威远页岩气钻井井控技术研究与应用

2022-03-21国洪云

化工设计通讯 2022年3期

关键词：溢流钻井液套管

国洪云

（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井一公司，辽宁盘锦 124010）

威远页岩气地层构造上具多产层、多压力系统特征。自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组及栖霞组均出现过气测异常或气侵，甚至发生过井涌、井喷等现象。

随着目的层垂深的逐渐增加，地层压力升高，长兴组和龙马溪组异常高压多次造成气侵、溢流发生。2020—2021年累计施工深层页岩气平台6个，20余口井，发生气侵、溢流8井次，具体如表1所示。

表1 2021年度溢流统计表

1 溢流产生的原因

1.1 地层压力异常

威远页岩气地层复杂，存在异常压力圈闭。

1.2 设计钻井液密度低

地层差异性，造成施工钻井液密度偏低，临井可参考资料较少。

1.3 施工人员的专业素质问题

施工队伍素质参差不齐，气侵、溢流不能及时发现造成处理进一步复杂化。

2 溢流的显示

2.1 直接显示

①停泵钻井液外返；钻井液池液面升高；②出口钻井流速增加，返出量增加；③起钻时灌入钻井液液量小于起出钻具排代体积④；钻时返出钻井液体积大于下入钻具排代体积；⑤停泵（未灌）环空钻井液外返。

2.2 间接显示

钻进作业，钻时、放空、井漏、泵压降低、气测值和钻井液出口流量、气泡、气味、油花，测量循环罐液面、钻井液密度和黏度、氯根含量等发生变化，视为溢流的间接显示。

3 合理的井控技术措施，有效预防与处置井控复杂

3.1 合理的钻井液密度

施工前参考临井及地质资料按照“一井一策”制定钻开各地层钻井液密度。针对长兴组、龙马溪组异常高压，在飞仙关底部逐步提高钻井液密度，揭长兴组前将钻井液密度提高至2.15~2.20g/cm3，长兴组钻进过程中准确记录单根峰数据，如果无异常，则以该密度钻穿长兴组，并在进入龙潭组后逐步降低钻井液密度；四开龙马溪组造斜段将钻井液密度提高至2.10~2.15g/cm3，进入水平段后逐步降低钻井液密度。同时，按照设计要求储备重浆，双钻机平台做好互联互通管线连接，保证重浆共享。

3.2 有效的井控设备提供安全保障

,311.2mm井眼钻进配备YQF-8000/1.5型液气分离器，满足排量，相比替换掉的2 600m3/d液气分离器，效率提升了2~3倍，同时避免了因液气分离器处理量不够而产生的剧烈抖动，满足控压钻进以及井控复杂处理需求，安全性也得到了提高。

,311.2mm、,215.9mm井眼开钻前安装旋转控压设备，钻遇高压气层时实现边钻进边排气，针对测后效上窜速度高采用控压起钻降低起钻时井控风险。

按照设计要求进行安装井控设备并试压。由于,311.2mm、,215.9mm井眼施工周期长，钻井作业过程中每30d，重新试压一次。中途试压过程中为减少井控风险改进试压流程，采用分段试压，缩短试压时间，由20~24h/次减少至7~8h/次。

3.3 精细化坐岗管理及时发现异常

3.3.1 规范坐岗填写要求

①钻井液罐体积表示保留一位有效数字，如35.2m3，存在隔仓的罐填写钻井液体积为总罐体积，如3#泥浆罐存在3个小仓，其体积分别为8.3m3、10.5m3、12.2m3，坐岗记录填写3#罐体积为8.3+10.5+12.2=31.0m3；

②坐岗观察记录本钻井液罐统计数量填写参与循环的钻井液罐（一般是1#~6#罐）、胶液罐、计量罐、储备罐（重浆罐），所有罐都应记入钻井液总池体积量；

③起下钻过程中除记录起下钻通过计量罐灌入或返出量，还要记录各循环罐体积；如：本次灌浆应灌0.4m3，实灌0.7m3，差值0.3m3，原因钻杆内泥浆未回流至井筒。下钻完毕后开泵正常对下钻理论返出量和实际返出量，钻杆内理论灌入量和实际灌入量进行小结并记录；如：本次下钻应返1.3m3，实返1.2m3，差值-0.1m3，原因留在泥浆分配槽。

3.3.2 强化坐岗制度

①钻井技术负责人对使用不同的循环罐和不同排量在开泵与停泵过程中钻井液槽面占有量（或回流量）进行实测，做好记录并告知坐岗人员。

②坐岗工接班时需对上一班次各罐体积进行核对，并对停开泵时回流量占用量进行校对并记录，交班时应对本班泥浆消耗量进行分析并记录。带班干部每小时对坐岗情况检查一次并在坐岗记录上签字。

③正常起下钻作业过程，应进行阶段性溢流观察，起钻前观察出口是否断流；起至套管鞋观察出口是否断流；每起下800m（20~30柱）再次校核灌返量，观察出口是否断流；起至钻铤或加重钻杆，观察出口是否断流。观察步骤首先停止起下钻作业，将井筒内环控钻井液灌满，静止观察15~30min，观察导管出口返出情况，无溢流进行起下钻作业（裸眼井段须选择合适的井段，在满足静止条件进行观察）。

通过精细化坐岗的实施威202H87-4井、威202H84-4井溢流量均在1m3内关井成功，减小后期压井处理难度。

3.4 气层钻进时，起钻前进行短起下测后效保证井控安全

（1）井深未到A点前，起15柱钻具或起至套管鞋（静止时间大于3h），再下入井底循环一周半，若无气侵，则可起钻；不具备起钻条件时，应循环排除受侵污钻井液并适当调整钻井液密度至短程起下钻正常后再起钻。井深进入水平段后，起钻至A点（气顶以下，静止时间3~4h），循环测后效。

（2）特殊情况时（需长时间停止循环或井下复杂时），将钻具起至套管鞋内或安全井段，停泵观察一个起下钻周期加其他空井作业时间，再下入井底循环一周半观察。

（3）迟到时间法计算上窜速度

注：V为油气上窜速度，m/s；t为钻头所在井深的迟到时间，s；h为循环时钻头所在的井深，m；H为油气层的深度，m；T1为见到油气显示时间；h:min；T2为下到井深h时开泵时间；h:min；T0为井内泥浆静止时间；h:min。

同时，利用上窜速度计算公式，判断钻头上部存在压力异常位置；根据单根峰值情况，判断静止泥浆密度能否压稳地层，减少短起下次数，节省时间。

3.5 开展低泵冲、地层压力实验为溢流压井提供数据支撑

3.5.1 低泵冲实验

钻开油气层前50~100m及油气层钻进过程中，每只钻头入井钻进前，调整钻井液性能，钻具组合后或钻进进尺超过300m，应以1/3~1/2正常排量测一次低泵冲循环压力，并做好泵冲数、排量、循环压力记录。

3.5.2 地层破裂和承压实验

威远页岩气,406.4mm井眼进入须家河完钻，,311.2mm井眼钻穿梁山组进入龙马溪完钻。须家河组须六段以砂岩为主，夹黑色页岩；龙马溪组上部岩性为绿灰色页岩夹粉砂岩。取套管抗内压强度的80%、井口装置额定压力和地层破裂压力所允许关井套压三者中的最小值作为最大允许关井套压。套管抗内压强度见表2威远区块常用套管规格型号及参数。