高密度油基钻井液敏感地层变密度控压钻井技术

2021-12-27王华平王富渝罗良仪张春林

钻采工艺 2021年6期

王华平,王富渝,罗良仪,张春林

1中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 2中国石油川庆钻探工程有限公司页岩气项目经理部

0 引言

位于四川简阳地区的YT1井在二叠系的峨眉山玄武岩组中途测试中获气22.5×104m3/d，获得勘探上的重大突破。该井在该段使用的钻井介质为水基钻井液，完井试油对储层酸化改造中因水敏返出乳白色浆糊状液体，并且发生砂子堵塞管柱，致使完井试油失败。TF2井是继YT1井后部署在该地区火山岩地层的又一口探井，为避免水基钻井液对产层的影响，Ø149.2 mm小井眼储层段火山岩地层设计使用高密度油基钻井液钻进。

1 工程技术难点分析

四川简阳地区火山岩储层地层压力系数高，按YT1井实测地层压力预测TF2井地层压力系数为2.30，钻井液密度预计高达2.40 g/cm3以上。高密度油基钻井液因其固相含量和黏度高、切力大，决定了钻井液内摩擦力大的特性[1],由此将造成环空循环压耗、抽汲压力、激动压力均很高，引起各工况下井底压力变化大，给安全钻井作业带来严重影响。主要存在以下工程技术难点[2]:

(1)井漏。因高密度油基钻井液黏度高、切力大，加之小井眼环空间隙小，环空循环压耗高和下钻时激动压力大，井漏风险较大。

(2)溢流。停泵后失去较高的循环压耗以及起钻时产生较大的抽汲力，井底压力骤降，极易引起溢流发生[3]。

(3)堵漏成功率低。常规的堵漏材料在油基钻井液中膨胀率低，难以达到在水基钻井液中的膨胀效果，堵漏效果差；使用水泥等凝结类堵漏对产层伤害大，不利于后期储层改造。

(4)“溢漏”易转换。地层压力及井底液柱压力均较高，受工况转换影响，井底存在较大的压力变化，易造成“溢、漏”频繁发生并且互相转换，严重影响作业安全[3]。

2 处理思路和对策

2.1 安全作业密度

通常所讲的安全作业密度[4]是指：该密度产生的静液柱压力不低于地层压力，并在起钻中不会发生溢流；该密度在钻进或循环中不会导致井漏，且在下钻中不会因增加了激动压力而发生井漏。寻找到能同时满足四种不同工况下的安全作业密度是保证钻井作业全过程井控安全的核心。

由于高密度油基钻井液的特性和上述存在的工程技术难点，TF2井在Ø149.2 mm小井眼储层段中钻井同时满足四种工况下“安全作业密度”的一个固定值难以实现，需要在现有技术条件下根据不同的工况采取不同的控压方案进行控制。

2.2 变密度控压钻井技术

变密度控压钻井技术就是在不同工况下因循环压耗、抽汲压力、激动压力的变化影响而调整对应的钻井液密度和控制一定的井口压力来实现全作业过程中的井底压力略大于地层压力、保持井筒不溢、不漏或微漏的一个状态，确保作业全过程的井控安全[5]。

(1)钻进或循环时：钻井液液柱压力+环空循环压耗+井口压力>地层压力，且不漏或微漏。

(2)停泵时：钻井液液柱压力+井口压力>地层压力，且不漏或微漏。

(3)起钻时：钻井液液柱压力-抽汲压力+井口压力>地层压力，且不漏或微漏。

(4)下钻时：钻井液液柱压力+激动压力+井口压力<漏失压力，且大于地层压力。

2.3 各种工况密度和井口附加压力的调节

(1)井口附加压力调节[6]。通过旋转防喷器，附加一定的井口压力，作为各种工况下的钻井液密度、环空循环压耗、抽汲压力等引起的压力变化补偿，始终保持井底压力略大于地层压力，实现井筒不溢不漏或微漏。其原则是钻进时井口压力值接近零，其余工况下井口压力值不能超过现场旋转防喷器的安全工作值。

(2)钻进密度。在满足钻进排量的前提下，以控制井口压力值接近零为原则，保持井筒不溢、不漏或微漏，调试适合的钻井液密度[7]。

(3)停泵密度。停泵关井的补压值一般不超过旋转防喷器的安全工作值，特殊情况下应使用常规防喷器控压循环以提高井底当量钻井液密度或者注入一段重浆帽[8]。

(4)起钻密度。起钻前全井提高钻井液密度或注入一段重浆帽，控制一定的井口压力起钻；起钻至井口段用高密度钻井液再次盖帽或加重，消除井口压力后常规起钻[9]。起钻控压值不得超过旋转防喷器的安全工作值，否则继续加重钻井液；循环加重过程中为避免井漏，可随密度的增加而降低排量或者分段加重，将循环压耗减少量转变为钻井液液柱压力增加量[10]。

