王秀影，胡書寶，秦義，張彬，游子衛(wèi)，黃海鴻

（1.中國石油大學（華東），山東 青島 266580；2.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

雁翎潛山注氣重力驅鉆完井難點與對策

王秀影1，2，胡書寶2，秦義2，張彬2，游子衛(wèi)2，黃海鴻2

（1.中國石油大學（華東），山東 青島 266580；2.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

雁翎潛山霧迷山地層非均質性強，可鉆性差，裂縫孔洞發(fā)育，承壓能力低，并存在次生氣頂，鉆井過程中易出現井漏、溢流、卡鉆等復雜情況，尾管小間隙固井易導致儲層污染、水泥漿低返、環(huán)空氣竄，給鉆完井帶來一系列技術難題。針對鉆完井過程中的技術難點，提出了相應的技術對策：防漏為主、承壓堵漏為輔，優(yōu)選低密度鉆井液配合控壓鉆井工藝，有效保證裂縫性地層安全鉆進；優(yōu)選個性化高效能鉆頭，提高機械鉆速；優(yōu)化設計井眼軌道，準確控制水平段位置；優(yōu)選凝膠堵漏技術、低密度防竄漏水泥漿體系，有效克服固井過程中的水泥漿漏失及預防氣竄；優(yōu)選固井射孔及管外封隔器選擇性分段完井方式，滿足避水避氣開采需求。文中提出的一系列技術對策，為雁翎油田注氣驅鉆完井提供了技術參考。

控壓鉆井；個性化鉆頭；防竄漏；避水避氣；霧迷山潛山

雁翎潛山分為南、北2個山頭，埋深分別為2 967，2 843 m，具有統(tǒng)一的油水界面、溫度和壓力系統(tǒng)，原始地層壓力30.12 MPa，溫度118℃，產油層位屬中元古界薊縣系霧迷山組，為一復合型碳酸鹽巖底水塊狀油藏。1977年11月油藏投入開發(fā)，經歷產量上升、快速遞減和緩慢遞減3個階段，先后采取壓錐、高含水井放產、高含水井堵水、注水升壓采油、注氮氣等試驗，但增產效果均不理想。截至2015年底，采出程度30.6%，含水率97.6%，油田已進入水驅開發(fā)后期階段。為提高潛山油藏采收率，擬開展雁翎潛山注氣重力驅先導試驗。為減少或規(guī)避今后鉆完井中井下復雜情況的出現，通過分析區(qū)塊鉆完井技術難點，提出了相應的技術對策。

1 鉆完井技術難點

1.1 地層裂縫孔洞發(fā)育，易井漏

儲層發(fā)育有縫、洞、孔多種儲集空間，儲集類型為裂縫-孔洞型。裂縫密度一般為40～80條/m，裂縫寬度從幾毫米到十幾毫米不等，以高角度縫為主，傾角大于70°的占79%。前期鉆井過程中漏失非常普遍，漏失井占總井數的56%，最大漏失量超過7 000 m3。采用復合堵漏劑、石灰乳、填砂等堵漏方法，成功率低，部分井因漏失嚴重被迫提前完鉆，部分井發(fā)生井壁坍塌和卡鉆等一系列井下事故。

1.2 地層可鉆性差，鉆頭機械鉆速慢、進尺短

潛山霧迷山組以隱藻白云巖為主，另有具殘余藻結構的硅質巖類及具隱藻結構的次生角礫狀白云巖，掃描電鏡看出含有大量石英。巖石可鉆性實驗及測井資料測定結果顯示，牙輪、PDC鉆頭的可鉆性級值分別為7～9和10～12，地層較堅硬，可鉆性差。霧迷山組已鉆直井平均機械鉆速僅為1.8 m/h，單只鉆頭平均進尺21.2 m。

1.3 安全鉆進密度窗口窄

霧迷山儲層原始壓力系數為0.99～1.01，漏失壓力系數為1.01～1.03，地層壓力安全密度窗口窄；而且雁翎油田1994年10月—1998年10月經歷3次注氣后，形成了氣油界面和油水界面2個流體界面，以及次生氣頂、含油富集帶和水淹帶3個流體分布帶，鉆進過程中可能存在溢流漏失共存風險。

1.4 水平井軌跡控制復雜

重力驅擬采用頂部注氣。采油井主要是利用直井老井，兼顧開發(fā)井網；由于裂縫以高角度縫為主，采用水平井可穿越多條裂縫、溶洞發(fā)育帶，增加供給通道［1］，故部署部分新鉆水平井。

