D油田气库区钻完井井控技术研究与应用

张 强

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆163413）

为解决油田季节性用气不均衡的矛盾，D油田L区块建有冬采夏注的地下储气库。该区块D油田长垣最北端的一个三级构造,顶部有气顶，是D油田长垣中唯一具有气顶的油田，且油层渗透性高，钻完井施工中井控风险较大，因此，开展气库区钻完井井控技术研究，对在该区块钻完井的施工具有重要指导意义。

1 L区块气库区钻完井施工难点

（1）浅气、气顶气发育并建有地下储气库。根据构造情况及实钻资料，在N 二段顶部构造海拔-550m(相当于井深680m)范围内发育浅气层；在构造海拔-730m(相当井深900m)油层组都有气顶，气顶气从S 零组顶延伸到S 二组中部；钻完井施工中极易发生井控复杂事故。

（2）N二段泥岩充分发育，钻进过程中地层造浆性强，极易导致钻具泥包，诱发抽吸井控事故。

（3）受地层影响，油层承压能力薄弱，钻完井过程易井漏，尤其在全封固井过程中更易发生井漏，井漏后易造成油气水侵，引发井控复杂事故。

（4）气库区钻井工程设计要求采用垂直圆柱靶钻井工艺进行钻井，靶心半径不大于25m,固井优质率不小于70%，钻井施工难度大，部分井由于目的层位移较大，而靶区半径相对较小，要求井眼实钻轨迹必须与设计轨迹高度吻合，轨迹调整频率高，造成轨迹狗腿度较大，起下钻井控风险增大。

（5）套损严重，设计钻井区块内共有套损井187口，固井后易发生管外喷冒，增大井控风险。

（6）多重原因造成井控风险剧增，钻井时效受到严重制约，钻井成本增加。

2 气库区井控技术研究

为了有效控制气库区井控风险，提高钻完井施工时效，通过气层压力预测及识别、钻完井防喷工艺技术、气层全封井固井技术等方面的研究，降低了气库区钻完井施工井控风险，达到了安全高效施工的目的。

2.1 精细气层压力预测

准确预测气层、储层的压力，并根据预测结果准确确定钻完井施工中钻井液的密度，可以有效保证钻完井施工井控安全，预防井下复杂的发生。

气库内气层处于相对密封的环境，气层压力与气井的生产状态密切相关。为了确保气库密封，气层的压力略低于气库外部的地层压力，在正常生产条件下，控制气层压力波动范围在1MPa以内。钻井期间，注气井停住7d后的稳定井口压力可以作为推算气层压力的主要依据。在气井内无液柱的情况下，井口压力直接反映气层压力，如果气井内有液柱，则气层压力为液柱压力加井口压力，根据气层压力预测结果确定钻井液密度设计方法，保证钻井安全。根据气体特点，待钻井气层压力系数可以用公式进行计算：

式中：P——气层压力，MPa；

ρ——气层压力系数；

H——气层埋深，m。

L6-PS1508井2017年1月萨一组气层的预测压力系数：

D油田气库区储气层识别方法研究。调整井测井系列中用来判断气层的测井曲线主要有两条：声速曲线（AC）、密度曲线(DEN)。气层和非气层在声速曲线和密度曲线有很好的响应。在常温常压下，气层的声波时差比油和水层的声波时差大得多，但气体受温度和压力的影响较大，高温高压条件下，其声波时差曲线会明显见小。一般来说，气层的声波时差值大于同等条件下油水层的声波时差值。另外，在含气层段上，声波时差曲线常常会产生周波跳跃，利用这一特性来分辨气层的存在。在现场应用中，可以配合密度曲线综合判定含气层。

2.2 气库区钻完井防喷工艺技术研究

2.2.1 完井固井配套装置滑脱、循环式套管悬挂器的改进研究

L油田是大庆长垣中唯一具有气顶的油田，并且同时伴有浅气，在该地区建有地下储气库。为完井采用全封固井配备的简易套管头侧向闸门总成在使用过程中发现阀门安装拆卸困难，开关操作不方便且有较高危险性，长庆油田8.11井喷失控事故便是由此造成；高压胶管使用和固定均存在安全隐患。芯轴式悬挂器在发生卡套管时，托盘无法坐挂到位，环空封堵作用失效，井口处于失控状态。井口改造时，套管环空经常出现返水、返气、返油等情况，不但影响工作进度、增加维修成本，而且存在失火、伤人等安全风险。为此，将正在研制的滑脱、循环式套管悬挂器进行有针对性的改进以适用于L气库区的完井固井。安装固井高压阀门如图1所示。

图1 安装固井高压阀门

滑脱、循环式套管悬挂器是在芯轴式套管悬挂器基础上重新设计了压盖、悬挂基座、压盖导流孔、悬挂基座导流孔、挂钩、挂钩滑轨、压盖限位环、内密封、外密封、导流孔密封堵头、压盖旋转限位等部件。

