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摘要：土库曼复兴气田的卡洛夫-牛津阶地层压力极其敏感，地下裂缝、孔隙发育，钻井过程溢漏严重，且H2 S含量高，井控风险高，钻井难度大，通常难以钻达到设计钻井深。针对这一技术难题，土库曼引进精细控压钻井技术，通过实时监测钻井溢漏参数，优化调整钻井液密度与井口回压等技术措施，全过程维持对井底压力的精确平稳控制。精细控压成功助力3口续钻井以高质量、高效率完成作业，并创下该区块钻井液密度最低的记录，密度为1.28 g/cm3，平均单井漏失量减少87%，复杂处理耗时降低94%，平均机械钻速提升171%，并以最短钻井周期16.06天，实现产层一趟钻目标。此次应用，为土库曼裂缝性油藏的开发提供了技术借鉴与实践经验。
关键词：精细控压钻井；窄密度窗口；溢漏复杂；井控风险；钻井效率
0引言
土库曼复兴气田天然气资源丰富，南约洛坦储集层具有高温、高压、高产、高含硫的“四高”特性，卡洛夫-牛津阶地层孔洞、裂缝发育，油气显示频繁，且存在区域性垮塌层，面临多产层多压力系统复杂，地层压力敏感，漏喷转换迅速等一系列井控安全挑战，该气田前期钻井成功率仅11.54%，可钻性极差，严重制约了该区块油气资源的勘探开发[1]。目前国内已经形成了成熟的精细控压钻完井技术与工艺，并在川渝及新疆地区成功取得了大规模、成熟化的应用[2-3]。精细控压技术应用于土库曼3口续钻井，成功解决上述技术难题，为该地区钻井提供了借鉴与参考，并为国产精细控压技术在国际上的规模应用作出推广。
1续钻井基本介绍
GOG-20、GOG-30及GOG-60井均是以卡洛夫-牛津阶为目的层的开发直井，地层构造与井身结构一致，设计井深4 580 m。前期钻井过程中发生卡钻、恶性井漏、溢流、钻具水眼堵塞、硫化氢险情等，因作业难度大，井控风险高，难以钻进而被迫撤离。为加快产能建设，实现安全可控钻井，续钻井引入并开展精细控压钻井作业。
2主要钻井难点和风险
2.1储层地质特征
复兴气田目的层为上侏罗统卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩，厚度为330～410 m，储层温度在90～133℃,平均测试气产量达180×104 m3/d。孔隙、裂缝发育，渗透率高，密度窗口窄，压力敏感，极易发生井漏，常发生井漏失返、溢漏转换等恶性井控事件[4]。
2.2溢漏风险高
目的层岩性脆且破碎严重，非均质性极强，存在多套压力系统，恶性井漏严重。该地区已完成的22口井中有12口井发生井漏，累计井漏49次，平均漏失量1 136 m3/井。同一井段地层压力系数为1.24～1.32，压力跨度大，上喷下漏、溢漏转换风险高。
2.3起钻难度大
目的层属于裂缝孔洞型储层，溢漏同层，安全密度窗口窄甚至无窗口，地层压力敏感，起钻激动压力、抽吸压力易诱发井控事故，密度高则易漏，密度低则易气侵，按常规加重的方式起下钻难度大，井控风险高。
2.4揭开封固塞面风险高
3口续钻井前期钻井过程中皆发生恶性井漏、溢流、硫化氢等险情，被迫注水泥塞封固撤离，已封固近10年，本次续钻遭遇塞下高压气体聚集的可能性较大，且储层流体富含H2 S和CO2酸性气体，含量分别为3.0%～4.5%、5.6%～6.2%，若高压气体进入井筒向上运移导致井筒压力急剧降低，且伴随酸性气体污染泥浆性能，将使井筒压力控制极其困难[5]，井喷、硫化氢中毒风险极高。
3精细控压技术策略及作业思路
3.1精细控压技术策略
在窄密度窗口使用低密度钻井液，停泵时静液柱压力可能无法平衡地层压力，而开泵时由于循环压耗反作用于井底，又可能致使井底压力达到漏失压力，因而常规钻井通常难以满足窄密度窗口的井底压力需要。而精细控压钻井通过分析安全密度窗口，优选设计钻井液密度，控压补偿重建井筒压力平衡等技术手段，全过程维持井底压力在安全密度窗口内，可有效解决钻井过程中溢漏以及排量受限等难题[6-7]。甚至能够在极端恶性工况下，维持微欠微过平衡状态而安全实施控压钻进，可确保在更大的安全窗口空间作业。精细控压钻井主要设备如表1所示。
