低渗高压区块钻完井井控技术研究与应用

孙 超

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆163413）

D 油田G 区块具有典型的压力高、降压缓慢的特征，同时，储层裂缝发育，钻井液密度设计窗口较窄，甚至为负窗口。这些因素将对调整井钻井安全和质量造成较大影响。据不完全统计，近年该区块平均使用钻井液密度在1.70g/cm3以上，油气侵发生率25.86%，固井质量优质率仅为50%左右，管外冒发生率超过7%，钻完井施工过程中井控风险极大。因此，针对该区块进行钻完井井控技术研究，对指导该区块钻完井的施工具有重要意义。

1 低渗高压区块钻完井施工难点

（1）目的层压力高。该区钻探目的层葡萄花油层已注水开发，渗透率低，连通性较差，注水井自然降压速度慢，截止到钻井前，最高注水井井口剩余压力达到17.1MPa，钻井中易发生油气侵，井控风险极大；

（2）H 和P 油层气层发育。该区H 油层埋深505～810m，P 油层顶平均埋深为1260m，特别是P 油层位于断层顶部位置，气体发育且压力较高，钻井中易发生气侵和井喷复杂；

（3）钻井液密度窗口为负。根据采压力预测结果和实钻情况，该井区需要使用的钻井液密度范围为1.65～1.75g/cm3，而该区破裂压力梯度实测最低为1.35，无钻井液密度设计窗口，井漏的风险大，井漏诱发井控复杂风险高；

（4）设计井组井斜大、位移大，易发生工程复杂事故。该区块设计井组为大平台井组设计，设计最大井底位移超过1500m，最大井斜68.62°，水垂比1.32，防卡难度大，一旦发生井下复杂处理难度较大，井控风险也随之升高。

（5）井控复杂发生率高。2018 年在该区块共钻井24 口，其中12 口井发生不同程度的油气侵、井涌和井漏复杂，复杂发生率极高，且一口井多种复杂并存。

2 低渗高压区块井控技术研究

为了降低低渗高压区块井控风险，通过钻井液密度设计、密度监控技术、安全钻井液技术、井控安全措施等方面的研究，实现了低渗高压区块安全钻井，达到提高钻完井施工时效的目的，

2.1 钻井液密度设计方法研究

根据该钻井区块的历史钻井资料和采油厂提供的压裂数据，确定本区块地层破裂压力系数为1.72，即钻井液密度超过1.72g/cm3时，钻井井漏的风险较大。因此该区块钻井液密度设计的原则是在不发生严重油气侵的前提下，优化压差，降低钻井液密度，最大程度地减少井漏复杂的发生。由相关资料可以看出，区块内压力系数超过1.72的井共计14口，按常规钻井液密度设计方法，钻井液密度大于地层破裂压力，面临较大的井漏风险，导致无法钻井。

钻井液密度设计时要统筹地层压力系数与安全负压差，同时兼顾地层破裂压力，该钻井区块密度设计公式为：

式中：ρm——钻井液密度；

ρr——可忍受地层压力系数；

Δρa——环空压耗系数；

ρλ——启动压力系数。

设计钻井液密度时，如果预测地层压力小于地层破裂压力，则钻井液密度低于预测密度0.02～0.05为合适的钻井液密度。如果预测地层压力高于地层破裂压力，要精确计算启动压力梯度，环空压耗系数，确定可以忍受的最大侵入量来综合确定钻井液密度。

2.2 密度监控技术及快速加重装置

由于采用负窗口钻井液密度，在钻井过程中面临较高的复杂发生危险，对钻井液密度的监控和及时快速反应是保证钻井安全的必要措施。

（1）为此安装了钻井液密度监控仪，实现了对钻井液密度的全过程监控。发现密度异常，自动报警，能够及时采取相关的措施，避免出现后续复杂。

（2）为了应对突发情况配备了重晶石粉罐，在钻进过程中，井场备40t以上的重晶石粉。该设备以压缩空气为动力加重钻井液，具有快速加重的能力，可以在40min 内 将 60m3钻 井 液 密 度 由1.30g/cm3提 高 到1.70g/cm3，效率是人工加重的三倍以上。在发生严重油气水侵时，能够快速提高钻井液密度，实现井口有效控制。

通过密度监控技术，保持了较低的钻井液密度，即没有发生严重油气侵，也有效降低了井漏发生率，收到了良好的效果。

2.3 区块井控安全保障措施

（1）本区块原设计安装7MPa 防喷器，因本井井斜较大、地理位置特殊原因按水平井升级管理，本井安装21MPa防喷器，并安装压井管汇、节流管汇及回收管线。

（2）防喷器中心与井口中心对齐，减少钻进中井架摆动。井口两侧预留放喷通道，主放喷管线接出井口30m。远控台距井口不小于15m。

（3）做好一次井控工作，防止因井内压力失衡诱发井喷。备用旋塞阀，防喷单根灵活好用。本井储备重晶石粉不少于30t。

（4）从钻开油气层前100m 开始坐岗，坐岗至完井固井候凝结束为止。非油层每小时填写一次坐岗记录。进入油层前50m开始，每30min记录一次，起下钻杆每3 柱或1 柱钻铤（最长不超过30min）记录一次，异常情况加密测量。

