精细控压钻井技术在土库曼斯坦阿姆河右岸的应用与认识

＊李 赛

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 四川 618300 2.油气钻完井技术国家工程研究中心欠平衡/气体钻井实验室 四川 618300）

1.前言

近年来，勘探开发逐步走向深层复杂地层，常规钻井方式面临漏喷复杂多、井控风险高、钻井周期长等难题，严重制约勘探开发步伐。精细控压钻井技术（MPD）是近年来发展起来的钻井新技术，该技术能够及时发现、有效控制井涌、井漏，降低非生产时间和钻井成本，提高钻井安全性，是国际公认的解决上述问题的最佳手段[1]。2011年，川庆钻探精细控压钻井技术在冀东油田迈开国产技术工业化步伐，至今已在渤海湾、四川盆地、塔里木盆地开展了大规模应用，后走出国门，在土库曼斯坦阿姆河右岸卡洛夫-牛津阶储层成功应用2井次，应用效果显著。

2.卡洛夫-牛津阶储层精细控压钻井可行性分析

（1）储层地质特征。阿姆河右岸区块目的层为上侏罗统卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩，厚度330～410m，储层温度在90～133℃，产量可达190×104m3/d，受储集层与硬石膏盖层直接接触或储层段中夹有硬石膏层影响，孔隙、裂缝发育，地层渗透性好，压力敏感性强。储层天然气中含硫化氢，大多数硫化氢含量＜0.3%，少数气田硫化氢含量在1.4%～3.8%。A区属于孔隙性储层、埋藏较浅、压力低，含硫高；B、C区储层埋藏深，压力高，缝、洞发育，井漏突出，易引发其它井下复杂。土库曼斯坦阿姆河右岸区块目的层钻探过程中井壁总体稳定，储层井眼扩大率普遍小于20%，属于正常扩大范围，均未发生过由于井壁失稳造成的卡钻，见表1。

表1 土库曼斯坦阿姆河右岸目的层特征统计表

（2）钻井工程复杂。阿姆河气田目的层卡洛夫-牛津阶为裂缝发育的碳酸盐岩，钻井液安全密度窗口窄，以及存在“人工浅气藏”，以前的钻井中井喷、井漏等恶性事故频发，进而引发了钻井速度慢、成本高，严重制约了勘探开发的进程。

①储层孔洞、裂缝发育，安全密度窗口窄，井漏普遍存在，且井漏严重，处理复杂时间长。通过对典型井安全密度窗口分析，其安全密度窗口在0.02～0.05g/cm3，钻遇裂缝后发生严重井漏、恶性井漏可能性大，处理难度大。B区和C区发生井漏井占78%，平均单井漏失675.9m3，平均单井处理复杂时间7.8d，见表2。

表2 典型井密度窗口分析

②因井漏诱发井涌，关井套压高，井控风险高。每年发生的溢流、井涌20井次以上，处理涌、漏复杂过程中普遍存在井口高套压状态，最高41.5MPa，井控风险高[1]，见表3。

表3 典型井处理井漏过程关井套压情况

③部分井因堵漏效果不佳，提前完钻。由于裂缝非常发育，部分井堵漏效果不佳，被迫提前完钻。B区因堵漏效果不佳，提前完钻井占总井数12%，见表4。

表4 典型井堵漏效果不佳提前完钻

（3）可行性分析小结。综上所述，阿姆河右岸B、C区储层卡洛夫-牛津阶孔洞、裂缝发育，安全密度窗口窄，因此，钻井过程中钻井液漏失量大、处理复杂时间长，井控风险高，甚至被迫提前完钻，但阿姆河右岸B、C区储层段井壁较稳定，存在安全密度窗口，具备精细控压钻井施工条件。采用精细控压钻井技术，通过实时的PWD井底压力监测、准确的出口微流量监测、自动化的套压调节等先进手段，可以及时发现溢漏，并精确控制井底压力在安全密度窗口内，预期可以达到减少井漏、避免高套压的出现，保障钻井作业的井控安全、提高钻井效率的目的。

3.精细控压钻井配套方案及技术实施情况

(1)精细控压钻井装备配套

阿姆河右岸B、C区卡洛夫-牛津阶储层精细控压钻井设备配套方案：主要配备自动节流控制系统、数据监测与控制系统、随钻井下压力监测系统（PWD）、旋转控制头及控制装置等，见表5。

