朱麗華，范黎明，韓烈祥，李枝林，鄧玉涵，李 雪

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油氣鉆井技術(shù)國家工程實驗室—欠平衡與氣體鉆井試驗基地

0 引言

氮氣鉆井技術(shù)是以氮氣作為部分(充氮氣鉆井)或純循環(huán)流體(純氮氣鉆井)的一種鉆井方式，對于提高機械鉆速、避免儲層損害、及時發(fā)現(xiàn)和準(zhǔn)確評價油氣層具有積極作用，廣泛用于衰竭油氣藏、水敏性極強的儲層鉆進(jìn)，是目前真正能實現(xiàn)鉆進(jìn)過程“零污染”的儲層鉆井技術(shù)。而充氮氣鉆井技術(shù)兼具氮氣鉆井和鉆井液鉆井特點，可實現(xiàn)精確調(diào)整井筒流體密度，維持井壁穩(wěn)定，避免井漏并保護(hù)儲層。

充氣鉆井分為立管充氣法和環(huán)空充氣法(強化充氣)。立管充氣鉆井技術(shù)工藝簡單、理論成熟，國內(nèi)外已廣泛應(yīng)用，但存在一系列問題。如兩相流不穩(wěn)定、流態(tài)變化大；使用鉆井液脈沖傳輸工具M(jìn)WD/LWD的壓力脈沖信號效果不好；氣體導(dǎo)熱系數(shù)低，在深井中井下儀器工具的工作溫度會大幅升高，導(dǎo)致儀器性能不穩(wěn)定甚至失效；馬達(dá)出口流量和壓差不穩(wěn)定，導(dǎo)致橡膠定子應(yīng)力持續(xù)變化，增加磨損和疲勞破壞風(fēng)險；另外，氮氣分子較小，容易進(jìn)入定子橡膠，導(dǎo)致橡膠膨脹，在短起下、劃眼等作業(yè)時容易出現(xiàn)穿刺、開裂問題[1]。相比而言，強化充氣鉆井技術(shù)因充氣方式的改變，可有效避免立管充氣法存在的問題。

隨著鉆井地層的復(fù)雜性和石油資源稀缺性的與日俱增，國外已將強化充氣鉆井技術(shù)與控壓工藝相結(jié)合作為解決控壓鉆井壓力控制的有效手段[2]，有效解決了鉆井過程中存在的穩(wěn)定井壁、防漏堵漏與保護(hù)儲層的矛盾，成功用于含硫、裂縫性和衰竭性成熟油藏的大斜度井、水平井鉆井。截至目前，墨西哥在勘探開發(fā)中已在400多個不同井段進(jìn)行了套管充氮氣控壓鉆井作業(yè)；在美國德州Buda天然裂縫性灰?guī)r低壓衰竭儲層中采用原油充氮氣作業(yè)，降低漏失，實現(xiàn)了邊鉆邊產(chǎn)，成本降低35%，鉆井總成本僅為其上覆巖層Eagle Ford頁巖井的40%～45%；陜西彬長礦區(qū)的DFS-M85井組采用連通井充氣技術(shù)開發(fā)煤層氣，單日產(chǎn)氣量最高達(dá)4 800 m3，是周邊常規(guī)鉆井的5～9倍。

1 強化充氣鉆井工藝類型

強化充氣鉆井工藝包括同心管(套管)充氣、連通井充氣和寄生管充氣等3種工藝方法。

1.1 套管充氣工藝

套管充氣工藝是鉆進(jìn)時通過兩層套管間的“微環(huán)空”將氣體注入到井下鉆具與套管環(huán)空(主環(huán)空)中，與循環(huán)鉆井液混合以降低井底壓力的方法。套管充氣技術(shù)易將井底循環(huán)壓力控制在作業(yè)窗口范圍內(nèi)，有效避免循環(huán)漏失，且與定向鉆井工具兼容，水平井鉆井成本較低，在國外被廣泛用于儲層鉆井以提高單井產(chǎn)量，是開發(fā)低壓低滲儲層、壓力衰竭性儲層的重要鉆井方式。其中，套管充氣工藝的氣體地面注入接口可與投產(chǎn)后氣舉系統(tǒng)互聯(lián)互通，一起充當(dāng)氣舉增產(chǎn)系統(tǒng)。

