碳酸盐岩储集层钻井井涌特征分析及风险评价

郑 融

中海油田服务股份有限公司 河北三河 065201

碳酸盐岩储集层分布广泛，单井产量较高，被诸多钻探单位关注。为了促进对碳酸盐岩储集层钻井的开发，有必要对其井涌特征、风险等进行深入探究。

1 碳酸盐岩储集层钻井井涌特征分析

对案例工程所在地区进行了系统的地质勘探和调查，发现其油气藏主要集中在奥陶系碳酸盐岩地层。根据测井资料判断，该区孔缝洞较发育，大缝宽度多在5～8mm，中缝宽度约为1～3mm，岩体中心还分布有较多数量的小洞。这些裂缝的分布形态存在一定规律，大部分为高角度缝，还有少数为垂直裂缝。仔细观察和分析后发现，其中填充有大量流体，出现井涌、漏失等事故的风险较大。同时，该储层钻进过程中，还出现了较为明显的溢流现象。基于以上综合表现，认为其井涌特征大致可以分为以下两点：

1.1 气体侵入井眼方式

由于该地储集层孔缝洞较发育，钻进过程中大致可以推断为压差侵入，同时考虑到钻井液密度问题，还可能在压力差作用下产生气液置侵入现象。二者的出现条件互斥，当裂缝内部压力较大，且逐渐超过井底压力时，前者出现的频率相对较高；当裂缝压力持续降低，并小于井底压力时，则更容易发生气液置换侵入。表1 为该井发生的溢流记录，可见，该地储集层钻进过程中，液面平稳度几乎是与钻井液密度呈现正相关。但在最后的试验中，火焰高度由8～10m 下降到4～5m 后，降低趋势明显停止。这种现象说明，伴随钻井液密度增加，井底气体一直没有停止侵入，只是溢流强度下降而已。分析后发现，这种情况的出现是有规律可循的，溢流初期地层压力相对较大，井底压力相对较低，二者之间存在明显的气压差。钻井液密度提升之后，这种压差逐渐缩小，气液置换侵入成为主要过程。

表1 案例地区钻井溢流记录

1.2 酸性气体相变特征

对储集层气体进行分析后发现，CH4、CO2及H2S 之间存在相变关系（图1）。在适宜的地层温度环境下，超临界相、混合相等时常出现，相变过程也从未停止。只不过是因为气体侵入时，气液交换体积较小，因此钻井液池增量并不显著。

图1 地层气相图

2 碳酸盐岩储集层钻井井涌模型搭建

2.1 气体侵入量

在井涌特征分析结果的基础上，对压差条件下产生的气体侵入过程，以及气液置换条件下产生的侵入现象建模，影响因子主要包含负压差、渗透率等，详见式（1）[1]。

Z——气体压缩因子；

re——供给边界；

rw——井眼半径。

同时，该工程中碳酸盐岩储集层埋深较大，内部含有大量的酸性气体，整体压力较大，仅凭现场钻井参数分析，很难准确定位井涌类型。因此，引入井口回压判定方式，使井底压力状态发生改变，逐渐进入过平衡情况，此时观察钻井液池变化，如果池内液面较为平稳则代表压差侵入类型，若增加趋势维持不变，则为气液置换侵入。

2.2 井筒温度- 压力场

井筒温度- 压力场是钻井参数设计中极为关键的环节，井筒多相流动模型建立时，需要结合井筒外形、流动形态等进行分析，这里引入Beggs- Brill 的多相管流计算方法[2]，见式（2）。

式中：△p——压力间隔，计算时需要测量确定井口、井底任一点压力，在此基础上设定适当的压力降，并计算求出压力间隔；

△h——深度增量；

ρ——两相密度；

λ——阻力系数；

v¯——气相、液相、混合相流速均值；

D——管道直径。

2.3 井筒气相体积分数

正常钻井情况下，气体侵入井筒并逐渐上升，气液两相的流型随之发生变化，通常由泡状流逐渐演变为段塞流。当气侵现象足够严重时，流型还会进一步演变为搅动流、环状流等。不同流型状态下，适用的气体漂移速度及气相体积分数公式存在很大差异，计算时要给予充分关注。

2.4 井筒气相体积分数密度函数

对钻井溢流现象进行原因分析后发现，侵入气体向上运动过程中，气相体积分数会发生明显变化，并由此引发井筒压力改变，产生溢流问题。结合式（1）—（4）分析后，得到井筒气相体积分数分布剖面。在此基础上构建函数，对井涌风险开展定量评价，函数公式见式（5）[4]。

3 井涌风险定量评价方法探讨

诱发井涌的影响因素较多，通常涉及储集层特性、钻井施工参数等。以前文提出的井涌分析模型为依托细化参数设置，其中井深为2543m，套管尺寸为246.1mm，钻柱尺寸为121.6mm，钻井速度设置为5m/ h。对现场参数进行实地测量，地面温度设置为20℃，钻井液密度为0.99g/ cm3， 原 油、 天 然 气 的 相 对 密 度 分 别 为0.799g/ cm3、0.919g/ cm3。

