气体连续循环钻井技术在博孜区块砾石层的应用

2021-10-28李露春练章华蒲克勇

西南石油大学学报(自然科学版) 2021年4期

李露春，练章华，蒲克勇，颜海

1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500；2.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉618300

引言

博孜区块位于库车拗陷克拉苏构造带西部，天山南麓，其平面大致划分为BZ1 井区与BZ3 井区两个扇体控制区，在BZ1 井区地层大多发育着超5 000 m的巨厚砾石层，部署在该区块的井位大部分属于超深井；同时，该区域又属于库车拗陷山前高陡构造，实钻地层倾角甚至达到30°以上，给钻井防斜打快带来了诸多技术难点，导致了该区块内钻井机械钻速低、钻井周期长[1-2]。

针对博孜区块上部大尺寸井眼、砾石层机械钻速低的难点，运用气体欠平衡钻井的思维，开展了气体连续循环钻井技术提速实施方案研究，详细分析了巨厚砾石层实施气体连续循环钻井时可能存在的技术难题，优选了气体连续循环钻井砾石层段，制定了气体连续循环钻井防斜打快工艺技术措施，并开展了6 口井、9 井次现场应用，平均机械钻速达到了4.88 m/h，成倍地提高了该区块机械钻速，缩短了钻井周期。

1 巨厚砾石层钻井技术难点

博孜区块目的层埋藏较深，BZ1 井区目的层大部分埋深在6 000 m 以上，BZ8 井设计与实钻井深均超过8 000 m，深井超深井上部井眼尺寸大，再加上发育的巨厚砾石层硬度大、可钻性差，使得该区块钻井单只钻头进尺少、机械钻速低，提速工具不能达到理想效果。

1.1 巨厚砾石硬度大、可钻性差

砾石成分主要为花岗岩、变质岩、玄武岩、石英砾、砂岩砾和灰岩砾，分选差，磨圆以次棱––次圆为主（图1）。室内岩石力学实验表明，砾石平均硬度1 115.79 MPa，基质平均硬度476.29 MPa，砾石硬度为基质硬度的2～4 倍，可钻性差，这是博孜区块砾石层钻井过程中限制机械钻速的关键因素。博孜区块BZ1 井区砾石层平均厚度4 968 m，其中，0～4000 m的变质岩+石英砾占30%～50%，4 000～6 000 m的变质岩+泥岩占70%～80%；博孜3 井区砾石层平均厚度2 863 m，0～1000 m的变质岩+石英砾占40%～60%，1 000～2 000 m的灰岩砾+变质砾占70%～80%，2 000～4 000 m的灰岩砾占70%～80%，巨厚的砾岩分布极大地影响了机械钻速。

图1 基岩砾石主要岩性分布Fig.1 Bedrock gravel main lithology distribution

表1 分别统计了BZ1 井区、BZ3 井区砾石层常规钻井平均机械钻速，显示在博孜区块砾石层常规钻井机械钻速较低。

表1 BZ1、BZ3 井区砾石层常规钻井平均机械钻速统计Tab.1 statistics of average ROP of conventional drilling in gravel layer in BZ1 Wellblock,BZ3 Wellblock

1.2 巨厚砾石层井眼尺寸大、提速效果不理想

博孜区块BZ1 井区砾石层井眼尺寸结构大致可划分为：444.5 mm 井眼200～3 000 m，333.4 或311.2 mm 井眼3 000～6 500 m。随着井深的增加，砾石层压实程度变高，可钻性变差，钻头易磨损，相应机械钻速降低，如何提升博孜区块巨厚砾石层机械钻速一直是困扰塔里木钻井界的一个难题[3]，近年来，尝试了不同工艺技术，效果仍然不理想（表2）。

表2 多种提速工具对比Tab.2 Comparison of various speed increasing tools

在常用的提速工艺中，涡轮+孕镶在BZ103、BZ104 与BZ3 井444.5 mm 井眼试验3 井次，总进尺309.00 m，平均单只钻头进尺103.00 m，平均机速1.12 m/h，提速效果不明显（图2）；在333.40 mm井眼试验15 井次，总进尺3 381.00 m，平均单只钻头进尺199.00 m，较常规牙轮提高124%，平均机械钻速1.75 m/h，较常规牙轮提速97%（图3）。

图2 444.5 mm 井眼试验涡轮+孕镶对比Fig.2 444.5 mm hole test turbine+pregnant inlaid contrast

图3 333.4 mm 井眼试验涡轮+孕镶对比Fig.3 333.4 mm hole test turbine+pregnant inlaid contrast

由于使用垂钻、扭冲、大扭矩螺杆等多种提速效果有限，故在该区域使用气体连续循环钻井工艺。

2 气体连续循环钻井工艺及方案研究

2.1 连续循环钻井技术

常规旋转钻井在接单根（或立柱）时，需停泵中断钻井液循环，造成井底压力下降，严重时会引起井涌[4]。当恢复循环时，开泵瞬间会造成井底压力骤增，在窄安全密度窗口地层处，极易压漏地层，引发井漏等一系列井下复杂情况[5]。1995 年，Laurie Ayling 提出了连续循环钻井技术（Continuous Circulation Drilling，CCD），在接单根（或立柱）以及起下钻期间，保持钻井液的连续循环，维持稳定的钻井循环排量和当量循环密度，不间断地排出岩屑，改善了井眼条件和钻井的安全性，从而提高了复杂地层钻井作业成功率，特别是在窄安全密度窗口下的钻井作业[6-11]。