3.2总体技术思路
根据地层及油藏特性选择与之相适应的钻井方式，是保证1口井顺利、安全完钻的关键。如图1所示，续钻井五开实施精细控压钻进，采用高密度钻井液钻塞，压稳塞下高压气层，在密度设计范围内，通过逐步降井口控压值、密度等方式循环排气，释放地层高压圈闭压力，并寻求井底漏溢平衡临界点，保持靠近安全窗口下限钻进以减少钻井液漏失。
实钻过程根据地层压力特性，合理优选钻井液密度，及时调整控压值，稳定维持井底ECD在安全密度窗口内，溢漏同存地层可维持微过微漏钻进，在降排量、停泵测斜、接立柱等过程及时补偿套压弥补循环压耗，以降低不同工况转换井底压力的波动；采用“重浆帽+控压补偿”方式起下钻，结合控压工艺设计控压值，配套稠浆防气窜、吊灌量优化、钻井液灌返量校核等技术手段，实现井筒压力的实时监测与控制，最终钻至设计完钻井深。
3.3复杂预防手段
控压钻井过程中通过实时动态预警系统及时发现异常，并使用井筒压力实时计算系统实现井筒压力实时计算与可视化监测，通过调整井口压力或钻井液密度，防止或减少溢流几率及溢流量，钻遇放空或钻时明显加快应停止钻进，循环观察，并做好关井准备；并通过微流监测装置监测出口，及时发现溢流并控制溢流量，钻遇溢流或活跃油气显示，立即关井准确求取真实地层压力，合理调整钻井液密度及控压值，重建新安全密度窗口[8]。
钻遇裂缝和恶性漏失，通过降低控压值、降排量等方式尝试建立循环，寻求“不溢、不漏或微漏”状态压力平衡点，要求控制漏速在5.0 m3/h以内，无完全密度窗口，则根据漏失情况选择堵漏方式提高地层承压能力，若多次堵漏效果不佳则降密度；若不能建立循环，则坚持连续吊灌起钻至安全井段堵漏，其间加密监测出口流量及液面高度，发现漏喷转换，立即全井反推。
降密度期间监测好各项参数及返出岩屑情况，每个循环周密度降低不宜超过0.03 g/cm3，降密度过程中，钻具活动应在有效关井位置范围内，控制上提、下放速度，转盘转速小于30 r/min，排量以正常钻进排量为宜；若一个循环周循环均匀后，液面无变化、无地层气体返出、全烃无异常增加、停泵关闭返出通道无套压，继续进行降密度作业；若地层出水、出H2 S或井壁失稳等，立即停止降密度作业。
4现场应用情况
4.1钻井液密度优选
合理的钻井液密度是影响精细控压钻井最重要的因素，结合钻井工程参数，结合井筒气液两相流水力学循环压耗模型计算井筒压力分布，并根据进出口流量平衡实时调整钻井液密度与控压值[9]，优化设计钻井液密度如表2所示。
如图2所示，以GOG-20井为例，分别模拟在钻进排量14 L/s工况下，钻井液密度与控压值对井底ECD的影响。在井深4 000 m时，密度为1.33 g/cm3、控压3.5 MPa，或密度为1.37 g/cm3、控压1.0 MPa，可维持井底当量在安全密度窗口内；在井深4 500 m时，密度为1.25 g/cm3、控压3.0 MPa，或密度为1.29 g/cm3、控压1.5 MPa，可维持井底当量在安全密度窗口内。
4.2现场作业过程简述
GOG-20井：以密度1.37 g/cm3钻井液从井深3 861 m开始分段循环钻塞，后经精细控压降密度至1.28 g/cm3，钻至4 215.57 m时，出口流量由140 L/s降至0，出口失返，吊灌6.4 m3出口恢复，逐渐提排量至14 L/s不漏；继续钻至井深4 201 m发现油气上窜，循环排气过程全烃值约20%，通过精细控压控制套压1 MPa、2 MPa各循环一周半，全烃20.0%降至0.1%，有效释放地层高压；提密度至1.33 g/cm3钻完第十层(期间间断漏失)，因第八层存在区域性垮塌，再次提密度至1.37～1.38 g/cm3钻至完钻井深4 535 m。