3.1 基于侵入方式及气体特性的评价

在前述的井口回压测定法帮助下，对储集层侵入情况进行分析，两种条件下的井筒气相体积分数变化见图2。从图中可以看到，初始状况下不存在井口回压，二者变化曲线并没有太大差别。当井口回压逐步提升时，伴随开展模拟溢流操作，持续10min 后发现，压差侵入条件下气体侵入速度减缓并最终消失；而气液置换侵入方式中，气体侵入进程一直没有停止，这说明井口回压法确有效果。从气液置换侵入曲线上看，相同溢流周期内，进气量与井筒气相体积分数基本呈正相关。当进气量持续增大时，体积分数也明显上涨，相应的上升速度也在增快。从气液置换侵入曲线上看，模拟溢流10min 后，酸性气体含量、井筒气相体积分数基本呈负相关，同时含有H2S的气体体积分数要低于含有CO2的体积分数。就上升速度来说，含有酸性气体的天然气明显要缓慢得多，分析推测后认为，这是由于储集层酸性气体侵入，并与钻井液建立相变关系，从而进入了超临界态。因此含酸性气体天然气气侵时，整体的交换体积相对较小，且上升速度也相对较慢，实践环节并不容易被监测到。也正因如此，基于侵入方式、气体特性的评价可行性并不高，有必要探索寻找更加直观、便捷的定量评估方法。

图2 压差侵入与气液置换侵入条件下井筒气相体积分数变化示意图

3.2 基于施工参数的评价

3.2.1 影响规律分析

施工参数是钻井工程中极为关键的研究对象，与气体特性、侵入方式等相比，其控制更容易实现，分析时需要率先明确施工参数、井筒气相体积分数之间的关系。结合案例工程施工实践，将施工参数初步定义为施工环节可调整、可把控的所有设定值，包含机械参数、井身尺寸等，钻井液物性参数也在考虑范围之内。在模拟分析环节，只改变其中一个变量，维持其他参数的一致性，最后计算得出溢流状态下，井筒气相体积分数变化规律。

考虑到施工参数类别、单位之间存在较大差异，工程限制取值范围也各有不同，因此定量分析环节很难通过统一数值标准判定相关性，必须通过敏感因子计算，对不同施工参数进行权重分析。计算后发现，钻井液排量敏感因子为- 0.045，机械钻速敏感因子为- 1.1×10-5，钻井液密度敏感因子为- 0.646，钻井液黏度参数的敏感因子为- 0.012，井筒直径敏感因子为- 2.179，井深敏感因子则为- 3.842。

3.2.2 风险定量描述

敏感因子描述了不同施工参数的权重占比，能够帮助施工方更好地掌握其与井筒气相体积分数密度之间的关系。当敏感因子绝对值越大时，相应的响应强度就越高。同时，敏感因子计算中结果基本为负数，也可说明分数密度、施工参数之间实际上是一种负相关关系。伴随施工参数增大，相应的井涌风险会明显下降。从绝对值大小上看，机械钻速对风险的影响最小，实践中基本可以忽略不计，钻井液排量、黏度等表现同样不活跃。相比之下，井筒深度、直径的绝对值更大，对井涌风险的影响也更加显著。基于此，在碳酸盐岩储集层钻探环节，应当深入分析孔缝洞发育情况，并重点把握井筒、井深参数，搭配适宜的钻具、钻井液种类等，最大限度防止井涌现象的出现。

3.3 基于综合角度的风险分级评价

受碳酸盐岩性质、侵入气体及地质特征等因素影响，钻井工作中井涌风险时有发生，给钻进工作的顺利开展带来了一定阻碍。因此，需要采取适当的压井策略，防止井涌范围的扩大和程度的加深。制定应急防范时，需要结合井控操作难度等重点分析。本工程中将时间作为井控应急判别标准，井涌发生0～70min 的时间内，气相、液相及混合相侵入物质体积相对较小，位置靠近井底，监测难度较大但控制更加轻松；井涌发生70～80min 之内，混合相物质逐渐向上移动，井筒内部的压力逐渐降低，且气体持续析出，井涌扩大风险增加，可以明显监测到钻井液池液面上涨现象，相应的应急控制难度有所增加；井涌发生80～100min 之内，井控风险大幅上涨，混合物逐渐运移至井口附近，处理不当很容易发生膨胀、井喷等危险事故。

4 结论

对碳酸盐岩储集层井涌特征、风险进行了分析，总结得出了气相体积分数密度函数，并从侵入气体、施工参数角度对风险标准确立可行性进行探讨。结果发现，气体类型、侵入方式等对井涌影响较大，但可控性能较差。相比之下，施工参数更加可控，实践中要加强调查分析，严格把控井筒、井径等参数，结合实际情况系统划分风险等级，为钻进、井控工作的顺利开展奠定扎实基础。