目前，连续循环钻井技术主要分为连续循环系统（Continuous Circulation System，CCS）和连续循环阀（Continuous Circulation Valve，CCV）两类（图4），国内主要采用连续循环阀实现连续循环作业[5]，它预先将连续循环阀配在立柱（单根）顶端，钻完上一个带有连续循环阀的立柱（单根），连接侧循环管线至连续循环阀侧阀，进行侧向循环通道切换，待立柱（单根）接卸完毕后再进行正向倒换，实现了在起下钻、接立柱（单根）过程中循环介质不中断的钻井工艺[12-15]。目前，国外已有比较成熟的钻井液钻井连续循环技术[16-18]，国内在其基础上，研究了阀式连续循环气体钻井技术。

图4 连续循环阀实物Fig.4 Material object of continuous circulation valve

2.1.1 巨厚砾石层气体钻井存在问题

（1）井壁稳定性

地质上将博孜地区砾石层按胶结强度划分为未成岩段、准成岩段和成岩段，砾石的硬度为基质的2～4 倍，是钻井中限制钻速及造成卡钻等情况的关键因素。未成岩段：地层欠压实，胶结疏松，BZ1井区平均厚度1 500 m，平均行程钻速1.17 m/h；准成岩段：压实程度增加，胶结程度趋于致密，BZ1井区平均厚度500 m，平均行程钻速0.82 m/h；成岩段：砾石含量减少，地层压实，BZ1 井区平均厚度2 500 m，平均行程钻速0.88 m/h。在未成岩、准成岩段地层松散，胶结程度低，由于气体钻井时，返速高，对井壁冲刷较大，形成不规则井壁，沉砂不能有效带出井筒，导致井底沉砂较多，气体连续循环技术可有效提升井眼净化，减小井底沉砂卡钻风险。

（2）地层出水

在BZ1 井区井深2 500 m 以前，水层分布较为集中，在井深2 500 m 以后水层少量分布，室内实验表明，在博孜上部地层（200～2 500 m）泥质含量约59%～81%，地层出水后，水化作用明显，地层坍塌密度和井眼扩大率明显增大。

BZ8 井在井深200 m 地层出水量大于12 m3/h，实施空气雾化钻进56 m 后，由于井壁失稳结束气体钻井。

（3）井斜控制与测量

博孜区块属于库车拗陷山前高陡构造，地层倾角较大，实钻过程甚至达到30°以上，井斜控制难度较大，常规钻井主要采用垂钻或牺牲钻井时效进行防斜。在目前技术条件下，电磁波和微波井斜测量技术在井深4 000 m 以下信号传输困难，气体钻井还未有成熟的随钻测量工具与井下动力钻具，气体钻井井斜控制与测量存在难度。

2.2 气体连续循环钻井方案及措施

综合分析博孜区块地质特征和压力体系，运用气体欠平衡钻井降低压持效应的特征，针对砾石层井壁失稳、沉砂多、地层出水等博孜区块巨厚砾石层钻井难点，设计采用气体连续循环钻井技术，在整个气体钻井与起下钻期间，持续悬浮岩屑，减少地层水在井底聚集，避免了因沉砂与地层水聚集引起的埋钻具、卡钻与井壁失稳等井下复杂事故。

（1）气体连续循环钻井技术

由于气体相对钻井液对岩屑的悬浮、携带能力较弱，气体钻井主要靠较高的气体返速来排出井筒岩屑，在气体钻井接立柱（或单根）期间，若停止循环，岩屑迅速沉降，将会引起沉砂埋钻具、卡钻等井下事故。采用气体连续循环钻井技术，在钻井期间，循环介质不中断，能有效解决这一类问题。同时，在微量出水地层，气体连续循环钻井技术能有效延长气体钻井进尺。

（2）优选气体钻井实施井段

在BZ1 井区井深2 500 m 以后，地层水分布较少，优选在2 500～5 000 m 井段，在库车组––康村组中下部地层实施气体连续循环钻井工艺，井壁稳定性较好，较为适合气体连续循环钻井工艺。在钻遇地层出水前，采用空气连续循环钻井技术，在钻遇地层出水后，视出水量大小与井壁稳定性，采取加大气量烘干与转空气雾化钻井工艺技术措施。