(5)下钻密度。下钻分段循环，逐段降低钻井液密度和控压，保持井筒不溢、不漏或微漏为原则；下钻到底按钻进所需密度再次进行调整[11]。具体密度值应依据井筒分段钻井液密度的情况来确定，井口控制压力值原则上应以井底压力略大于地层压力、小于漏失压力为标准；控压值不超过旋转防喷器的安全工作值[12]。

3 变密度控压钻井技术在TF2井的应用

3.1 前期钻井情况

TF2井Ø177.8 mm油层套管下至龙潭组底部，井深5 132.17 m，达到对目的产层峨眉山玄武岩组进行专层专打。固井后钻井液介质由水基钻井液转换成油基钻井液，在密度2.30 g/cm3、排量12 L/s相同情况下，实测油基钻井液比水基钻井液循环压力增加了12 MPa，由此证明高密度油基钻井液存在很高的循环压耗。

用Ø149.2 mm钻头、密度2.30 g/cm3的油基钻井液、排量11.5 L/s的钻井参数钻进至井深5 136.51 m发生井漏；降排量至6 L/s循环无漏失，气测全烃最高2%；停泵静观4.5 h后有小股线流，液面上涨0.6 m3，循环后效全烃最高49.72%、油气上窜速度348.03 m/h；桥浆堵漏两次，无效。

由此可见本井Ø149.2 mm小井眼段在密度2.30 g/cm3、排量11.5 L/s条件下存在井漏，停止循环则溢流，溢、漏敏感明显，无法用单一密度满足钻进、起钻等多种工况的需要，变密度控压钻井势在必行。

3.2 变密度控压钻井压力与密度值确定

(1)地层压力。用密度2.30 g/cm3的钻井液钻开产层，停泵4.5 h仅外溢0.6 m3，后效气侵也不严重，说明此密度基本平衡地层压力，结合邻井实钻资料分析，TF2井地层压力系数近似于2.30。

(2)地层漏失压力。本井段共用7趟钻完成，详细数据见表1。根据第二趟钻漏失后液面距井口80 m的情况计算本井段地层漏失压力系数为2.40；其余6趟起钻液面均在井口，说明钻井液密度未超过漏失密度。地层漏失压力也可采用憋压、加重试漏等方法进行测试[13]。

表1 实钻数据统计表

(3)井口压力值设定。根据本井现场使用旋转防喷器设备能力情况，其井口压力值不应超过6 MPa，因此井口压力值控制范围设定为0～6 MPa。

(4)钻进密度。根据全面钻进和取心钻进排量需求不同，钻井液密度随之进行调整。在拟定钻进排量、井口控压值为“0”条件下，以不溢、不漏或微漏为原则，试探合适的钻井液密度。经过前三趟钻试探，后4趟钻验证，满足钻进排量条件下密度控制在2.18～2.22 g/cm3较为合适。

(5)停泵密度。按照地层压力系数2.30、最低密度为2.18 g/cm3计算，停泵关井井口压力应为6 MPa，旋转防喷器工作能力满足要求，实际控制情况与之相吻合。

(6)起钻密度。通过各次起钻探索，起钻完液面在井口，井筒平均密度2.37～2.39 g/cm3，油气上窜速度均在控制范围内，满足起钻要求。为防止起钻前一次性加足高密度钻井液导致存在较大循环压耗发生井漏，可以采取两种方法减少井漏的风险：一是适当上调一定密度+注重浆帽;二是控压起钻一段后再上调密度和注重浆帽,也可以同时采取以上两种方法。

3.3 变密度控压钻井作业

(1)钻进作业。全面钻进排量11.5 L/s、钻井液密度最低降至2.18 g/cm3；取心钻进排量7～9 L/s、钻井液密度2.21 g/cm3。钻进过程中井口不控压、液面稳定、TG值10%左右；接立柱等停泵时补压最高5 MPa，后效TG值最高47%。

(2)起钻作业。起钻前先在井底逐渐降低排量加重密度至2.30 g/cm3左右，再从钻具水眼内注入密度2.55 g/cm3钻井液20～30 m3；控压0.5～6 MPa起钻，起钻环空按钻具体积灌入密度2.30 g/cm3钻井液；起钻至井深1 000 m左右，根据套压情况再从钻具内注入2.55 g/cm3钻井液5～15 m3，消除套压后按常规起钻。

(3)下钻作业。下钻采取分段降密度、控压下钻[14]。按控压值计算分段循环，一般按下入500～800 m钻具循环降密度一次，密度降至2.21～2.25 g/cm3，控压最高套压不超过6 MPa；下钻完循环调整至所需钻进排量的对应钻井液密度值。

(4)效果。通过使用旋转防喷器，根据工况需要调整作业过程中钻井液密度、循环排量、井口压力等参数及相应的控制措施，用7趟钻顺利完成井段5 132.17～5 372 m的安全钻进，钻获进尺239.83 m。其中取心3筒，进尺28.70 m。完成了设计目标要求、取全了各种资料、保障了施工安全。