降密度控压欠平衡钻井技术在页岩气井中的应用

胡云锋，代一钦 （中石化江汉石油工程有限公司钻井二公司，湖北 潜江433121）

随着勘探开发逐渐转向深层和复杂地层，钻井面临更多的挑战，如窄安全密度窗口、深井钻井周期长、井下故障频发等问题。近年来，国内外开展对精细控压钻井的研究，有效解决了深井钻井复杂问题。涪陵焦石坝页岩气田是国家级页岩气示范区，2013年实施大规模开发，并取得重大突破，同年9月设立“重庆涪陵国家级页岩气示范区”，其主要目的层在志留系龙马溪组，水平段长度在1500～2000m，部分井安全密度窗口窄，使用密度为1.38g／cm3（设计下限）的油基钻井液发生漏失，油基钻井液配制成本高。为降低钻井液液柱压力，减小漏失程度，采用了降低密度控压欠平衡钻井技术［1，2］。但是降密度会给井下安全带来极大的风险，一是井壁稳定风险；二是卡钻埋钻具风险；三是井控风险。笔者以焦页XX－4HF井降密度控压欠平衡钻井技术的现场应用为实例，解决了水平段施工中的溢漏同存难题，保障了井下安全，成功完成了钻探任务。

1 基本情况

焦页XX－4HF井是位于焦石坝背斜带焦石坝构造上的一口水平井，设计井深4590m。导眼井深60m，一开井深503m，二开井深2292m，技术套管下深2290.37m。三开∅215.9mm井眼钻进至井深4052m完钻。钻井周期51.58d，完井周期63.71d，建井周期68.56d，全井平均机械钻速8.86m／h。由于邻井钻遇断裂带，发生失返性漏失，堵漏无效，提前完钻。经研究决定，在该井采用控压钻井方式，利用降密度进行欠平衡施工，对地层压力、坍塌压力、防漏堵漏及地层裂缝分布提供参考［3］。

2 施工措施

2.1 降密度措施

2.1.1 前期准备

进入水平段以前，必须将油基钻井液性能按照施工要求调整。三开钻进至井段3850～3900m时，将钻井液密度调整至设计下限1.38g／cm3。

2.1.2 降密度方法

降密度过程必须保证其他性能达到上述要求，如果其他性能不满足上述要求，则需调整达到要求为止，然后才能降密度。此外，整个过程必须严格落实干部值班制和坐岗制度。如果在降密度过程中，起下钻时摩阻大，阻卡严重，钻进时扭矩大，掉块增多，蹩跳严重，划眼困难等，必须停止降密度。

钻至预定井深时，起钻到套管内，使用双离心机降密度 （即先将地面循环罐内和套管内的钻井液密度降低到预定值），然后静止6h，再缓慢下钻，下钻时必须精心操作，注意观察悬重、摩阻的变化，遇到异常应及时上提或倒划，严禁继续下钻。继续下钻至井底，边钻进边降密度，使整体密度降至预定值，钻进时，注意观察砂样情况、槽面的变化以及参数的变化 （悬重、钻压、排量、泵压、扭矩、上提下放摩阻等），注意遇到异常必须停止钻进，停止降密度。

2.2 防漏堵漏措施

2.2.1 防漏措施

全面掌握邻井资料，熟悉地层压力。加强防塌封堵能力，提前加入随钻封堵材料。加强对高温高压滤失量控制，提高滤饼质量。保证钻井液性能稳定，避免大幅度波动；如果需要加重，加重时一定要坚持“连续、均匀、稳定”的原则，防止局部密度过大，压漏地层。在保证井眼良好净化的前提下，应尽可能调低钻井液的黏度和切力 （特别是静切力），从而最大限度地降低环空循环当量密度和减小激动压力。进入断层带，应选用合理的排量，避免过高的环空返速，控制起下钻速度，平稳操作，下钻时如发现连下三柱钻杆井口不返钻井液，应立即开泵循环。开泵前应先转动钻具2～3min，破坏钻井液结构后再缓慢小排量开泵，下钻要分段循环，杜绝一切人为蹩漏地层的操作。加强液面监测，控制钻井液密度，起钻严格按规程灌满钻井液。一旦发生溢流需要压井时，一定要准确计算地层压力，严格控制压井液密度，防止压井时发生井漏。加强固相控制，及时清除无用固相，防止无用固相分散，引起静切力增大。井场按设计要求储备好配浆材料、堵漏材料和加重材料。