（3）井斜控制措施与井斜测量

砾石层气体连续循环钻井采用“牙轮钻头+预弯短接+双扶正器”的钟摆钻具组合，辅以控时钻进方式，主动防斜。运用近钻头预弯短节随钻柱绕井眼中心轴线与钻柱中心转动产生的涡动效果，增加钻具侧向力，增强钟摆钻具的防斜效果。同时，在井斜3 000 m 以下，配套电缆测斜车方式，每钻进200～300 m 进尺，进行井斜监测，适时调整钻进参数。在钻井过程中，探索井斜与地层倾角、钻井参数的规律，减少中途停止钻进测斜次数，提高气体钻井纯钻时效。

3 气体连续循环钻井应用效果分析

截至目前，气体连续循环钻井技术已在博孜区块BZ1 井区巨厚砾石层应用6 口井、9 井次，其中，8 井次优选在2 500～5 000 m 井段（表3），累计进尺9 481.99 m，平均机械钻速达到4.88 m/h，显著提高了机械钻速，缩短了钻井周期，气体连续循环钻井技术正在成为博孜区块巨厚砾石层提速的一项关键技术。

表3 BZ1 井区气体连续循环钻井应用统计Tab.3 BZ1 Wellblock application statistics of gas continuous circulation drilling

3.1 延长了微出水层钻井进尺，节省了成本

如表3 所示，气体连续循环钻井在BZ8 井与BZ2 井微出水地层气体钻井进尺达到1 500 m 以上，最长进尺达到了2 180 m，实钻表明，气体连续循环钻井技术有效减少了地层水在井筒的聚集以及对井壁的浸泡，克服了地层微量出水后纯气体钻井难以实施的困难，延长了在微出水情况下，气体钻井进尺。

统计对比BZ1 井区气体连续循环钻井与部分泥浆钻井周期（图5），气体连续循环钻井技术钻井周期平均缩短50 d 以上，较大提升了砾石层大尺寸井眼钻井时效。

图5 BZ1 井区气体连续循环钻井、泥浆钻井周期对比Fig.5 BZ1 Wellblock cycle comparison of gas continuous circulation drilling and mud drilling

统计分析博孜区块BZ1 井区与BZ3 井区砾石层常规牙轮、垂钻、涡轮+孕镶、个性化钻头以及提速工具组合等钻井工艺平均机械钻速，如图6所示。

图6 BZ1、BZ3 井区砾石层提速工艺机械钻速对比Fig.6 BZ1、BZ3 Wellblock comparison of ROP of gravel layer speed increasing technology

由图6 可见，空气钻井（气体连续循环钻井）技术机械钻速提高了2 倍以上，使用效果较好。对比BZ1 井区BZ7 与BZ2 井3 420～4 813 m 井段，同一井眼尺寸相同井段（表4），气体连续循环钻井提速3.34 倍，缩短钻井时长57 d，节省钻头8 只，较大缩短了钻井周期，节省了钻井成本，提升了钻井时效。

表4 BZ7 与BZ2 井3 420～4 813 m 井段对比分析Tab.4 Well BZ7 and Well BZ2 comparative analysis of 3 420～4 813 m well section

3.2 克服了沉砂30 m 以上无法接立柱困难

在博孜区块BZ1 井区井深2 500～5 000 m 地层，砾石层为准成岩与成岩地层，随井深增加，砾石层成岩性变好，在气体钻井过程中，气体高速冲刷与井壁不规则，井筒沉砂不能完全排出，停止循环后，井底沉砂较多，经常存在沉砂超过30 m 以上。

砾石层钻井沉砂厚度之所以有一个先增加再减少的过程，是由于博孜区块巨厚砾石层成岩性随井深增加而逐渐变好，平均井眼扩大率变小，沉砂厚度就逐渐减小。其中，BZ18 井沉砂高达80 m，主要原因是BZ18 井钻速最快达6.40 m/h，是同构造平均机械钻速4.88 m/h的1.31 倍，导致循环时间不够，井下沉砂增加快（图7）。气体连续循环钻井在钻进与接立柱期间循环介质不中断，持续悬浮岩屑，有效克服了超30 m 沉砂无法接立柱、无法钻进的困难，避免了因沉砂埋钻具、卡钻等复杂事故。

图7 BZ1 井区气体连续循环钻井沉砂厚度统计Fig.7 BZ1 Wellblock statistics of deposition sand thickness in gas continuous circulation drilling

3.3 最大井斜控制在5°安全范围内

在库车山前构造地层，若不采取工艺措施对井斜进行控制，极易造成井斜超标，严重则造成井眼报废，特别是在气体钻井机械钻速较高的情况下，井斜控制更是重难点。砾石层气体连续循环钻井采用“预弯+双扶正器”+控时钻进的主动防斜方式，钻具组合配以合理的预弯短节及扶正器大小，在钻进期间，根据监测井斜数据，适时调整钻进参数，在提升机械钻速的同时，有效地将最大井斜控制在5°的安全范围内（图8），未影响后期技术套管下入以及完井改造工艺的实施。