圖1為套管充氮氣示意圖，圖中生產(chǎn)尾管頂部坐掛—尾管懸掛器，尾管固井后回接同尺寸、帶有混氣短節(jié)(混氣點處)的臨時套管，形成同心環(huán)空注氣通道，實現(xiàn)充氮氣鉆儲層作業(yè)。

圖1 套管充氮氣示意圖

1.2 連通井充氣工藝

圖2 連通多分支水平井結(jié)構(gòu)模型圖

1.3 寄生管充氣工藝

寄生管充氣工藝是將一根附著在套管外面、下端帶有混氣短節(jié)的油管隨套管下入井中并注水泥固定，鉆進(jìn)時，鉆井液全循環(huán)，氣體通過寄生管在井下環(huán)空與鉆井液混合，如圖3所示。但由于寄生管下入成本高、技術(shù)可靠性不足、井完整性存在隱患，推廣應(yīng)用受到限制[5]。

圖3 寄生管充氣鉆井原理示意圖

2 兩種強化充氣鉆井工藝技術(shù)

2.1 套管充氣控壓鉆井技術(shù)

2.1.1 套管充氣控壓鉆井設(shè)計的關(guān)鍵參數(shù)

套管充氣控壓鉆井設(shè)計的重點是營造一種防止氣體滑脫、流動穩(wěn)定的兩相流狀態(tài)，獲得平穩(wěn)的井底壓力。斯倫貝謝公司開發(fā)了瞬態(tài)兩相流模擬軟件(UbitTS)和穩(wěn)態(tài)兩相流分析軟件，為技術(shù)的成功應(yīng)用提供了分析手段。其中，UbitTS模擬軟件采用OLGA多相瞬態(tài)流動力學(xué)建模引擎，適用于任何氣液比的欠平衡動態(tài)輔助設(shè)計。

套管充氣控壓鉆井設(shè)計的關(guān)鍵參數(shù)有初始臨界注氣量、注氣壓力、混氣點位置、泵送氮氣“微環(huán)空”、噴射短節(jié)總流道面積以及達(dá)到設(shè)計當(dāng)量循環(huán)密度所需的氮氣體積等。通過將估算的初始臨界注氣量輸入UbitTS軟件，模擬計算出臨界注氣量和穩(wěn)定流動所需時間，最后將臨界注氣量輸入穩(wěn)態(tài)兩相流分析軟件，得到套管充氣控壓鉆井安全作業(yè)窗口。注氣壓力的取值依據(jù)是能夠舉動環(huán)空中的鉆井液液柱?；鞖恻c井深和井斜對臨界注氣量有直接影響，為找到最佳混氣點位置，通常要模擬幾種方案。以某井[6]為例，其?244.5 mm掛?193.68 mm同心管，混氣口井深4 168 m/垂深4 111 m，?165.1 mm井眼鉆至井深4 906 m/垂深4 393 m，模擬計算結(jié)果如表1和圖4所示。模擬結(jié)果發(fā)現(xiàn)，為最大限度提高注氮有效性，設(shè)計時應(yīng)將混氣點盡可能接近完鉆井深。

瞬態(tài)流動模擬結(jié)果表明，理論上混氣孔總流道面積小于同心環(huán)空截面積的1%時，井內(nèi)才是完全穩(wěn)定的流動狀態(tài)，而實際上這樣小的混氣孔易出現(xiàn)孔眼堵塞；世界各地的應(yīng)用研究發(fā)現(xiàn)，為避免出現(xiàn)混氣孔固體堵塞，最適合的配置是混氣孔總流道面積約為70%同心環(huán)空截面積。圖5顯示鉆井過程中穩(wěn)定流動的關(guān)鍵參數(shù)。

套管充氣控壓鉆井欠壓值設(shè)計還需考慮有天然氣產(chǎn)出和無天然氣產(chǎn)出兩種情況。有天然氣產(chǎn)出時應(yīng)在套管鞋、產(chǎn)層段中部和完鉆井深等3處分別進(jìn)行模擬，依據(jù)采油指數(shù)PI推算井控能力，以確定合理的充氣量與最高回壓控制值，同時考慮欠壓值對井壁穩(wěn)定的影響。