（5）钻井班组应按钻进、起下钻杆、起下钻铤和空井四种工况进行防喷演习。每个班组必须熟练掌握，确保关井“黄金三分钟”。

（6）钻井施工期间，钻井队干部24h井场值班，检查岗位井控职责履行和制度落实情况，发现井控问题隐患督促立即整改。井控装备试压、防喷演习、处理溢流及井漏等井下复杂情况时，值班干部在现场进行组织指导。

（7）班组每班检查各部位螺栓是否紧固，工程技术员对井控设备负全面责任。

（8）起钻前短起15柱钻具测后效，计算油气上窜速度。起钻前充分循环井内钻井液，使其性能均匀，符合设计要求。起钻杆时每3柱、起钻铤时每1柱向环空灌满钻井液，若钻具水眼堵塞，起钻中应每柱灌满钻井液一次或连续灌注，做好校核、记录，发现异常，立即报告。

（9）若静止或下钻时间过长，应分段循环钻井液。钻井队落实好起下钻“双盯”工作。

（10）测井前井内情况应正常、稳定，若电测时间将要大于安全作业时间时，应中途通井循环。

2.4 安全钻井液技术

良好的钻井液不仅能实现快速优质钻井施工，还能有效预防各种井下复杂事故，尤其是对井控风险的控制起到了至关重要的作用。G 区块地层复杂，井型施工难度大，易诱发井控复杂事故。

应用钻井液逐级防漏技术，有效预防了井漏复杂的发生，杜绝了井漏诱发井控事故的发生。

该区块Y 二三段地层微裂缝发育，高密度条件下裂缝张开易形成漏失通道，导致井漏。葡萄花油层由于注水开采，孔隙有不断扩大的趋势，钻进时在高密度条件下易发生渗漏。针对该区块漏失的不同情况，优选不同粒径和尺寸的封堵材料，应用逐级封堵技术，从上到下逐级封堵不同的漏失层位，通过提高各漏层的井壁承压能力，堵塞漏失通道达到预防井漏的目的。

（1）Y 二三段地层微裂缝优选多功能高效复合封堵材料进行封堵。优选多功能复合封堵材料对Y二三段地层微裂缝进行封堵，封堵材料包括改进的封堵剂和改性沥青。改进的封堵剂粒径尺寸范围更广，封堵性更强，对孔隙和裂缝均有高效封堵作用。改性沥青可以在岩石表面形成一层“致密沥青质膜”，有效封堵微小裂缝。

（2）P油层应用封孔成膜封堵技术。该技术主要是利用成膜聚合物在地层孔隙吸水分散成胶束，依靠聚合物胶束吸附力及其可变形性，协同惰性固体颗粒填充作用及纤维架桥作用，在井壁岩石孔隙处形成致韧的膜，达到了封孔的效果。此外钻进时加入0.5%的多功能石墨颗粒，既可以封堵小的地层孔隙，又可以起到润滑效果。

3 典型井井控风险预防

3.1 施工井概况及复杂情况

该区块内X28-56井，井斜65.8°，井底位移1460m，施工中随钻存储式测井下测到底，上测2柱（3根每柱）后循环（排净后效，钻井液最低密度1.35g/cm3）；继续上测，起3柱钻杆后副司钻汇报井口未能灌入钻井液，决定接方钻杆循环，接好方钻杆后，上提钻具遇卡，循环正常（钻井液密度1.71g/cm3，粘度56s）。

3.2 复杂处理及井控风险预防

7月8日经过多次处理后未能解卡，决定采取泡油解卡。由于该井多次发生油气侵，井控风险大，考虑到井控安全的需要，20:00～21:05 分段注入混合油，浸泡井段：1534～1434m和900～700m；21:00～7月9日8:00浸泡、活动钻具未解卡。7 月9 日14:00～15:15 注入混合油35t，卡点以下全段泡油（浸泡井段：700～1534m）；15:15～17:00浸泡、活动钻具，17:00解卡。二次泡油过程中，由于全段泡油，井筒内平均密度仅为1.14g/cm3，替完油浸泡30min 后，出水口开始少量返浆并持续不断，30min后返浆量增大，关井观察套压，30min后套压升至5MPa，为保证井控安全，决定提前循环将井筒内剩余油替掉，打开封井器后活动钻具尝试解卡，17：00成功解卡，循环替油过程中，钻井液密度最低0.8g/cm3，泥浆分配器有明显气侵显示。钻井液密度循环正常后，继续上测，后续测井正常。

4 结论

（1）低渗高压区块井控技术可以有效降低钻完井施工过程中的井控风险，实现安全钻井的目的。

（2）钻井液密度设计方法及密度监控技术，实现钻井液密度精确设计和监控，能够及时有效预防井控复杂的发生。

（3）安全钻井液技术有效预防了油层井漏复杂的发生，避免了井漏诱导井控事故的风险。