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精细控压技术在安岳气田高石梯地区的应用

时间:2016-05-03来源: 作者: 点击: 379次

 


何宇#1,曾玉明1,但霞1,李蒲智1,江迎军2

1中国石油西南油气田公司蜀南气矿,四川,泸州,646000

2川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院,四川,广汉,618300

摘要:安岳气田高石梯区块震旦系灯影组,储层岩性以碳酸盐为主,表现为裂缝-孔洞型特征;地层安全密度窗口窄,易漏易喷,且H2S含量较高,安全施工风险高。精细控压钻井是一种自适应的钻井工艺,可以精确控制全井筒环空压力剖面,确保钻井过程中保持“不溢、不漏”的状态,即井眼始终处于安全密度窗口内,有效实现安全钻井的技术。高石001-X3井四开Ø149.2mm井眼采用精细控压钻井技术钻进,成功解决了该区域灯四段溢漏同存的复杂局面,顺利钻至完井井深。

关键词:精细控压钻井;高石001-X3井;密度窗口

中图分类号:TE242  文献标志码:A[1]

 

高石梯构造震旦系灯影组储层类型包含有裂缝-孔洞型和裂缝-孔隙型两种,其中灯四段受风化溶蚀改造形成裂缝-孔洞型储层,主要为滩相白云岩为主,中小型溶蚀孔洞发育,钻井过程中常表现为钻井放空、井漏等;区域地层压力很难准确预测,纵向上多压力系统且存在局部高压,钻井液安全密度窗口窄,往往出现喷漏同存的复杂情况。

在高石梯地区以灯影组为目的层的已钻井中,该层位常规钻井作业中几乎都发生井漏。据统计,高石梯以灯影组为目的层的井,已完成13口,在灯影组发生漏失12口,累计漏失量7151 m3;在生产时效上,因处理井漏复杂耗时2459 h。上述复杂情况造成该区块灯影组钻探成本大量增加,作业进度严重滞后,严重影响了油气开发经济效益。为攻克震旦系灯影组裂缝发育,钻井液安全密度窗口窄,钻进中易发生垮、漏、喷等井下复杂,建议在安岳高石梯区块灯影组采用精细控压钻井技术[1]。精细控压钻井是一种能够精确控制井筒环空压力剖面,有效实现安全钻井的钻井技术,能够有效解决窄密度窗口地层钻进中出现的涌、漏、塌、卡等复杂情况[2,3]

高石001-X3井是在安岳气田高石梯区块部署的第一口震旦系试采井,设计井深5990m,方位86°,井斜60°。四开Ø149.2mm井眼,从灯四段到进入灯三段20m,采用精细控压钻井技术钻进,通过降低钻井液密度调节控压值平衡地层压力,确保各个工况下井底压力平稳,从而有效避免喷漏工程复杂的发生。

1控压钻井总体方案设计

精细控压钻井使用较低的钻井液密度,通过回压补偿系统、自动节流控制系统提供井口回压、保持井底压力稳定,使井底压力相对地层压力保持在一个微过、微欠和近平衡状态。其主要技术特点是利用旋转控制头、自动节流系统、回压控制系统及相关的软件控制技术,将井底压力的波动降到最低,实现井底压力平稳钻进[4]

根据邻井实钻数据,高石梯已钻井在灯影组使用1.2~1.4 g/cm3的钻井液均发生过不同程度井漏,高石1井灯四段采用1.36 g/cm3的泥浆循环时发生井漏;高石3井灯四段采用1.25 g/cm3的钻井液循环时发生井漏;高石11井灯四段采用1.35 g/cm3的钻井液循环时发生井漏。因此,可以初步推断地层漏失压力系数在1.25左右。根据地质设计,储层压力系数为1.17,因此预测高石001-X3井地层安全密度窗口为1.17~1.25g/cm3

1.1精细控压方式

精细控压钻井作业控制钻井液当量循环密度(ECD)为1.17~1.25 g/cm3,钻至设计井深后,做地层承压实验,若地层承压能力低,则通过堵漏提高承压能力再压井起钻,结束控压钻井作业。控压钻井期间,采用存储式压力计通过自动采集系统,实时采集井底压力和温度数据,提高井底压力的控制精度,同时采用微流监测装置及时发现溢流,控制溢流量。若发现井漏,在抑制地层流体进入井筒的前提下,逐渐降低压力控制值,寻找压力平衡点,使井下不漏不喷[5,6,7]