悬挂托盘上设计了可关闭的循环孔，施工过程中，套管环空处于敞开状态，满足循环钻井液及固井需求。因在悬挂托盘设计导流孔，活动套管也不会出现因悬挂托盘封闭环空造成的环空憋压问题。同时相对安装固井高压阀门增大20%过流面积，大幅减少了环空憋压的程度，降低了憋压造成井漏的风险。施工结束后，在井口下入专用循环孔关闭装置，即可完成井口环空密封操作。使用滑脱、循环式套管悬挂器后，套管环空流体均通过防喷器返出，全部施工过程中全井均处于防喷器控制范围内，处理溢流等复杂情况更加简便、迅速、安全。不但节省了高压阀门、高压软管的材料费用，还降低了工人劳动强度，避免了外部循环的诸多安全隐患。

滑脱、循环式套管悬挂器在处理固井期间卡套管问题上，更加简便快捷。只需在固井施工结束后，使用专用循环孔关闭装置，完成井口环空密封操作后，释放悬挂托盘并将其推入套管头坐封位置，旋入悬挂托盘固定顶丝即可完成环空密封。避免了以往在环空封堵作用失效时，拆除防喷器进行井口维修的高风险作业。节省了井口维修的人力、物力等费用。

滑脱、循环式套管悬挂器应用在L 油田气库区可避免固井完井期间80%的井控风险，节约了工具、材料等费用，降低了复杂情况的处理难度，提高了钻井队的运行效率，具有很高的安全效益、经济效益和社会效益。

2.2.2 投入式欠压止回阀的应用

L地区井控风险主要为浅气层和气顶气井喷，而井喷主要发生在起钻过程中，起钻时若发生井喷，内控又是重中之重。

自主研发的投入式欠压式止回阀采用分体式设计，阀芯总成在起钻前投入，在起钻无溢流时，欠压止回阀不关闭钻柱水眼内钻井液自动流出。当有溢流时，阀芯总成受到上推力作用上行，阀体与阀座接触并密封。井内压力被封堵在阀芯总成下部，便于井口安全作业。压井作业或循环时，由于投入式欠压止回阀流动阻力小且过流面积大，对泵压没有明显提升。

投入式欠压式止回阀只在井内有压力的情况下工作，阀芯总成不受泥浆长时间冲蚀，使用寿命长，折算成单井成本仅有300元，且拆卸方便，结构简单，基本不增加钻井劳动量。现场使用已使用40口井，就位接头平均使用391h，表现完好。

2.3 气层全封井固井技术方案

2.3.1 全封井固井井漏预防技术方案

高强低密度水泥浆体系的应用。由于气库区浅气、气顶气存在，固井要求全井封固，封固段长，固井易发生易漏，为了防止固井施工及后续作业中发生井漏、油气水侵、管外冒事故发生，满足勘探对封固质量的要求，油层以上100m 至井口设计使用1.60g/cm3低密度低温防窜水泥浆，油顶以上100m至井底采油G级原浆进行长封固井。1.60g/cm3低密度水泥，是利用外掺料本身密度较低的特性和部分减轻材料具有胶凝作用，实现水泥浆的低密度。低密度水泥的外掺料的优选中，主要采用紧密堆积理论、颗粒级配技术及混凝土材料复合技术等优化水泥浆性能。通过颗粒级配、外掺料的优选，水泥熟料组份以及水泥生产工艺技术参数的调整，确定了1.60g/cm3低密度水泥的主要由粗微硅（粉煤灰）、细微硅等组成，高强低密度水泥浆体系方案：G+10%微珠+8%微硅+7%ZJ102，水泥浆密度为1.60g/cm3，水固比 0.60，流动度 230mm,抗压强度24h38℃条件下为8.3MPa，稠化时间可控制，API 失水控制在100mL 以内。它与密度为1.90g/cm3水泥浆相比，每1000m 封固段可减少液柱压力3MPa，对于气库区非油层应用低密度水泥浆体系，极大地降低了管外液柱压力，避免了气库区固井井漏事故的发生；同时高强低密度水泥浆与G 级原浆具有不同的稠化时间，高强低密度水泥浆稠化时间长，使得泥浆液柱压力能够有效传递至下部油层井段，有效降低气窜、管外冒等事故发生的概率。该水泥浆体系在喇嘛甸气库区共应用224 口井，无固井井漏情况发生，现场应用取得了良好效果

2.3.2 全封井预防气窜固井完井技术方案

（1）在气库区应用了DLA 低温早强水泥浆体系，共计应用了224 口井。主要是用于表层固井防浅层气窜，这些井均未发生固后管外冒，取得了良好的应用效果。

DLA低温早强水泥浆体系能够提高低温下水泥的水化速度，提高水泥石早期强度，10℃×8h 抗压强度大于3.5MPa，且后期强度不衰退；水泥石渗透率低，具有微膨胀性；可用于浅气层区表层固井，提表层固井质量。

（2）在区块内应用DCK 防窜水泥浆体系，现场共应用224 口，主要用于油层固井防气顶气气窜，固井优质率为90.62%，固井后，无管外冒事故发生，现场应用取得了较好的应用效果。

3 结论

（1）气库区钻井井控技术能够最大限度降低区块内钻完井过程中的井控风险，实现安全钻井的目的。

（2）精细气层压力预测与检测技术能够精确预测地层压力，实现钻井液密度准确设计。

（3）气层全封井固井技术方案能够有效提高气库区固井质量，预防固井管外冒的发生。