冀中坳陷深井-超深井井控技术难点及应对措施

2023-11-23崔树清刘九忠徐光波王建云刘冰洁马涛

石油工业技术监督 2023年11期

崔树清，刘九忠，徐光波，王建云，刘冰洁，马涛

1.中国石油华北油田分公司培训中心（河北任丘 062552）

2.中国石油华北油田分公司工程技术部（河北任丘 062550）

渤海湾盆地冀中坳陷是中国潜山复式油气聚集理论的发源地[1]，随着勘探的不断深入，中浅层发现规模储量的难度越来越大。近年来，随着深潜山油藏和潜山内幕油藏的持续发现[2]，深井、超深井钻探已成为常态。由于深井、超深井在钻进过程中要穿过多套地层和多个压力系统，钻井周期长、井身结构复杂，井底压力和温度高，给井控工作带来一系列技术难题。

1 冀中坳陷深井-超深井概况和井控技术难点

冀中坳陷深潜山区块北部主要有苏桥潜山、文安潜山、杨税务潜山等，南部有深县潜山、束鹿潜山、肃宁潜山等，完钻井深多在4 500～6 200 m。以杨税务潜山带为例，该潜山带位于冀中坳陷廊固凹陷东北部，整体为北西向古鼻隆起，由多个局部高点组成（图1）。潜山顶面地层为峰峰组，上覆石炭-二叠系地层，纵向上发育三套层状储层段，勘探面积约2 00 km2。目前杨税务潜山已完钻16 口井，平均储层埋深5 025 m，完井最深达到6 455 m（图2）。

图1 杨税务潜山三维立体图

图2 杨税务潜山部分已完钻井钻遇奥陶系各层位底部深度统计

由于冀中坳陷构造特征复杂、钻遇地层岩性复杂、地层压力系统复杂，深井-超深井钻探面临着多压力系统、窄密度窗口、溢漏同存等诸多工程技术挑战[3-4]，增加了井控风险，主要表现在：

1）构造特征复杂，压力精准预测难度大，储层保护与井控安全之间矛盾突出。目前，地层压力钻前预测技术对欠压实成因的异常高压具有较好的预测效果,对于构造挤压形成的异常高压预测能力较弱[5-7]。冀中坳陷经历了多期构造运动和多次沉积间断，地层压力受岩性、沉积相、断层、裂缝等多种因素控制，特别是由于断块破碎、地层横向变化快，建立深层-超深层正常压实曲线难度大,增加了压力预测难度。为确保井控安全，施工队伍往往采用设计钻井液密度的上限。冀中坳陷深部潜山储层微裂缝较发育，具有强速敏性特征，较大的正压差易导致外来固相侵入损害，甚至产生水锁损害，泥浆密度的增加对深层-超深层储层伤害远大于中浅层。

2）深井-超深井钻遇多套储层和多套压力系统，井身结构优化与井控安全矛盾突出。冀中坳陷深井-超深井自上而下钻遇第四系、新近-古近系、二叠-石炭系、奥陶系和寒武系等多套地层。新近-古近系为砂泥岩剖面，有多套油气储层，压力系数差异较大，W5井在Ed钻遇高压水层，压力系数达到1.60（预测压力系数1.10～1.20）；石炭-二叠系多为复杂岩性段，主要岩性为砂岩、碳质泥岩、油页岩、玄武岩、煤层；奥陶系、寒武系为潜山地层，主要岩性为灰岩、白云岩，特别是寒武系府君山组的潜山内幕油气藏分布于潜山腹内，断层和潜山内幕隔层发育[8]，一开次钻穿潜山内幕井控风险高。冀中坳陷多套储层和多套压力系统，增加了井身结构优化难度，也增加了井控风险。

3）钻遇地层岩性复杂，深部地层可钻性差，地层温度高，地层漏失、垮塌严重。冀中坳陷古近系埋深达到4 500～5 500 m，地层可钻性差、耐研磨性强，可钻性级别6～7级，平均机械钻速小于1.0 m/h，NG1 井沙三以下地层平均机速只有0.75 m/h，平均单只钻头进尺仅为40 m，井眼长时间浸泡和频繁起下钻增加了事故复杂和井控风险。以ND1 井为例，该井完钻井深6 027 m，四开井身结构，揭开潜山388 m，三开钻进过程中，垮漏同层，钻井液密度1.70 g/cm3发生漏失，低于1.68 g/cm3气侵并有掉块；四开井段4 290～5 641.50 m 施工过程中，多次钻遇高气测异常层，钻遇高气测显示后后效显示活跃，全烃大多为99.99%，此段测后效38 次，处理气侵周期19.8 d；潜山段钻遇破碎带，处理复杂情况周期长，易发生井控风险。此外，井底高温（170～205 ℃）、长裸眼段大温差小间隙固井也给井控技术带来挑战。