1.2控压钻井参数设计

控压钻井推荐参数如表1所示,钻井过程中先采用1.17 g/cm3的钻井液,井口控压0~1MPa,停泵时井口控压3~4MPa,可将当量密度控制在1.25 g/cm3以内,既可避免井漏,也可在发生溢流时通过及时调节井口回压循环排气。控压钻进作业过程中,可根据存储式压力计测得的井底压力修正水力参数模型后按所需要的当量密度适时调整控压值;钻遇显示后,应根据实测地层压力,调整钻井液密度和井口回压值,保持井底压力当量循环密度在合适的范围内。

1 控压钻井推荐参数

       Table 1 The recommend parameter of managed pressure drilling

层位

  段(m

地层孔隙

压力系数

地层漏失

压力系数

泥浆排量

(L/S)

泥浆密度

g/cm3

井底

ECD

钻进

控压

(MPa)

停泵

控压

(MPa)

灯四

5302-5990

1.17

1.25

12~15

1.17~1.25

1.17~1.25

0~1

3~4

1.3施工难点

1)灯四段地层裂缝发育,井漏、溢流频繁交替发生,安全密度窗口窄,且硫化氢含量较高,邻井最高达35.13 g/m3

2)该构造储层产量高,循环排气过程返出气量大,可能造成地面管线摆动大、井口套压高,具有一定井控风险。由于该构造地层压力系数较低,建议施工作业保持较高的ECD,可有效减小返出气量。

3)根据邻井取芯资料发现灯影组地层岩石比较破碎,而且高石9井发生了垮塌卡钻,并且本井控压钻井采用的钻井液密度比常规钻井低,又是大斜度井(井斜60°),因此有可能出现井壁失稳的风险。

2精细控压钻井应用成果

201519日~212日,高石001-X3井在井段5186.575921m实施了精细控钻井技术。在施工作业井段,通过精细压力控制,有效降低井筒液柱压力,减少灯影组钻进过程钻井液漏失,发现良好显示15个,提高了机械钻速,缩短灯影组处理复杂时间,节约钻井成本,取得了显著应用效果。

2.1良好的油气显示

高石001-X3井根据邻井资料和钻遇储层压力系数,合理调节井口回压以及钻井排量,准确控制循环ECD,实现了窄窗口储层的安全钻井作业。整个精细控压钻进过程发现良好油气显示15个,其中在灯四下段,井深5720.17m、5773.42m、5787.92m发生钻具放空,循环排气点火燃,焰高2~6m,专用气体流量计测试气量2300 nm3/h(流量计最大读数为2300 nm3/h)。如图1所示,该井段裂缝比较发育,电测解释三处放空位置属于良好气层,取得了显著勘探效果。从以上数据分析得出,高石梯块区灯四段放空井段主要集中在中下部,在今后灯四段中下部钻井过程中应注意钻具放空现象。


1 放空位置电测解释图

Figure 1 The electrical logging interpretation of exhaust position

2高石梯灯四段放空位置

       Table 2 The exhaust position of Deng 4 formation in Gaoshiti structure

井号

井段(m)

灯四段位置

高石2

5363.67-5363.67

下部

高石6

5242-5265

中部

高石8

5403.63-5440

下部

高石11

5292.12-5333

下部

高石12

5225.64-5314.5

下部

高石18

5465

下部

高石001-X3

5700-5800

下部

2.2防塌水基钻井液

高石001-X3井三开Ø215.9mm井段钻进至龙潭、茅口组时,钻井液受到严重的污染,现场判断为酸性气体CO2污染,严重时粘度逐渐上升至300s­-滴流,初终切:15/61,开泵不通,振动筛无岩屑返出。四开Ø149.2mm井段精细控压钻进的同时,采用强封堵防塌水基钻井液体系(JFS),该钻井液具有较强的即时封堵、胶结能力,以良好的防塌、防漏,携砂、润滑性,攻克了该井震旦系灯影组裂缝发育,钻井液密度窗口窄,钻进中易发生垮、漏、喷等井下复杂,同时也解决了酸性气体污染的问题。JFS钻井液是钻井液公司专门为灯影组地层研发的一套钻井液体系,具有防塌、堵漏、稳定井壁、携砂性能良好的多重功能,本井使用效果良好。在整个施工过程中,虽采用的钻井液密度低,但井下未出现沉砂和掉块,从而可以看出钻井液的携砂和稳定井壁性能较好。因此,建议在该地区位层推广应用JFS钻井液。