2.2.2 堵漏方法及思路

1）关键点 准确判断漏层 （依据液面变化、气测值变化、钻时变化、泵压变化等判断）。

2）堵漏方法 随钻堵漏、桥浆堵漏。注意：堵漏材料与钻井液无明显化学作用，不破坏钻井液性能，有一定的抗温性；起“架桥”作用的材料有一定强度，且不易变质。重点考虑浓度、颗粒大小兼顾软硬匹配，并有针对性地封堵地层。

3）堵漏思路 ①封堵漏失通道；②减小或消除井筒与地层之间的正压差，降低循环压耗 （降排量、降密度、降静切力），提高地层破裂压力 （封堵材料进入裂缝，使井眼整体承压能力提高）；③增大钻井液在漏失通道中的流动阻力。桥浆堵漏重点考虑浓度、颗粒大小兼顾软硬匹配，并有针对性地封堵地层。注重堵漏工艺、承压值与承压时间。

2.2.3 堵漏工艺

1）漏速≤5m3／h，降低25%～33%的排量，并加入随钻堵漏材料 （1%超细碳酸钙QS－2、1%～2%单向封堵剂DF－1、1%～2%随钻堵漏剂），或者配堵漏浆15～20m3。钻进时配方 （原钻具配方）：井浆＋4%～6%单向封堵剂＋3%～5%随钻堵漏剂＋3%超细碳酸钙QS－2。

2）5m3／h＜漏速≤15m3／h，配堵漏浆20～25m3。原钻具配方：井浆＋6%～8%单向封堵剂DF－1＋4%～6%随钻堵漏剂＋2%复合堵漏剂1型FD－1＋2%～3%核桃壳HTK （0.5～1mm）＋3%超细碳酸钙QS－2＋1%架桥堵漏剂 （0.5～1mm）；只下钻杆时的配方 （光钻杆配方）：井浆＋4%～6%单向封堵剂DF－1＋3%～5%随钻堵漏剂＋3%～4%复合堵漏剂1型FD－1＋2%～3%复合堵漏剂2型FD－2＋3%核桃壳HTK（0.5～1mm）＋2%核桃壳HTK （1～3mm）＋3%超细碳酸钙QS－2＋2%架桥堵漏剂（1～3mm）。

3）漏速＞15m3／h至失返，配堵漏浆20～30m3。原钻具配方：井浆＋6%～8%单向封堵剂DF－1＋4%～6%随钻堵漏剂＋2%～3%复合堵漏剂1型FD－1＋3%核桃壳HTK （0.5－1mm）＋3%～5%超细碳酸钙QS－2＋2%架桥堵漏剂 （0.5～1mm）；光钻杆配方：井浆＋4%～6%单向封堵剂DF－1＋3%～5%随钻堵漏剂＋3%～4%复合堵漏剂1型FD－1＋2%～3%复合堵漏剂2型FD－2＋4%～6%核桃壳HTK （0.5～1mm）＋3%～5%核桃壳HTK （1～3mm）＋0%～3%核桃壳HTK （5～8mm）＋3%～5%超细碳酸钙QS－2＋2%～3%架桥堵漏剂 （1～3mm）＋1%～2%云母＋0%～1%棉籽壳＋0.1%雷特纤维。