表1 計算的不同混氣點氮氣臨界體積

圖4 混氣點深度靈敏性分析曲線

圖5 UBitTS模擬的瞬態(tài)臨界注氣量與達(dá)到穩(wěn)定流動所需時間

2.1.2 套管充氣控壓鉆井關(guān)鍵技術(shù)

逃離的目的地是“代辦”對接的一個工地，工地的具體位置，李高明已記不清，約莫記得是在臨滄云縣一個偏僻的山頭上，要從這里修一條公路。抵達(dá)的第一天，真開心，餐桌上有雞。渾渾噩噩的旅途后能飽餐一頓，這個開頭算不錯。

為防止懸掛同心套管在鉆井中被卸扣，一般先下生產(chǎn)尾管固井，再回接臨時套管。通常要求氮氣注入通道的橫截面積盡量小，因此，可在?244.5 mm套管內(nèi)掛?193.68 mm、?311.2 mm套管內(nèi)掛?269.88 mm非標(biāo)尾管，配備非標(biāo)專用井口，并進(jìn)行氣體沖蝕風(fēng)險分析。

通過施加地面回壓和調(diào)節(jié)氣液比進(jìn)行控壓鉆井井底壓力控制鉆進(jìn)。為獲得更小的循環(huán)摩阻、更大的負(fù)壓差，以原油代替鉆井液作為循環(huán)介質(zhì)進(jìn)行充氮氣控壓鉆水平井[7]。原油充氮氣控壓鉆井所用設(shè)備較多，還需增加原油分離處理系統(tǒng)和井下數(shù)據(jù)測量傳輸系統(tǒng)。而分離處理系統(tǒng)包括四相分離器、離心機組和儲油罐3部分；井下數(shù)據(jù)測量傳輸系統(tǒng)包括LWD和PWD兩部分，實時指導(dǎo)控制注氣量和欠壓值。在保證循環(huán)罐內(nèi)原油滿足鉆進(jìn)需求前提下，多余原油從循環(huán)罐輸送至離心機組經(jīng)過二次分離過濾處理，然后輸送至儲油罐儲存和外運加工。

2.2 連通井充氣工藝技術(shù)

連通井充氣工藝技術(shù)采用多種對接井組形式進(jìn)行，如圖2所示，包括一口生產(chǎn)直井和一口多分支水平井，兩井相距約200～300 m，通過直井內(nèi)均勻充氣以降低井筒壓力[8]。先進(jìn)行生產(chǎn)直井施工，采用二開井身結(jié)構(gòu)，生產(chǎn)套管下至目的層以下60 m左右，鉆穿儲層后下玻璃鋼套管并造穴(洞穴直徑大于0.5 m，一般0.7～1.6 m，高2～4 m)，洞穴直井完鉆后在儲層以下預(yù)填壓裂砂并下油管。隨后進(jìn)行多分支水平井的鉆井施工，與直井對接后繼續(xù)順儲層水平鉆進(jìn)，直井采用直井油管/鉆桿注氣方式實現(xiàn)三開水平段環(huán)空充氣欠平衡鉆進(jìn)，并在主井眼上側(cè)鉆多個分支井。

連通井充氣一般為井筒注氣和下油管注氣。井筒注氣操作簡單，成本較低，主要用于開發(fā)淺層煤儲層；當(dāng)井眼垂深超過500 m后，由于井筒體積較大，難以形成穩(wěn)定的氣液兩相流，無法達(dá)到較好的效果，推薦改用下油管注氣，壓縮氣體可在短時間內(nèi)進(jìn)入水平井環(huán)空，更容易實現(xiàn)井筒壓力控制。

2.2.1 環(huán)空氣液固多相流動井底壓力計算方法

采用多分支水平井充氣欠平衡鉆煤儲層過程中，合理的環(huán)空注氣量、鉆井液排量及注氣壓力是保證多分支水平井在煤層中實現(xiàn)欠平衡鉆進(jìn)的關(guān)鍵。通過水平井及豎直井井筒內(nèi)多相流動壓降計算模型，可確定井底欠壓值，優(yōu)化不同環(huán)空注氣量條件下的鉆井液排量及不同鉆井液排量下的環(huán)空注氣量。