2.3低密度控压钻进减少漏失

高石梯灯影组在常规钻井过程往往出现喷漏同存的复杂局面,钻探作业生产时效低。高石梯以灯影组为目的层的井,已完成13口,在灯影组发生漏失12口,漏失量100m3以下6口,漏失量100~1000m3为4口,漏失量1000m3以上为2口,累计漏失量7151m3,平均漏失量626.56m3

高石001-X3井四开采用密度1.18g/cm3的钻井液钻至井深5720.17m发生钻具放空(钻压由43.08降至11.85KN,立压由20.81降至19.13MPa,出口流量由12.97降至2.77L/s),并伴随轻微的漏失,漏失钻井液0.3m3,但控压0.5MPa循环排气后,采用原钻井液密度进行钻进未出现井漏。在井深5773、5787m出现了同样的情况,从而可以看出该地层的漏失压力系数大于地层压力系数,没必要采用过高的钻井液密度进行钻进,这样可以有效的降低井漏的发生。该井配合低密度(1.17~1.25g/m3)的JFS钻井液体系,通过逐步调节控压值改变井底压力,寻找压力平衡点,有效的防止人工井漏的发生。如图2所示,该井累计漏失钻井液22.4m3,仅为该区域灯影组平均漏失量的3.58%。

图2 灯四段钻进过程钻井液漏失情况对比

Figure 2 The comparison of Drilling fluid loss used in Deng 4 formation


3 灯四段处理复杂时间对比

Figure 3 The comparison of problem handling time in Deng 4 formation

钻井过程中,钻遇储层的地层压力系数为1.22~1.25,精细控压钻井技术精确控制ECD在1.22左右,实现了微过平衡钻进,避免了喷漏复杂的发生,确保了井控安全,节约了处理时间。如图3所示,采用精细控压钻井技术大幅减少了复杂处理等非生产时间,高石梯11口井灯影组因处理井漏复杂耗时2459h,其中4口井处理复杂时间在240h以上,高石12井处理复杂时间达到1104h。

2.4大幅提高机械钻速

整个精细控压钻井过程中,各个工况井底压力平稳,减少了井底压力波动,降低了发生喷漏复杂的风险,减少了非生产时间,提高了四开的行程钻速和平均机械钻速。如图4所示,该井的行程钻速为22.3 m/d,远高于邻井;且机械钻速为2.90 m/h,较常规钻井平均机械钻速1.09 m/h提高了166%,缩短钻井周期。本井是口大斜度井,由于灯影组地层具有偏方位特性,定向过程井斜和方位漂移严重,且很难用常规方法控制。因此四开钻进主要以定向钻为主,复合钻为辅,一定程度上影响了单只钻头的进尺,但由于采用的钻井液密度相对邻井较低,平均单只钻头的进尺仍比邻井有所提高(图5)。

如图6所示,1#钻头采用的是HJ517G牙轮钻头,主要为下趟带螺杆钻具提供空间;2#钻头钻时较慢,主要原因在于定向,延长了总体钻井时间;3#钻头定向时间相对于2#较少,但比4#钻头多;4#钻头大部分时间采用螺杆+顶驱复合方式钻进。虽灯影组地层岩石较为破碎,可钻性好,但对钻头磨损比较严重。本井四开第三、四趟钻钻头井下使用时间分别为71.64h和41.35h,使用时间较短,并且都出现保径齿磨平,鼻部切削齿处胎体磨出一圈深槽。再加上地层原因,整个钻进过程定向时间过长,因此建议优化钻具组合,提高复合钻进的比例,提高机械钻速。


图4 灯四段行程钻速对比图

 Figure 4 The comparison of roundtrip penetration rate in Deng 4 formation


图5 单只钻头进尺对比直方图

Figure 5 The comparison of footage per bit in Deng 4 formation

图6 控压钻井钻时曲线图

Figure 6 The drilling time of managed pressure drilling

3 结论

精细控压钻井可以采用低密度控压方式进行钻进,通过逐步调节控压值改变井底压力,寻找压力平衡点,这样不仅调整时间快,还能有效的防止人工井漏的发生,降低处理复杂时间,有效保护储层,实现油气层安全钻进。高石001-X3井精细控压钻井大幅度减少了钻井液漏失,降低了处理复杂的时间,是首次应用精细控压钻井技术成功解决高石梯地区灯影组地层“窄”安全密度窗口储层的典例,有效促进了精细控压钻井技术在高石梯地区灯影组地层的推广应用。

参考文献:

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作者简介:何宇(1988-),男(汉族),中国石油西南油气田蜀南气矿助理工程师,主要从事气井钻试修工作。

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