发生漏失后，将钻具起到套管内；根据漏失性质，确定配方及其数量，同时准备好配浆罐 （确保泵上水好）、基浆、堵漏材料等；先加入不易水化膨胀的堵漏材料，后加入易于水化膨胀的堵漏材料，最好在6h内配好堵漏浆，减少堵漏材料在地面的相互作用，提高堵漏效果。估算配堵漏浆的时间，提前下钻 （最好是光钻杆）至漏层或漏层附近，活动钻具。配浆后立即将堵漏浆泵入钻具内；用钻井液将堵漏浆替至漏层，控制好钻具内外的压力，防止起钻反喷。堵漏浆顶替到位后，起钻至套管内，先开泵循环，不漏后，可关井蹩压，根据蹩入量，确定承压值，要求承压值≤6MPa。

2.3 防井壁失稳措施

2.3.1 泥页岩轻微井塌现象及处理

返出物稍多，砂样混杂，代表性差，呈颗粒状或片状，砂样混杂比低。有轻微蹩跳现象，起下钻有挂卡现象，下钻不能到底。处理方案：①如果发生在降密度期间，首先停止降密度，然后适当提高黏度，清洗井底，井下正常后逐步恢复原黏度；②适当提高钻井液密度0.02～0.03g／cm3；③适当提高液体沥青含量，以改善泥饼质量，增强地层的胶结力，提高封堵抑制能力；④严重扩径井段，需要不定期用稠浆洗井，保证井眼畅通。

2.3.2 泥页岩严重垮塌现象及处理

返出物，代表性极差，有煤、碳质页岩，铝土质页岩垮塌物，微裂缝明显，条带状，大量成片状。砂样混杂比大于30%以上。泵压忽高忽低，有蹩压现象，蹩跳严重，接单根困难，起下钻不同程度阻卡，反复划眼划不下去，很容易卡钻。处理方案：①如果发生在降密度期间，首先停止降密度，然后提高钻井液黏度及时带出垮塌物；②从钻井液性能上强化，例如进一步降低高温高压失水量；提高CaCl2含量，增大矿化度等；③适当提高液体沥青含量，以改善泥饼质量，增强地层的胶结力，提高封堵抑制能力；④适当提高钻井液密度0.03～0.05g／cm3以平衡地层坍塌压力；⑤下钻划眼应甩掉扶正器，适当增大排量、改变钻井液流变性以利于携出坍塌物，同时划眼接立柱速度要快、防卡防堵水眼；⑥起下钻遇卡不可硬提强压致卡死，应采取防卡措施；⑦恢复正常钻进中应保持井浆黏度、动切力稳定，钻进8～16h，方可根据井下情况逐步调整黏切或密度至合理的范围；⑧垮塌严重井段，不定期用稠浆洗井，保证井眼畅通。

2.4 井控技术措施

严格落实“川东南井控标准化”井控管理规定，严格落实干部24h值班制度，严格落实“三岗联坐”坐岗制度。作业前，按工程设计储备足够数量的压井钻井液，并储备必要的加重材料和防塌处理剂，按设计配制调配好钻井液。防喷器、相应管汇及闸门严格按设计要求试压，确保井控设备安全可靠。每班做低泵冲试验并记录当时的立压和对应的排量，便于回压控制和为后期作业提供依据，加强井控装备的定期检查。若发现溢流后，关井求出地层压力，并根据流体性质及井口压力情况确定是否进行回压控制或钻井液密度的调整。求出地层压力后，根据地层压力当量密度、欠平衡钻井施工情况及时调整使用钻井液密度。尽可能保持井底具有较大的负压值。正常钻进时，若出现溢流，平稳操作节流阀控制井口回压，确保井底压力平衡地层压力，回压应根据工况调节，调节回压一般不要超过4MPa，否则提密度压井处理。钻进时出现井涌，套压升高，调节节流阀增大井口回压，循环排出侵入的油气；当井口回压超限时，移交井队转入压井程序。

