周新榮

(中石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院,黑龍江 大慶 163453)

大慶徐深氣田位于松遼盆地北部的徐家圍子斷陷。徐深氣田主要開發(fā)目的層為下白堊統(tǒng)營城組一段、三段的火山巖和四段礫巖儲層。火山巖地層存在地層硬、研磨性強、巖石可鉆性差和裂縫性漏失等客觀條件，嚴重制約了火山巖的勘探開發(fā)[1]。

1 技術難點

1)井壁穩(wěn)定性差。徐深氣田嫩二段和青山口組發(fā)育大段泥巖，泥巖造漿性能強，易吸水水化膨脹剝落，易發(fā)生井塌卡鉆和泥包鉆具、鉆頭抽吸井噴，實施產層保護難度大。

2)儲層裂縫較發(fā)育，多發(fā)生鉆井漏失。徐深氣田火山巖地層裂縫比較發(fā)育，是造成該區(qū)鉆井漏失普遍的主要原因。如某井于1997年9月9日～1998年4月11日共漏失鉆井液547m3，漏失井段2742.0～4117.0m，平均每天漏失2.6m3；某井于2004年11月7日9:40于井深3754.0m時三牙輪下鉆至井深3715.0m時(層位：營城組)開泵循環(huán)鉆井液，總池體積由85.4m3緩慢下降到84.4m3，立壓由10.7MPa升至15.64MPa，判斷發(fā)生井漏，鉆井液密度1.14g/cm3，共漏失鉆井液21.41m3。

3)儲層含有CO2氣體，易造成腐蝕。徐深氣田高含CO2，屬于腐蝕性酸性氣體。CO2在井底高溫條件下與水泥石中的水化產物Ca(OH)2和CSH凝膠等發(fā)生了反應，降低了水泥石的強度，提高了滲透率，為氣竄提供了通道，從而腐蝕了套管[2]。

4)鉆井作業(yè)條件苛刻。徐深氣田火山巖地層埋藏很深，井底存在異常高溫和高壓。高溫造成了鉆井液中的各種組分發(fā)生變化，如降解、發(fā)酵、增稠及失效等，從而改變了鉆井液的性能，嚴重時鉆井作業(yè)將無法正常進行。同時井深增加，鉆井井段長、裸眼段長，還會鉆遇許多復雜地層，鉆井施工難度很大。

2 鉆井設計優(yōu)化

徐深氣田是保證大慶油氣產量提升的主要接替區(qū)塊之一。為了能夠快速、安全地鉆井，同時滿足鉆井和采油工藝的要求及兼顧經濟性，鉆井設計從控壓鉆井設計、井身結構、鉆井液體系、提速工具等方面逐一進行了優(yōu)化。

2.1 控壓鉆井設計

1)鉆井液密度窗口 徐深氣田深層氣井投資大、成本高，如果鉆井液密度這一指標控制不好，一旦發(fā)生事故，很難處理甚至造成整口井報廢。在常規(guī)鉆井設計時，由于井控的需要，最大鉆井液密度取決于地層破裂壓力，最小鉆井液密度取決于地層孔隙壓力，則有：

式中：Δρ為鉆井液密度窗口，g/cm3；ρmax為鉆井液密度最大值，g/cm3；ρmin為鉆井液密度最小值，g/cm3；pF為破裂壓力，MPa；pp為孔隙壓力，MPa；H為井深，m；g為重力加速度，9.81m/s2。

表1 徐深氣田部分井漏失井地層壓力系數數據表

對徐深氣田部分井在營城組的孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力進行分析和監(jiān)測得出5口漏失井的地層壓力系數(表1)。該區(qū)安全鉆進的密度窗口在1.06～1.10g/cm3之間，可見徐深氣田營城組安全鉆進的密度窗口很窄。窄密度窗口安全鉆井問題是造成徐深氣田深層氣井鉆井過程中發(fā)生地層坍塌、井涌、井漏、壓差卡鉆及起下鉆時間過長等復雜問題的主要原因。目前常用的解決方法是控壓鉆井技術[3,4]。

2)控壓鉆井設計應用 徐深某井登三段至營一段(3500～3973m)存在井漏或氣侵的風險，需進行控壓鉆井設計。優(yōu)化設計控壓參數和作業(yè)程序，實鉆井口回壓控制在3.2MPa以內(表2)，實鉆控制情況如圖1所示，控壓設備累計運行500h無故障，施工順利，避免井漏、溢流等井下復雜情況發(fā)生。

表2 不同井底循環(huán)當量密度(ECD)井口回壓優(yōu)選值表

圖1 實鉆井口回壓控制曲線

3)壓力控制原理 鉆井過程中，井筒中任意一點的壓力由環(huán)空液柱壓力、鉆井液循環(huán)時的環(huán)空流動阻力、井口回壓、環(huán)空循環(huán)壓力波動(如激動壓力、抽吸壓力、侵入井內的地層流體引起的壓力波動)等組成[5～8]，即：

pH=pm+pA+

pC+paf

(2)

式中：pH為井底壓力，MPa；pm為環(huán)空液柱壓力，MPa；pA為環(huán)空流動阻力，MPa；pC為井口回壓，MPa；paf為環(huán)空循環(huán)壓力波動，MPa。

圖2 不同鉆井方式下井筒壓力剖面控制示意圖

在窄安全密度窗口情況下的常規(guī)鉆井如圖2(a)所示，降低鉆井液密度使動態(tài)循環(huán)時不壓漏地層，則井內靜止時地層流體會流入井筒，造成對地層的損害；提高鉆井液密度使井內靜止時pH>pP，動態(tài)循環(huán)時會發(fā)生井漏。常規(guī)鉆井時鉆井液密度很難控制。