1）軌跡控制難度大。為避免過早氣竄及水錐，油藏工程要求水平井段軌跡沿油水界面以上一定距離（大于10 m）精確延伸。由于該油藏屬于塊狀油藏，無明顯地層分層，而通常采用的隨鉆方位電阻率儀的徑向探測深度僅為2～3 m，不能滿足軌跡控制要求。2）霧迷山組可鉆性差，軌跡調整難度大。雁翎油田非均質性強，著陸點往往比設計提前或滯后［2］，實鉆中需多次調整靶點垂深，造成軌跡不斷調整及控制點增加，增大了軌跡控制難度。3）裂縫性儲層中，漏失壓力過低是限制水平井水平段延伸極限的主要因素［3］。

1.5 地層承壓低，氮氣侵入，固井難度大

雁翎潛山油藏主要采取裸眼完井方式，20世紀90年代注氣后，生產3～8個月先后形成氣竄、水錐，未能取得預期開采效果。分析認為：注氣受效井的井筒內油、氣、水三相共存，形成“三通路并聯模型”（見圖1a，其中Qg，Qo，Qw分別為氣、油、水流量，m3/d；Kg，Ko，Kw分別為氣相、油相、水相滲透率，μm2；A 為過水斷面面積，m2；Δp 為兩端壓差，MPa；μg，μo，μw分別為氣、油、水動力黏度，mPa·s；L 為巖石長度，m）。 由于三相黏度差異大，在地層壓力下各相態(tài)流度差異大，導致嚴重氣鎖［4］。為滿足避水避氣開采要求，三相進入井筒前需有效封隔，故將“三通路并聯模型”改為“單通路串聯模型”（見圖1b），而套管固井是最適合的完井方式。但霧迷山組承壓能力低，常規(guī)堵漏方法應對大縫洞地層的承壓可靠性不佳，采用常規(guī)密度水泥漿固井易井漏，造成水泥漿低返，影響環(huán)空水泥環(huán)膠結質量。另外，固井過程中水泥漿失重后，次生氣頂的存在，造成氮氣侵入環(huán)空的可能性增大［5］，影響固井質量。

圖1 三通路和單通路模型

2 主要技術措施

2.1 控壓鉆井+低密度鉆井液防漏技術

2.1.1 井口回壓確定與鉆井液密度優(yōu)選

控壓鉆井技術能精確控制環(huán)空壓力剖面，鉆進窄密度窗口地層時，可有效預防和控制溢流和井漏，大幅降低非生產時間和縮短鉆井周期，能夠保護油氣層，提高水平段延伸能力［6-7］。

非過氣頂直井鉆井采取微欠平衡鉆井方式，水平井及過氣頂直井鉆井采取微過平衡鉆井方式。欠平衡鉆井下限值設計留有一定余量，以減少地層逆向自吸作用，防止下鉆或開泵時壓力激動造成井底瞬時的過平衡，井底欠壓值一般控制在0.5～1.0 MPa，最大不超過3.5 MPa，井口回壓一般控制在5 MPa以內［8］。 微過平衡鉆井漏失速度控制在1 m3/h之內。為降低起下鉆及接單根時的井口回壓值，延長膠芯使用壽命，鉆進時井口回壓控制在4 MPa之內，超過4 MPa時以0.02 g/cm3幅度提高鉆井液密度。

鉆井液密度應在井口回壓為0、正常鉆進中負壓差達到設計值的情況下進行計算［9］，公式為

式中：ρm為鉆井液密度，g/cm3；pp為預測地層孔隙壓力，kPa；pn為井底負壓設計值，kPa；pfr為環(huán)空壓耗，kPa；H 為井深，m。

根據鉆井前的地層壓力預測，3 055 m地層壓力當量密度（pp）為 0.97 g/cm3，漏失壓力當量密度（pl）為1.02 g/cm3。模擬鉆頭位于井底3 055 m、排量為15 L/s的井況，計算了井底壓力（以當量循環(huán)密度表示）與井口回壓的關系（見圖2）。在φ152.4 mm井段，控壓鉆進使用的鉆井液密度為0.85～0.95 g/cm3。建議在開始控壓鉆進時使用0.89 g/cm3的鉆井液，并根據現場工況調整鉆井液密度，回壓控制范圍為0～4 MPa。