表5 主要特殊设备

(2)精细控压钻井工艺

常规钻至卡洛夫-牛津阶后固井，在215.9mm井眼采用精细控压钻井技术对卡洛夫-牛津阶进行专层专打，针对B、C区密度窗口窄、纵向裂缝发育、恶性井漏、堵漏效果不佳、漏涌转换快的特点，以“不涌、少漏”为目标，确定合理的安全密度窗口，准确控制井底压力在窗口范围内，实现安全平稳钻进，见图1。

图1 施工流程

实施原则：

①探索安全密度窗口，各个工况保持井筒压力在安全压力窗口内或微过平衡状态。

②以微流量、PWD井底压力实时监测、水力学模型相结合的控压模式。

③起下钻方式：采用常规方式起下钻，若窗口窄则采用重浆帽方式起下钻。

(3)技术实施情况

在土库曼斯坦阿姆河右岸W-22井、M-21井目的层卡洛夫-牛津阶成功实施精细控压钻井技术。其中W-22井钻井过程中漏失钻井液8.6m3，复杂处理时间2h，总用时9.2d，M-21井更是实现了“一趟钻、零复杂”钻达设计井深[2]。以下以W-22井为例，阐述精细控压钻井技术实施情况。

第一阶段：变排量试验，精细控压钻进，探索安全密度窗口。接215.9mmPDC钻头、组合钻具、安装PWD仪器下钻至3336m，做变排量实验。下钻到底，井深3387m，钻井液密度1.80g/cm3，排量25L/s，钻进过程中井口套压0.31～0.41MPa，控制ECD在1.89g/cm3开始精细控压钻进。停泵测斜及接立柱均未控压，后效出口流量稳定，液面未上涨，判断本井实际地层压力系数低于1.80，为避免后期发生严重井漏，下调钻井液密度至1.77g/cm3。

第二阶段：下调钻井液密度，控制ECD在安全密度窗口范围内。钻井液密度下调至1.77g/cm3，井口套压0.31～0.41MPa，停泵补压2.5～3MPa，ECD降低至1.86g/cm3继续精细控压钻进，钻进至3556～3557m岩屑中发现大量1～2cm大小的片状岩屑，之后恢复正常，分析认为该处为钻遇层位交接的破碎带。

第三阶段：及时发现、处理井漏，保证钻井作业安全。钻至井深3670.46m发现出口流量从23L/s下降到21L/s，井漏0.6m3，利用精细控压钻井技术降低排量循环测漏速，测得该漏失层位原始漏失压力系数为1.79。为扩大安全密度窗口，替入10m3随钻堵漏浆，恢复正常排量循环观察无漏失，处理过程共历时2h，继续钻进。

第四阶段：承压试验，合理选择起钻方式。精细控压钻进至完钻井深3725m，利用精细控压钻井技术循环控压最高2.8MPa做承压试压，井底压力当量密度最大1.94g/cm3，未漏。循环加重钻井液密度至1.87 g/cm3，起钻至井深3325.86m静观3d。循环观察后效不明显，符合常规起钻条件，常规起钻。

(4)实施效果

①W-22井创造了精细控压钻井技术在土库曼斯坦阿姆河区块首次成功应用，创造了该构造钻井液密度最低纪录，相比邻井M-21井减少钻井液漏失99%，提高钻井时效58%。

②M-21井目的层钻进过程中实现钻井液零漏失，用时仅5.4d，相比邻井W-22井时效提高78%，创造了阿姆河右岸B区目的层钻进最快纪录。

③通过精细控压钻进技术合理控制ECD，施工过程中控制套压最高3MPa，避免了井漏后地层流体置换产生的高套压，保障了钻井作业的井控安全。

4.结论

①精细控压钻井技术可以快速、准确摸索出裸眼段的安全密度窗口，对未来邻井避免严重漏喷复杂，保证安全钻井作业具有重要的参考价值。

②精细控压钻井技术可以及时发现井漏，并能够快速、灵活处理，有效避免井漏引起的漏喷转换、高套压风险。

③精细控压钻井技术在土库曼斯坦阿姆河右岸的成功应用，验证了其应对深层超深层喷漏复杂井的实用性、有效性，为其他类似油气田高效、安全钻井提供了有力的技术利器。