左　星　周井紅　劉　慶

（1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院2.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦）

精細控壓鉆井技術(shù)在高石001-X4井的實踐與認識*

左星1周井紅2劉慶1

（1.中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院2.中國石油西南油氣田分公司川中油氣礦）

高石001-X4井是四川盆地高石梯構(gòu)造震旦系燈影組氣藏的一口開發(fā)井，該井儲層裂縫發(fā)育、安全密度窗口窄，H2S含量高，常規(guī)鉆井鉆遇裂縫后則會引發(fā)嚴重井漏、噴漏同存，造成井控風險大。應(yīng)用精細控壓鉆井技術(shù)，在同一裸眼井段鉆遇多個不同壓力系數(shù)的溢漏顯示層，通過合理壓力控制，確保了鉆井作業(yè)安全順利進行，延長了鉆井井段，增大了儲層泄流面積，提高了單井產(chǎn)量，取得了良好的應(yīng)用效果，為將來采用精細控壓鉆井技術(shù)開發(fā)高石梯燈影組氣藏積累了經(jīng)驗。圖3表2參5

四川盆地高石梯燈影組高溫中含硫噴漏同存精細控壓鉆井

0　引言

四川盆地川中高石梯區(qū)塊海相儲層是四川油氣田勘探開發(fā)重點區(qū)域。該區(qū)塊目的層震旦系燈影組埋藏較深，井深一般在5 500 m左右。地層壓力高、裂縫發(fā)育、氣層普遍含硫，常規(guī)鉆井使用的鉆井液密度高于地層漏失壓力系數(shù)，造成了施工作業(yè)井漏頻繁、處理復雜時間長，并且井控安全風險大。據(jù)統(tǒng)計，該區(qū)塊作業(yè)的18口井中有15口井發(fā)生過井漏，平均單井漏失量達751 m3，處理復雜井況時間達到329 h。

高石001-X4井是該構(gòu)造上的一口開發(fā)井，地層壓力系數(shù)低（1.15～1.19），溫度高（約151℃），安全密度窗口窄，存在噴漏同存的極大風險，為確保該井安全、順利鉆至設(shè)計井深，實現(xiàn)地質(zhì)目標，采用了精細控壓鉆井技術(shù)。

1　高石001-X4井燈影組鉆井工程難點

（1）鉆進中鉆遇多個氣層，安全密度窗口窄，頻繁交替發(fā)生井漏、溢流的風險大。

（2）儲層裂縫發(fā)育，常規(guī)堵漏方式效果不佳，難以維持正常鉆井作業(yè)。

（3）本井以氣顯示為主，噴漏同存，井控風險較大。

（4）高石梯燈影組氣藏H2S含量高。鄰井高石2井天然氣中H2S含量為16.43 g/m3，高石3井天然氣中H2S含量為22.73 g/m3，高石12井天然氣中H2S含量為15.71g/m3。H2S的監(jiān)測與防護是本井作業(yè)的一大難點。

2　鉆井實施方案

2.1鉆井方式

采用精細控壓鉆井技術(shù)，根據(jù)地層實測孔隙壓力與漏失壓力，實時調(diào)整井底壓力。在鉆進、接單根等過程合理控制井底壓力，減小不同工況轉(zhuǎn)換過程井底壓力波動，實現(xiàn)井下壓力平穩(wěn)控制。

2.2井底壓力監(jiān)測方式

采用水力學計算方式結(jié)合儲存式井下壓力計，實時掌握井底壓力變化?，F(xiàn)場根據(jù)井底壓力變化情況并結(jié)合地面微流監(jiān)測技術(shù)，對井下壓力進行實時調(diào)整。

2.3硫化氫防護與處理

鉆井液中預先加入1%～1.5%的除硫劑，保持鉆井液pH值在10以上；精細控壓鉆進過程采用微過平衡方式，減少地層流體進入井筒；在地面安裝固定監(jiān)測裝置，加強地面H2S的在線監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)H2S后按照井控實施細則進行處理。

2.4起下鉆方式

先帶壓起鉆至上部井段，注入重漿帽，再進行常規(guī)吊灌起鉆。

2.5溢流、井漏復雜情況處理

鉆進中發(fā)生井漏，通過降低井口壓力控制值、鉆井液排量或鉆井液密度等方式，尋找漏失壓力平衡點后，再控壓鉆進。

鉆進中發(fā)生溢流，求得地層壓力，確定壓力平衡點后，再控壓鉆進。

3　精細控壓鉆井應(yīng)用及效果

3.1井身結(jié)構(gòu)及鉆具組合

（1）井身結(jié)構(gòu)