圖2 井底壓力-井口回壓關系

2.1.2 低密度鉆井液體系優(yōu)選

儲層漏失壓力系數低，無法選擇常規(guī)水基鉆井液作為循環(huán)介質［10］。采用較低密度的鉆井液可減少和避免鉆井液大量漏失，還可提高機械鉆速，縮短建井周期。充氣鉆井液氣液固多相流控制困難，井底壓力波動大，仍存在井漏風險，氣體可壓縮性影響隨鉆測量儀器信號傳遞，無法在水平井中應用［11］；可循環(huán)微泡沫鉆井液體系受溫度和壓力影響較大，對隨鉆測量儀器信號傳遞有一定影響；添加減輕劑的低固相水基鉆井液成本高。綜合考慮以上因素，推薦采用水包柴油鉆井液［12］。

2.2 個性化鉆頭提速技術

全面考慮地層巖性、巖石硬度、可鉆性等地質因素，參考國內深部灰?guī)r及白云巖地層優(yōu)選鉆頭應用情況，設計白云巖地層個性化鉆頭。針對白云巖研磨性強、硬度大（大于3 000 MPa），采用進口優(yōu)質高抗研磨PDC切削齒。針對PDC鉆頭切削齒沖擊損傷大，強化鉆頭抗沖擊性及扭矩平衡設計，由5刀翼增加為6～7刀翼，單排齒增加為雙排齒，由16 mm齒改為13 mm齒，增加布齒密度。強化水平井鉆頭保徑能力［13］，減少鉆頭側向磨損并增強造斜能力，設計硬質合金保徑塊、保徑齒及倒劃眼齒增強保徑。

2.3 優(yōu)化設計井眼軌道

水平井井身剖面類型設計為“直—增—穩(wěn)—增—水平”雙弧長半徑剖面［13］，為軌跡調整留有空間。全井井眼曲率控制在5（°）/30 m以內。

二開上部直井段嚴格控制井斜方位，造斜段采用彎螺桿加MWD鉆進跟蹤調整井斜方位［14］，電子多點測斜校正井眼軌跡。進入潛山利用LWD探測山面，現場通過加強實鉆巖屑錄井卡準層位，盡量避免著陸后調整垂深。三開增斜段及水平段采用小度數彎螺桿加高精度MWD及隨鉆方位電阻率儀，以復合鉆進方式為主。針對隨鉆方位電阻率儀探測深度不足問題，采取南北山頭先平衡注氣，油水界面達到水平段設計垂深后停止注氣，待油水界面穩(wěn)定再進行水平井鉆井施工，水平段沿油水界面鉆至設計井深后，繼續(xù)注氣至重力驅所需要的最終油水界面。這種方式可以準確控制水平段位置，最大限度延長水錐時間，提高開采效果。

2.4 承壓堵漏+低密度水泥漿體系技術

2.4.1 承壓堵漏技術

套管固井承壓值計算公式為

式中：Δp為地層承壓值，MPa；k為安全系數，取1.00～1.25；ρm2為固井水泥漿密度，g/cm3；ρm1為完井液密度，g/cm3；Η2為完井深度，m；Η1為水泥返深，m；g 為常數，取值0.009 81。

區(qū)塊設計鉆井深度3 120 m，安全系數取1.25，固井水泥漿密度1.55 g/cm3，水泥返深2 500 m，地層承壓能力最低提高6.18 MPa，即可滿足固井要求。

前期鉆井過程中，惡性漏失井采用石灰乳、堵漏水泥漿和填砂等常規(guī)復合堵漏劑堵漏，可靠性不佳。分析認為：裂縫尺寸相差大，堵漏材料顆粒大小與漏失通道不匹配；封堵為物理堵塞，易重復漏失；水泥漿駐留性差，施工中憋壓壓力低。因此，要求堵漏材料適合不同尺寸裂縫，堵漏漿和地層膠結成整體。

對于裂縫性滲漏地層，當地層漏失速度小于10 m3/h，可采用復配碳酸鈣粒子的常規(guī)復合堵漏劑；當地層漏失速度大于等于10 m3/h、小于50 m3/h時，建議采用凝膠堵漏，利用凝膠材料的彈性變形及駐留特性，以適應不同孔喉和裂縫，并形成黏彈性網狀結構，堵漏漿黏度、強度、切力和彈性急劇增大，實現堵漏目的；當地層漏失速度大于等于50 m3/h、小于80 m3/h時，建議采用特種凝膠堵漏，特種凝膠溶于水后，分子鏈形成具有星型結構和空間網狀結構的凝膠體系［15］，進入漏層后能自動停止流動，并充滿漏失裂縫、孔洞空間，形成能隔斷地層內部流體與井筒流體的“凝膠段塞”，并且該段塞具有足夠的啟動壓力。