當(dāng)注氣壓力一定時，井底欠壓值隨鉆井液排量的增大呈單調(diào)遞減關(guān)系，且環(huán)空注氣量越大，井底欠壓值越大；不同注氣壓力條件下，在井底形成的欠平衡效果差異較大，當(dāng)環(huán)空注氣量一定時，注氣壓力越高、越接近煤儲層壓力，注氣效果越好，井底欠壓值隨鉆井液排量變化越穩(wěn)定，隨注氣量變化越小，注氣壓力越低，井底壓力越不穩(wěn)定[9]。

2.2.2 造穴與磁導(dǎo)向技術(shù)

為易于實現(xiàn)水平井與直井在儲層中可靠對接，需要在直井的儲層部位造一洞穴。裸眼洞穴造穴技術(shù)目前主要有4種方式，人工動力造穴、水力射流造穴、機械工具造穴及裸眼化學(xué)造穴，當(dāng)前主要采用水力噴射的射流造穴和機械造穴兩種[10]。

水平井眼進(jìn)入儲層后一定要與排采直井相互連通才可以鉆主支和分支。由于井眼軌跡監(jiān)測精度的影響，儲層深度越大，計算的井底位置累計誤差就越大，因此，兩井連通是該類井施工的一大難點。兩井連通過程中主要采用RMRS(Rotating Magnet Ranging Service)——近鉆頭電磁測距法，這種磁導(dǎo)向鉆井技術(shù)是實現(xiàn)兩井精準(zhǔn)對接連通的關(guān)鍵技術(shù)。RMRS硬件主要包括永磁短節(jié)、強磁針和探管。利用直井裸眼洞穴中下入特制旋轉(zhuǎn)磁場定位系統(tǒng)(磁信號接收裝置)探測磁信號，通過線纜將信號傳送至地面計算機進(jìn)行信號解調(diào)，計算磁發(fā)射裝置與接收裝置兩點間的水平距離、垂直深度差和連線方位。在水平井鉆進(jìn)至距直洞穴井50～60 m時，鉆頭和馬達(dá)之間接入一根永磁短節(jié)，發(fā)射磁場，每鉆進(jìn)3～5 m，根據(jù)LWD軌跡數(shù)據(jù)、直井電磁測距數(shù)據(jù)核定并調(diào)整井眼軌跡，直至連通。

2.2.3 井壁穩(wěn)定技術(shù)

在煤層中鉆進(jìn)時，由于煤層割理發(fā)育、機械強度低、易碎易跨，欠壓值不宜過大，水平井節(jié)流管匯控制的井口套壓值最好為零，以防止出現(xiàn)井壁失穩(wěn)。鉆井液除需使用合理密度外，應(yīng)具有良好的潤滑性、抑制性、攜巖性和防塌性能。研究實驗表明，絨囊鉆井液低密度(0.85 g/cm3)高效封堵穩(wěn)定體系可以通過黏結(jié)地層并改變巖石力學(xué)特性，有助于穩(wěn)定井壁[11]。同時配套相應(yīng)的工程技術(shù)措施：鉆進(jìn)中每打完一柱泵入1 m3高黏鉆井液，加強凈化設(shè)備的使用，控制含砂量小于等于0.1%，以保障井眼清潔；造斜點以下地層和煤層段全部采用滑動鉆井，減少煤層井壁受到鉆具干擾；盡量不用螺旋穩(wěn)定器或采用欠尺寸螺旋穩(wěn)定器，以減少對煤層井壁碰撞；快速鉆完煤層水平段。

3 強化充氮氣工藝現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 墨西哥南部套管充氮氣控壓鉆低壓裂縫性碳酸鹽巖儲層

墨西哥南部Samaria油田為衰竭低壓、裂縫性碳酸鹽巖儲層，埋深約4 200～4 500 m，產(chǎn)層平均壓力系數(shù)0.4，巖石圍壓103.42～137.89 MPa。墨西哥石油公司和斯倫貝謝公司利用套管充氮氣單相和多相流控壓鉆井技術(shù)在400多個不同井段進(jìn)行了大量應(yīng)用，在Samaria油田的Samaria5111水平井成功應(yīng)用了套管充氮氣控壓鉆井技術(shù)。