高石001-X4井的井身結(jié)構(gòu)如表1所示。

表1　高石001-X4井實際井身結(jié)構(gòu)

（2）鉆具組合

Φ149.2 mmPDC鉆頭+Φ120.6 mm螺桿鉆具+ Φ120.7 mm止回閥（2只）+Ф120.7 mm存儲式壓力計+Φ120.6 mm無磁鉆鋌MWD+Φ120.6 mm懸掛短節(jié)+Φ101.6 mm斜坡加重鉆桿+Φ101.6 mm斜坡鉆桿。

3.2現(xiàn)場應(yīng)用

高石001-X4井四開采用1.10～1.15 g/cm3的鉆井液在井段5 356～5 860 m進行了精細控壓鉆井作業(yè)，共鉆遇2個良好裂縫顯示層，實現(xiàn)了在嚴重井漏、噴漏同存的裂縫儲層進行安全鉆井、油氣勘探的目標。

3.2.1鉆遇裂縫的處理

（1）在5 449 m鉆遇第一個裂縫顯示層

本井鉆完水泥塞后，將鉆井液密度降至1.15g/cm3，從井深5 361 m開始精細控壓鉆進。當鉆至井深5 449 m溢流0.5 m3，關(guān)井求得儲層孔隙壓力系數(shù)1.18～1.19，循環(huán)排氣過程控壓1～3 MPa，火焰高度2～5 m，未發(fā)現(xiàn)H2S，井下出現(xiàn)微漏，計算地層漏失壓力系數(shù)介于1.19～1.20，安全密度窗口1.18～1.20。隨后根據(jù)安全密度窗口，控制井底壓力當量密度1.19～1.20 g/cm3精細控壓鉆進，鉆進過程未出現(xiàn)井漏情況。圖1為精細控壓鉆進過程井底壓力情況。

（2）在5 474 m鉆遇第二個裂縫顯示層

精細控壓鉆進至井深5 474 m放空0.08 m，漏失鉆井液1.3 m3，隨后降低排量循環(huán)，漏速5～20 m3/h，根據(jù)測量的環(huán)空液面高度，分析該儲層漏失壓力系數(shù)介于1.16～1.17，略低于第一個儲層壓力系數(shù)。

現(xiàn)場針對不同壓力系數(shù)的兩個儲層，進行了井底壓力控制測試（圖2為井底壓力分析曲線）：當井底壓力當量密度控制在1.16 g/cm3時，未發(fā)生井漏，但一個遲到時間后液面上漲，發(fā)生溢流，地面出氣量500～1 300 m3/h，火焰高3～7 m；當井底壓力當量密度控制在1.19～1.25 g/cm3時，出現(xiàn)不同程度井漏，未發(fā)生溢流。為確保鉆井作業(yè)安全順利實施，最終采用了在井漏狀態(tài)下的鉆進策略，并針對不同當量密度漏失情況，優(yōu)選了合理井底壓力控制范圍。圖3為井底壓力與漏速的關(guān)系曲線。

圖1　井底壓力隨井深變化曲線

圖2　井底壓力分析曲線

圖3　井底壓力與漏速關(guān)系的曲線

根據(jù)漏失情況，采用了1.10～1.13 g/cm3的鉆井液，控制套壓0～2 MPa，保持井底壓力當量密度1.19～1.20 g/cm3進行精細控壓鉆井作業(yè)，在漏速1～2m3/h微漏條件下安全順利鉆至井深5860m完鉆。

3.2.2壓井堵漏作業(yè)

本井共進行了兩次壓井堵漏作業(yè)，但堵漏效果均不佳。

第一次是在5 474 m鉆遇裂縫儲層，由于漏速較高，不滿足安全鉆井作業(yè)要求，后期采用了質(zhì)量體積分數(shù)為10%的堵漏鉆井液堵漏，但效果不佳。堵漏及輔助作業(yè)時間3 d，漏失鉆井液186.5 m3。

第二次是在完鉆后，為了降低完井管串下入過程溢流風險，進行了堵漏作業(yè)。采用質(zhì)量體積分數(shù)為14%的堵漏鉆井液堵漏，效果不佳，堵漏及輔助作業(yè)時間12 d，并造成鉆具水眼堵塞，漏失堵漏漿及鉆井液共計328.2 m3。

由于該類儲層裂縫發(fā)育，常規(guī)堵漏方式效果不佳，可根據(jù)安全作業(yè)窗口，在微漏條件下作業(yè)，避免堵漏作業(yè)損失的時間及可能造成的井控風險。

3.2.3起下鉆作業(yè)