GOG-30井：以密度1.42 g/cm3由井深3956 m开始钻塞，以密度1.38 g/cm3钻进至井深4 325.45 m，精细控压发现井漏，出口流量14.2 L/s降为8.5 L/s，上提钻具，降排量测得漏速8.0～20.0 m3/h，连续灌浆起钻至套管鞋，注堵漏浆15.0 m3，堵漏浆出水眼后控压3.0 MPa循环，堵漏浆全出水眼后倒反循环，控压4.5 MPa候堵，后续堵漏成功恢复钻进，钻至完钻井深4 590 m。
GOG-60井：经精细控压以密度1.42 g/cm3钻进，钻至井深4 117.92 m，精细控压发现井漏，出口流量14.7 L/s降至13.0 L/s，上提钻具，降排量测得平均漏速5.0 m3/h，降排量至8.5 L/s，出口流量趋于正常，精细控压摸索由1.42 g/cm3降密度至1.38 g/cm3，提排量至14.7 L/s恢复钻进；在井段4 308～4 337 m多次钻遇漏层，平均漏速0.6～1.2 m3/h，精细控压结合桥浆随钻堵漏成功，钻至井深4 497 m完钻。
4.3现场作业施工总结
3口井分别钻遇活跃油气显示2、10、8个。精细控压钻井在循环排气过程中钻具可转动与上提下放，显著减小卡钻风险；倒换控压循环排气工艺期间，作业连续无等停，消除长时间关井造成的井下复杂；接立柱过程实现回压补偿，减小后效气侵的严重程度，并确保不同工况转换过程井底压力始终在安全窗口内；通过高精度质量流量计监测出口，及时发现井漏，并利用水力学软件计算环空压耗，为降密度做技术支撑，快速恢复钻进。部分井段钻时曲线如图3所示。
5精细控压效果评价
(1)续钻井以密度1.28 g/cm3创下产层最低钻井液密度记录，最高机械钻速达4.99 m/h，最短产层钻井周期16.06天，实现产层“一趟钻”目标。
精细控压通过控压降密度、循环排气释放地层高压，维持ECD在安全密度窗口钻进，停泵及时补压，全过程保持井底压力平稳，避免高密度钻井液导致的恶性漏失及漏喷转换复杂，助力续钻井优质、高效、安全完钻。
(2)维持不溢不漏或微漏状态钻进，结合温时凝胶堵漏技术，显著降低了钻井液漏失量，减少复杂处理时间，节约钻井综合成本。
GOG-20井钻进过程发生井漏，精细控压通过随钻堵漏、降密度及控压值等技术手段，并结合引进的新型堵漏材料及温时凝胶堵漏技术成功堵漏。本井共计漏失1.37 g/cm3钻井液476 m3，堵漏浆67.4 m3，复杂处理时间4.06天，而GOG-30井漏失量20.3 m3，GOG-60井仅7.8 m3。其对比前期邻井，钻井液平均漏失量减少约87%，复杂处理平均耗时降低约94%。
(3)增大机械钻速，提高纯钻效率，缩短钻周期，并极大程度实现对高产油气层的优质保护。针对地层参数优化钻具组合，优选适应性PDC钻头，通过井口改造技术结合精细控压配套井控设备，实现优快钻井，3口井平均机械钻速分别为1.87 m/h、1.55 m/h与1.95 m/h，相比土库曼平均机械钻速0.66 m/h，平均机械钻速提高了171%；3口井最低复杂处理仅占五开总钻时2.1%，复杂时效和损失显著降低，提高纯钻利用率的同时也减少了钻井液对油气储层的侵害与污染。
6结语
(1)精细控压通过升级井控配套设备，应用微流监测、循环排气、控压补偿、控压钻井、起下钻等多项精细控压技术手段，实现了对井底压力的实时平衡与自动控制，产层防漏治漏成果显著。
(2)精细控压钻井技术提高了裂缝性发育、漏喷同存、多压力系统复杂及敏感地层的钻井安全性，降低了溢漏复杂风险，减少钻井液漏失，缩短复杂处理时间，显著提高纯钻效率，取得了优快的钻井效果。
(3)需进一步研究精细控压地质条件，扩大其适用范围，同时深耕控压钻井自动监测与智能决策技术，研究并形成智能精细控压钻井配套装备及工艺技术，助推国产精细控压技术走向国际市场。
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精细控压钻井在土库曼复兴气田中的应用与分析论文
人参与 2025-01-09 11:03:52 分类 : 理学 点这评论 作者：团论文网 来源：https://www.tuanlunwen.com/
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