2.4.2 低密度防竄水泥漿技術

解決霧迷山組固井漏失問題最有效、簡便的方法是采用低密度水泥漿，實現平衡壓力固井［16］。為解決氣頂段固井過程中地層不易壓穩(wěn)問題，需選擇防竄低密度水泥漿體系，降低固井井漏及氣竄風險，保證固井質量。通過對比不同低密度水泥漿體系的性能及應用情況（見表1），推薦采用相對成熟的低密度防竄水泥漿體系。

表1 不同低密度水泥漿體系對比

2.5 完井設計

目前隔離氣柱的完井方案有3種。1）套管固井射孔完井，隔離氣柱有效、可靠，井筒內結構簡單，有利于后期各種措施的實施。2）裸眼封隔器分段完井，可根據油氣界面變化調整卡封深度，作業(yè)費用較套管固井低，但封隔器隔離氣頂的有效性、可靠性受大裂縫發(fā)育狀況影響，相對于套管固井射孔有一定的不確定性，同時存在裸眼封隔器解封困難的風險。3）裸眼懸掛小油管完井，依靠油柱高度隔離氣柱，隔離不徹底，高角度大裂縫發(fā)育條件下，需控制極低的產量，控制難度大，有較強的不確定性。

綜合考慮隔離氣柱效果、技術可靠性、作業(yè)成本等因素，當地層承壓能力最低提高6.18 MPa滿足固井要求時，推薦采用懸掛尾管固井射孔完井方式；地層承壓能力滿足不了固井要求時，采用管外封隔器分段完井。其中水平井固井方式為上固下不固［17］，即入口點以上注水泥漿封固，水平段采用遇油膨脹式管外封隔器（或擴張式封隔器）+開關滑套分段完井方式。

3 結論

1）應用控壓鉆井技術，配合低密度鉆井液體系，能夠實現對井下溢流、漏失進行動態(tài)監(jiān)控，迅速抑制溢流、有效控制漏失，從而降低鉆井風險，提高機械鉆速，實現窄窗口下的安全鉆井。

2）加強區(qū)塊地層可鉆性分析，開展個性化鉆頭設計，可以實施優(yōu)快鉆井，提高機械鉆速，縮短鉆井周期。

3）根據漏失特征和類型，優(yōu)選相應的堵漏材料是堵漏成功的關鍵。

4）優(yōu)選固井射孔完井和選擇性分段完井方式，可以滿足注氣驅油藏避水避氣開采的需要。

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（編輯 趙衛(wèi)紅）

Drilling and completion difficulties and solutions for gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill

WANG Xiuying1，2,HU Shubao2,QIN Yi2,ZHANG Bin2,YOU Ziwei2,HUANG Haihong2
(1.China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Oil Production Engineering Research Institute,Huabei Oilfield Company,PetroChina,Renqiu 062552,China)

With strong heterogeneity,poor drillability,well developed fracture and cavern,low pressure bearing capacity and manmade gas cap in the Wumishan Formation of Yanling buried-hill,downhole complex conditions such as lost circulation,kick and pipe sticking are easy to happen.Meanwhile,liner cementing with small clearance is easy to result in formation damage,insufficient top of cement and gas channeling,which will lead to a series of technical challenges to drilling and completion operation.Based on the analysis of the technical difficulties during drilling and completion operation,corresponding solutions are proposed:lost circulation prevention with assisted lost circulation control,MPD technology combined with low density drilling fluid are used for safety drilling in naturally fractured formation;high performance fit-for-purpose drill bit is selected to improve the rate of penetration;optimize the design of the wellbore track,accurately control the horizontal segment position;gel type lost circulation material,low density anti-channeling and anti-lost circulation cement slurry are selected to address the gas channeling and lost circulation during cementing operation;cased hole and completion with external casing packer are selected to meet the exploitation requirement to control gas and water cone.The proposed strategies have provided technical references for the drilling and completion of gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill.

MPD;fit-for-purpose bit;channeling and lost circulation prevention;gas and water cone control;Wumishan buried-hill

TE257

B

中國石油天然氣股份有限公司重大專項“華北油田持續(xù)有效穩(wěn)產勘探開發(fā)關鍵技術研究與應用”（2017E-15）

10.6056/dkyqt201704034

2017-01-03；改回日期：2017-04-25。

王秀影，女，1971年生，高級工程師，在讀碩士研究生，2006年畢業(yè)于西南石油大學，主要從事鉆完井技術研究。E-mail：cyy_wxy@petrochina.com.cn。

王秀影，胡書寶，秦義，等.雁翎潛山注氣重力驅鉆完井難點與對策［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：592-595.

WANG Xiuying，HU Shubao，QIN Yi，et al.Drilling and completion difficulties and solutions for gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：592-595.