2009年，先期采用地面注氮氣工藝作業(yè)，未出現(xiàn)漏失、儲層污染和壓差卡鉆，但鉆桿中大量的氮氣給隨鉆測量工具帶來極大限制，因此，改用?165.1 mm套管充氮氣控壓鉆井作業(yè)。設(shè)計從井深4 755 m鉆至4 964 m，水平段井斜85°，作業(yè)窗口非常窄，ECD在0.51～0.57 g/cm3之間，采用套管充氮氣控壓鉆井作業(yè)，設(shè)計臨界注氣速率86.146 m3/min(實際充氣量120～140 m3/min)，油基鉆井液密度0.92 g/cm3，平均排量1.00 m3/min，創(chuàng)下同心管氮氣混氣點最深紀(jì)錄。

定向鉆進(jìn)進(jìn)尺379 m，其中321 m為旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)、58 m滑動鉆進(jìn)，機械鉆速超過5.3 m/h，馬達(dá)持續(xù)工作時間157 h，遠(yuǎn)超該地區(qū)其他鉆井環(huán)境下的馬達(dá)壽命，創(chuàng)單趟鉆進(jìn)最長進(jìn)尺紀(jì)錄，成功解決了前期定向儀器信號丟失、馬達(dá)壽命短、氮氣循環(huán)溫升效應(yīng)三大難題。由于不存在井眼清潔問題，提前10 d完鉆。

2013年，墨西哥石油公司和哈里伯頓公司在墨西哥南部Tecominoacan油田采用同心套管充氮氣水平井完鉆一高抗壓強度白云巖、低壓高溫儲層[12]。?165.1 mm井眼井段作業(yè)窗口僅0.52 g/cm3，通過氣液比與地面回壓控制井底壓力變化，即使在停泵測量或接單根時，均未出現(xiàn)大的井底壓力波動，Tecominoacan油田705井創(chuàng)低壓、高溫環(huán)境的最深、最長同心套管氮氣注入水平井控壓作業(yè)進(jìn)尺紀(jì)錄，總井深達(dá)6 611 m，完鉆水平產(chǎn)層段長862 m，平均井斜84°。

3.2 原油充氮氣欠平衡鉆德州Buda天然裂縫性低壓灰?guī)r儲層

美國德州Buda天然裂縫性儲層位于Eagle Ford頁巖層下方，采用直井方式開采了幾十年，由于沒有像上覆Eagle ford頁巖層那樣高的油氣飽和度而處于欠壓狀態(tài)，采用常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)易出現(xiàn)井漏、鉆遇衰竭性裂縫時井涌，區(qū)域性含H2S，因此采用欠平衡鉆水平井效果顯著[13]。

至2016年，威德福公司在Buda灰?guī)r低壓儲層采用原油充氮氣欠平衡鉆井技術(shù)，原油來自上覆巖層Eagle Ford頁巖層，下?177.8 mm技術(shù)套管后固井，用原油替出鉆井液，進(jìn)行原油充氮氣欠平衡鉆至完鉆井深。完鉆的11口水平井平均水平段長1 518 m，最長1 950 m，均采取裸眼完井，降低了非生產(chǎn)時間，將漏失降至最低，并實現(xiàn)邊噴邊鉆。通過優(yōu)化鉆柱設(shè)計、增大注氮速率、降低注液速率，實現(xiàn)低ECD 0.54～0.60 g/cm3鉆進(jìn)。機械鉆速、產(chǎn)出原油量均有提高，折算邊鉆邊產(chǎn)導(dǎo)致的成本降低35%，鉆井總成本僅為Eagle Ford頁巖井的40%～45%。

4 結(jié)論

(1)強化充氣鉆井技術(shù)在水平井中具備經(jīng)濟性、全過程壓力控制平穩(wěn)的優(yōu)勢，因此，在安全鉆井與提高單井產(chǎn)量上更具優(yōu)勢，在低壓、破碎、易失穩(wěn)儲層的鉆井中具有廣泛的應(yīng)用前景。

(2)儲層段采用同心套管充氮氣技術(shù)具有欠平衡和控壓鉆井的雙重優(yōu)勢，尤其是在裂縫性、含硫碳酸鹽儲層中能夠有效避免地層流體進(jìn)入井筒，使氮氣鉆儲層技術(shù)實現(xiàn)了向含硫氣層控壓鉆井和水平井鉆井的重大突破。

(3)強化充氣鉆井不但可用于儲層控壓鉆井，還可以很好地應(yīng)用于淺層水的控壓鉆井，使得水層鉆井既不污染水源，又能減少地層水帶出地面引起的處理費用。