2 冀中坳陷深井-超深井井控应对措施

2.1 基于钻前预测与随钻监测相结合的地层压力预测方法

精准掌控地层压力是做好井控工作的关键，对保护油气储层（特别是天然气）具有特别重要的意义[9-10]。尽管国内外石油工作者不断研究探索新的方法[11-12]，但由于不同地区异常地层压力产生的复杂性，到目前为止地层压力精准预测的问题还没有得到彻底解决。目前，国内外针对砂泥岩等沉积型地层的压力预测取得了一系列成果，对Eaton 法、等效深度法、经验公式法、压实趋势线法、有效应力法等传统方法进行了修正和完善，这些方法都是基于压实效应和欠压实成因形成的异常压力预测，不适用构造挤压、液态烃热裂解、水热增压等产生的超高压预测，更不适用裂缝发育、成因复杂、规律不清的碳酸盐岩油气藏。

冀中坳陷新近系-古近系地层虽然以砂泥岩剖面为主，但由于经历了多期构造运动和多次沉积间断，异常高压成因复杂，地层压力预测结果往往与实钻差距较大，造成钻井液设计密度低于地层压力（图3），从而产生油气侵。

图3 SY1设计钻井液密度与实钻钻井液密度对比

为提高地层压力预测精度，在分析常规预测方法局限性的基础上，充分考虑异常地层压力形成的多样性和冀中坳陷构造特征的复杂性，对地层压力预测分析软件中各项指数进行优化。①在已钻井区块，地质研究人员通过比对已钻井与待钻井的沉积、构造演化特征，优选具有可比性的已钻井地震、测井资料和实测孔隙压力，利用已钻井段数据资料修正模型系数，用于预测待钻井相同地层段的孔隙压力。②对没有已钻井的地层段，在利用上述方法建立正常地层压力趋势线的同时，利用上一开次的裸眼电测资料，结合沉积、构造变化情况预测下一开次地层压力系数。区域探井ST1井邻井在ES1段曾钻遇高压水层，通过区域地质资料以及已钻井测井资料（无邻井实测孔隙压力数据）综合分析，利用DrillWorks压力预测软件建立了该区块正常压力趋势线，通过邻井实测孔隙压力综合分析，将Eaton指数优化为0.46，从而较为准确地预测了ST1井ES1高压水层出现位置及地层压力系数，在进入高压水层之前，将钻井液密度由1.60 g/cm3提高至1.76 g/cm3，起下钻期间井筒压力稳定，确保了井控安全。在四开开钻前，由于没有邻井实钻资料，利用该井三开裸眼电测资料更新预测了四开井段地层压力，将四开钻井液密度确定为1.80 g/cm3。四开开始密度1.72 g/cm3，至井深5 096.55 m，全烃升至47.743 1%，逐步提高密度至1.81 g/cm3，起下钻无明显气水侵，起钻及电测液面正常，实钻与预测压力系数相吻合。

目前技术条件下，地层压力钻前预测技术尚不成熟，随钻压力监测在一定程度上可以弥补压力预测技术的不足。对同一钻井液密度来说，气侵对井底液柱压力减小的影响浅井大于深井，由气侵到溢流的时间深井-超深井要长于中浅井。因此，深井-超深井随钻压力监测对于及时有效发现异常高压层尤为重要。目前，常用的钻进中监测地层压力方法有机械钻速法、页岩密度法、dc指数法。在ST1等深井-超深井钻探中，对施工队伍相关人员进行随钻压力监测技术专题培训，配合钻前压力预测结果，实现了ES1高压水层、ES4高压油气层的及时发现，确保了井控安全。

2.2 利用先导试验确定“必封点”位置

井身结构是确保优快钻井的重要影响因素，也是降低钻井成本的突破点，更是确保井控安全的关键因素。以冀中坳陷杨税务深潜山传统的四开井身结构为例，尽管钻井综合提速技术取得了较好的提速效果[13]，平均机械钻速提高了27.4%，钻井周期由最初的217 d缩短到174 d。但是现有井身结构条件下再进一步缩短钻井周期难度较大，优化井身结构成为该区块降低钻井成本的重要突破口。该区古近系地层砂层发育、断层复杂，易发生漏失；石炭-二叠系为复杂地层，含碳质泥岩和煤层，井壁稳定性差，且潜山面以上有多套油气显示。四开变三开的难点是如何实现一开次钻穿古近系和石炭-二叠系，实现二开揭开潜山面。如兼顾上部地层采用较低的泥浆密度，则会导致下部地层垮塌；如兼顾下部地层采用较高的泥浆密度，则会导致上部地层漏失（图4）。