由于井下處于漏失狀態(tài)，起鉆主要采用了注入重漿帽再吊灌的方式，下鉆采用了控壓下鉆方式。

根據(jù)儲層壓力系數(shù)1.18～1.19，采用1.13 g/cm3的鉆井液井口控壓3.5MPa，保持井底壓力當量密度約1.2 g/cm3。帶壓起鉆至3 700 m左右，注入2.04 g/cm3的鉆井液14m3，保持井底壓力大于氣層壓力約3MPa，再吊灌起鉆，每3柱灌1.13 g/cm3的鉆井液一次，為確保安全，每次多灌0.1～0.2 m3，起鉆完后，每半小時灌0.5 m3。

下鉆過程，常規(guī)下鉆至套管鞋處，用1.13 g/cm3的鉆井液替出2.04g/cm3的重漿帽，然后帶壓1～3MPa下鉆到底。

本井采用該方式起下鉆13趟，沒有發(fā)生溢流風險，但每次起下鉆漏失鉆井液60～80 m3，因起下鉆漏失鉆井液近千方。因此，改善起下鉆工藝對于減少鉆井液漏失量具有顯著意義。

3.2.4完井作業(yè)

本井采用裸眼完井方式，使用了裸眼封隔器。在下入裸眼封隔器時，依然使用了旋轉(zhuǎn)防噴器，在完井工具下入過程中若發(fā)生溢流，可及時進行循環(huán)排氣與控壓下鉆，避免井控風險發(fā)生。

完井管串下入過程中，采用1.21 g/cm3鉆井液，始終保持微漏狀態(tài)，順利將裸眼封隔器下至設(shè)計井深，下入過程未發(fā)生溢流，共漏失鉆井液61.6 m3。

3.2.5主要成果

（1）本井鉆遇裂縫層后，采用精細控壓鉆井技術(shù)，根據(jù)儲層安全密度窗口合理調(diào)節(jié)井底壓力，保持穩(wěn)定的微過平衡狀態(tài)，既提高了裂縫儲層鉆井作業(yè)的安全性，還確保了在嚴重井漏儲層中的順利鉆進，實現(xiàn)了裂縫儲層的安全、高效鉆探作業(yè)。

（2）鉆遇窄安全密度窗口儲層后，通過精確控制井底壓力，實現(xiàn)了微過平衡、微漏鉆進，減少了鉆進過程中的鉆井液漏失量，鉆進中漏失量僅占四開鉆井作業(yè)漏失量的9%。四開儲層段漏失鉆井液共計約1 611.1 m3，其中鉆進漏失鉆井液150.9 m3，堵漏及起下鉆作業(yè)漏失鉆井液1 460.2 m3。

（3）本井采用精細控壓鉆井技術(shù)，有效延長了儲層井段，增大了泄油面積，完井后測試產(chǎn)量108.33×104m/d，是鄰井平均產(chǎn)量的3.46倍。為鄰井與本井的產(chǎn)量對比情況如表2所示。

表2　產(chǎn)量對比情況表

4　認識與建議

（1）精細控壓鉆井技術(shù)是解決類似高石梯燈影組裂縫儲層井下復雜難題的有效技術(shù)，不但能提升井控安全性，更能有效延伸鉆井井段，增大儲層暴露面積，提高單井產(chǎn)量。

（2）本井在5 474 m鉆遇裂縫及完鉆后，進行了多次堵漏作業(yè)，但效果不佳，不但造成了大量的鉆井液漏失，增加了非生產(chǎn)作業(yè)時間，還可能造成儲層傷害。鑒于精細控壓鉆井技術(shù)能有效解決窄安全密度窗口井漏嚴重、井控風險大的工程難題，建議在類似儲層中鉆遇裂縫后，不需進行堵漏作業(yè)，直接按精細控壓鉆井技術(shù)要求繼續(xù)施工作業(yè)。

（3）當前針對窄安全密度窗口儲層，起下鉆主要采用重漿帽+吊灌方式，鉆井液漏失量較大，建議針對起下鉆方式做進一步研究。

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（修改回稿日期2016-06-27編輯景岷雪）

中國石油川慶鉆探工程公司科研計劃項目（編號CQ2014B-32-Z1）高效防漏堵漏及井控配套技術(shù)研究課題。

左星，男，1981年出生，碩士，工程師；2007年畢業(yè)于西南石油大學油氣井工程專業(yè)，長期從事欠平衡/控壓鉆井研究及服務(wù)工作。地址：（618300）四川省廣漢市中山大道鉆采工程技術(shù)研究院。電話：13320876791。E-mail：zuox_ccde@cnpc.com.cn