控壓鉆井如圖2(b)所示，動態(tài)循環(huán)時，使用較低的鉆井液密度使pH在安全密度窗口內，靜態(tài)時在井口精確施加一定量的回壓pC，使靜態(tài)pH也在安全密度窗口內，從而保證鉆井安全(理想情況下靜態(tài)pC=pA)?？貕恒@井設計通過在井口精確施加一定量的回壓，調節(jié)了井底壓力，使井底壓力等于或稍大于儲層壓力。

2.2 優(yōu)化井身結構

根據徐深氣田的地質特征，為保證深層氣井安全高效鉆進，優(yōu)化其為3層套管結構：表層套管封隔淺氣層、淺水層，封固上部疏松、復雜地層；技術套管封固發(fā)育大段泥巖的青山口組及封隔不同的壓力層系，利于完井管柱的安全下入；生產套管兼顧裸眼段及封固段，作為油氣通道既要保證長期生產，又要滿足開采和壓裂等增產措施的要求[9]。2015年固化了深層氣井3種井身結構設計模版(圖3)，與2014年相比，平均單井縮短鉆井周期約15d，累計節(jié)省套管、水泥和鉆機費用等約3360萬元。

圖3 深層氣井井身結構示意圖

2.3 優(yōu)選鉆井液體系

2015年徐深6口井設計中優(yōu)選采用了有機硅聚磺水基鉆井液，抗溫性、潤滑性及儲層保護等性能與油基鉆井液接近，成本降低40%以上；某井設計優(yōu)選了抗高溫低密度水泥漿體系，實現了在3945m處一次全封固井，與尾管回接固井相比，簡化了施工工藝，實現了安全固井，縮短完井周期8d，節(jié)省費用約240萬元。在鉆井過程中將聚合物鉆井液與磺化鉆井液結合在一起能形成抗高溫的聚磺鉆井液。設計中使用的有機硅聚磺水基鉆井液抗溫性好(抗溫160℃以上)、抑制性強(滾動回收率>90%)、流變性優(yōu)良(動塑比≥0.4)、潤滑性好(潤滑系數≤0.1)、保護儲層(濾失量≤4mL)、井壁穩(wěn)定好(泥餅厚度≤0.5mm)。在鉆井設計時優(yōu)選合理的鉆井液體系對油氣層損害小，利于發(fā)現和保護油氣層；有助于提高機械鉆速，從而縮短了鉆井周期，節(jié)約了成本。

2.4 優(yōu)選提速工具

為了提高機械鉆速，鉆井設計時使用了國產提速工具液動旋沖工具和水力振蕩器。2015年在深層氣開發(fā)井應用5口井，與鄰井相比，累計減少起下鉆22趟，節(jié)省鉆頭22只，平均機械鉆速最高6.38m/h，縮短鉆井周期70.03d，節(jié)省鉆機費用約2100萬元。

液動旋沖工具通過鉆井液提供的動力，周向上產生高頻沖擊，徑向上產生水力脈沖，鉆頭的破巖方式為機械沖擊與水力脈沖相結合的破巖方式，使PDC鉆頭在深部地層中剪切巖層的效率大大提高了，從而提高了鉆速，延長了鉆頭的使用壽命。

2015年應用液動旋沖工具平均機械鉆速最高達6.38m/h，是鄰井同層位平均機械鉆速的4.25倍，提速效果明顯。水力振蕩器通過其自身的縱向振動提高了鉆進過程中鉆壓傳遞的有效性，減少了下部鉆具組合與井眼之間的摩阻。從而減少了滑動托壓現象,可大幅度提高鉆速,而且不會對PDC鉆頭有額外的磨損。2015年應用水力振蕩器增大鉆壓(1.5～4t)，降低摩阻(3～4t)，復合平均機械鉆速13.76m/h，提速效果明顯。

3 現場應用

2015年緊緊圍繞“提速降本”目標，形成了深層氣井8項鉆井設計技術，包括井身結構設計優(yōu)化、提速模板設計優(yōu)化、控壓鉆井設計優(yōu)化、鉆具組合設計優(yōu)化、鉆頭優(yōu)選、提速工具優(yōu)選、水基鉆井液體系優(yōu)選和抗高溫低密度水泥漿優(yōu)選。

2014年深層直井平均機械鉆速4.41m/h，平均鉆完井周期80.83d；深層水平井平均機械鉆速2.38m/h，平均鉆完井周期309.75d。2015年深層直井平均機械鉆速4.72m/h，平均鉆完井周期79.23d；深層水平井平均機械鉆速2.84m/h，平均鉆完井周期268.08d。

2015年徐深氣田施工的7口深層氣井，與2014年相比，直井平均機械鉆速提高7.03%；水平井平均機械鉆速提高19.33%，平均鉆完井周期縮短41.67d，降低鉆機費用1250萬元 (圖4)。2015年鉆井設計的優(yōu)化為油田節(jié)省材料費用2000多萬，總費用3000余萬元。

圖4 不同年份兩類井實鉆指標對比示意圖

4 結論

1)控壓鉆井能迅速有效地控制井口，從而減小對儲層的損害，減少了井下復雜事故發(fā)生，是控制井漏、井塌的有效技術措施。

2)控壓鉆井允許使用較低密度的鉆井液，降低了整口井的風險系數。

3)優(yōu)化井身結構，縮短了鉆井周期，節(jié)約了鉆井成本。

4)優(yōu)選合理的鉆井液體系能減小對油氣層的損害，從而提高了井控安全性。

5)優(yōu)選合理的提速工具，延長了鉆頭的使用壽命。