图4 AT2x井地层三压力剖面

针对上述技术难点，利用该区AT2X1 侧钻井开展先导试验，通过井眼轨迹优化、钻井液配方优选、潜山碳酸盐岩防漏等一系列措施，利用较低钻井液密度一开次顺利钻穿C-P 复杂地层和奥陶系碳酸盐岩潜山储层[14]（图5），验证了石炭-二叠系地层可以与沙河街地层用较低泥浆密度一开次完成，从而将二开“必封点”下移至潜山面以下，实现了三开完井。

图5 AT2X1井身结构示意图

在AT2X1侧钻先导试验成功的基础上，AT1-1x井完钻井深5 840 m，三开完井（表1），未发生溢流等井控险情，平均机械钻速较之前提高了18.7%，平均钻井周期由之前的174 d 降至124 d，降低了28.6%，实现了杨税务深潜山钻井提速提效新突破，AT1-2x、C8、S60-1x 等后续多口井均在确保井控安全的前提下实现三开完井。

表1 AT1-1x井三开井身结构数据表

2.3 依托工程技术确保井控安全

1）精准卡山技术。冀中坳陷深潜山钻探过程中，为避免进山后地层漏失导致漏转喷的井控风险，在细化地震资料对比、地层追踪对比确定进山深度的同时，工程地质密切配合，进山前100 m 加强循环，发现钻具放空、憋跳、漏失等情况及时停钻进行薄片分析；在临近潜山界面时，要求司钻均匀加压、送钻，严格控制机械钻速，必要时换牙轮钻头揭开潜山，确保井筒内岩屑数量在3 m 之内。系列措施的综合应用，实现了精准卡山，YSW 区块潜山顶面平均垂深达4 872 m，三开（或二开）平均揭开潜山深度2.6 m。精准卡山，避免了揭开潜山发生漏失等事故复杂，确保了井控安全。

2）超深井小间隙尾管固井技术。冀中坳陷地温梯度高，YSW 潜山带深层碳酸盐岩储层地温梯度高达3.5 ℃/100 m[15]，深井-超深井钻探中小间隙长裸眼段大温差固井存在较大井控风险。通过工艺技术攻关形成超深井小间隙尾管固井技术[16]，确保了固井质量，实现了水泥环完整性和井控安全。

3）简易控压钻井技术。由于精细控压工艺技术复杂，费用高，冀中坳陷深井-超深井采用简易控压钻井技术取得了良好效果。简易控压技术简化了精细控压装备，通过旋转控制头配合常规钻井设备实现控压钻井。当采用较低泥浆密度正常钻进发生井侵时，利用简易控压装备给井口施加回压，以增加井底当量钻井液密度；当发生井漏时，通过减小井口控压值，降低井底当量钻井液密度，从而减轻或消除漏失。简易控压钻井技术应用12 口深井-超深井，与常规钻井相比，钻井液密度平均降低近0.1 g/cm3，平均机械钻速提高了16%，避免了井漏和溢流，达到了控压降密、安全提速的目的。

2.4 强化一线员工井控技能提升

近20年来国内井喷事故原因分析，由于起钻未按规定灌浆、起下钻速度过快造成抽汲、发生溢流未及时发现等管理原因导致的井喷事故占50%，见表2。关井失败、关井后装备刺漏等技术和设备原因导致的井喷事故也多是由于溢流发现不及时导致高套压等复杂险情，从而错失关井黄金时间。因此，强化现场管控和一线员工井控技能，对于确保井控技术的实现至关重要。

表2 近20年来国内井喷事故原因统计表

冀中坳陷深井-超深井钻探过程中，按照不同区块、不同储层、不同井别，从地质、工程、人员能力、设备、关键工序等方面分区、分级进行井控风险评估，针对性提出风险预警，科学制定风险管控措施。井控取证培训突出关键岗位溢流发现、井控设备正确安装与使用、抢接内防喷工具等关键技能的提升。同时，研发地质工程一体化远程作业支持系统，基于大数据技术，实现了工程异常实时报警和24 h 实时监测，一旦发现溢流、井漏等钻完井异常，系统将自动报警，确保了工程异常早发现、早预警、早处置。