口到钻头处时间，s；t2表示重浆从钻头返至环空高度h2的时间，s；S杆表示钻杆内横截面积，m2；S环表示环空横截面积，m2；h杆表示钻杆长度，m；h2表示重浆产生的与循环时井口套压相等所对应的高度，m；Q表示钻井泵的排量，L/s。

根据（3）、（4）式可计算出不同时间下的井口套压控制曲线（图2）。

图2 重浆帽替入过程井口套压控制曲线图

对比3种起钻方式（表1），“带压起钻+重浆帽吊灌”起钻方式结合了常规吊灌和带压起钻的优点，不但提高了裂缝储层井漏起钻作业的安全性，还有利于现场操作与实施，更加满足现场应用要求。

3 “带压起钻+重浆帽吊灌”起钻方式应用情况

截至2017年12月，已在西南油气田高石梯—磨溪区块、双鱼石构造等开展50余口井精细控压钻井技术应用[14-17]，并在严重漏失井进行了“带压起钻+重浆帽吊灌”方式起钻作业，与常规重浆吊灌起钻方式相比，其安全性更好，钻井液漏失量更少，起到了良好应用效果。其主要做法如下：

1）根据储层漏失情况控制井底压力，一般保持钻井液漏失量在1～2 m3/h内。

2）控制起钻速度，一般在0.2 m/s以内，既可确保井口套压的稳定，也可降低起钻抽吸作用。

3）设计的重浆帽产生的附加压力当量密度高于储层压力当量0.05～0.07 g/cm3。

4）吊灌起钻时，若液面不在井口，每柱灌浆量为起出钻具体积的1.5～2倍；起钻完后，每10～30 min灌浆一次。

5）吊灌起钻期间，每隔30 min采用环空液面监测仪测量液面高度一次；起钻完后每15 min测量液面高度一次。

西南油气田高石001-X4井[18]在灯影组5 356～5 860 m钻遇良好显示气层，后期通过精细控压钻井技术安全、顺利完成了钻探作业。由于气层裂缝发育，起钻方式采用了“带压起钻+重浆帽吊灌”。

根据气层压力系数1.18～1.19，采用密度为1.13 g/cm3的钻井液，井口控压3～3.5 MPa，保持井底压力当量密度保持在1.20 g/cm3。带压起钻至井深3 700～3 800 m，注入2.0～2.05 g/cm3的高密度钻井液13～15 m3，保持井底压力当量密度高于气层压力系数0.05～0.07，再吊灌井浆起钻，每柱灌1.13 g/cm3的钻井液一次，为确保安全，每次多灌0.1～0.2 m3，起钻完后，每半小时灌0.5 m3。

下钻过程，常规下钻至套管鞋处，用1.13 g/cm3的钻井液替出2.04 g/cm3的重浆帽，然后带压1～3 MPa下钻到底。

本井采用该方式起下钻13趟，没有发生溢流风险，每次起下钻漏失钻井液60～80 m3。

表1 3种起钻方式对比表

4 认识与探讨

1）裂缝漏层起钻作业，应保持井筒压力大于地层压力，避免或减少地层气体进入井筒；尽量采用高黏度钻井液，有利于控制气体滑脱上窜速度。

2）对于常规重浆吊灌方式，钻井液漏失量大，无有效液面监测手段，若灌浆量控制不准容易造成溢流、井喷风险。

3）全程带压起钻可较好的保持井底压力恒定，有效控制漏失量，避免储层流体进入井筒，是一种安全性较高的起钻方式，但需要使用带压起下钻装置，反而会增加裂缝储层起下钻作业风险。

4）将带压起钻与重浆帽吊灌结合，可以更好地融合两者优点。现场应用表明，该起钻方式是目前裂缝漏层起钻作业的最佳方式，更适合于现场应用，安全性更高、综合成本更低。

5）从不同方式起下钻钻井液漏失情况看（表2），目前虽然采用“带压起钻+重浆帽吊灌”的方式能够满足裂缝储层安全起下钻作业，且较常规重浆吊灌方式节约钻井液成本，但钻井液漏失量依然较大。

表2 不同方式起下钻钻井液漏失情况

表2表明，精细控压钻井技术解决了该区块裂缝储层喷漏同存复杂问题，节约了钻井液成本，但起下钻过程，钻井液漏失量依然较大。因此，裂缝储层起钻方式还有待进一步改进完善：①可考虑采用井下套管阀技术，带压起钻至套管阀以上，封闭下部井段后再常规起钻，将大大提升漏失井起钻作业安全性，大幅减少起下钻过程钻井液漏失量；②研究发展井下冻胶阀技术，通过钻具注入胶塞，封闭下部井段，工艺简单，2012年冀东油田曾在裂缝储层起下钻过程使用过冻胶阀，起到了较好的封隔作用，但破胶方式还需进一步完善。