3 施工情况

焦页XX－4HF井二开中完井深2292m，下入∅244.5mm的技术套管，套管下深2290.37m。采用∅215.9mm钻头三开钻进。按设计要求三开刚开始钻进时，钻井液密度1.40g／cm3。钻进至3600m，在钻进过程中利用离心机逐渐降低钻井液密度至1.38g／cm3。钻进至3864m时发生井漏，加入随钻堵漏剂堵漏成功。钻进至3900m （龙马溪组）开始循环，钻井液密度1.38g／cm3，漏斗黏度82s，开始做降密度前的准备工作。循环时液面无变化，全烃值最高上涨至73%。停泵高架槽不断流，溢流量1.6m3／h，关井观察套压0.1MPa。起钻至3770m安装选装防喷器胶心，并利用双离心机将地面循环罐内的钻井液密度调整至1.36g／cm3，漏斗黏度82s。利用旋转防喷器控时控压钻进至4000m，钻井液密度1.36g／cm3，漏斗黏度82s，钻进及循环最高烃值14%，单根气最高烃值50%，振动筛无掉块返出。循环时液面无变化，停泵高架槽不断流，溢流量1.7m3／h。短起下至套管内，起下钻顺利无挂卡现象，最大摩阻20t。下回到井底后循环排后效气，全烃值最高上涨至73%。控时控压钻进至4021m发生漏失，钻井液密度1.35g／cm3，漏斗黏度80s。泵入堵漏浆25m3，起钻至3500m循环观察，无漏失；做地层承压试验，蹩入堵漏浆0.5m3，起压3.0MPa，稳压30min，压降0.1MPa，堵漏成功。下钻至井底循环排完后效气恢复钻进；钻进至4034m再次发生漏失，漏速9.0m3／h；通过在钻井液中加入随钻堵漏剂，边钻进边观察，钻进至4052m （水平段长1529.00m）无漏失。因泵压升高、螺杆扭矩异常起钻；因在水平段钻进过程中出现不同程度的井漏和溢流现象，继续往下钻进可能钻遇大断裂导致失返，同时存在很大的井控风险和井下安全风险，故完钻。电测、通井后下入∅139.7mm产层套管至4048.12m，使用低密度水泥浆固井，固井质量合格，完井井口试压 （30MPa）合格。

4 施工情况分析

1）在井深3864m前使用1.38g／cm3钻井液钻进，可保持井底压力平衡。

2）在井深3900m钻井液密度降至1.36g／cm3实施控压钻井后，循环时液面无变化，停泵后高架槽不断流，溢流量1.6～1.7m3／h，再开泵单根气现象明显，使用密度1.36g／cm3的钻井液加上开泵时循环压耗刚好能够平衡地层压力，实现平衡压力钻井。

3）使用密度1.38g／cm3的钻井液，循环烃值为6%，密度降至1.36g／cm3后循环烃值为13%，降密度后烃值上升明显，且接单根后效气明显，烃值明显升高。

4）控压钻进期间发生6次漏失，根据钻时计算环空岩屑含量得出地层漏失当量密度为1.47g／cm3，地层溢流与漏失窗口小，可调钻井液密度范围不大。

5）地质预测断裂带在井深4072m处，使用设计的钻井液密度进行钻进，已经发生大漏，钻遇断层后发生失返性漏失可能性极大。

6）最后一次井漏前停泵后高架槽不断流，证明有气体不断侵入井筒，由于气侵后甲烷等溶于油基钻井液内，在地面观察钻井液表面气泡明显；施工季节气温较高，钻井液含气量较高，在地面聚集可能发生闪爆，导致防火防爆风险较大。

通过控压设备可以进行简单有效地低密度近平衡钻井，尤其是类似的水平段气侵、溢流的井比较有效，降低了钻进中的井控风险。井地层平衡压力当量密度为1.36g／cm3，井底压力当量密度为1.50g／cm3。

5 存在问题及建议

1）焦页XX－4HF井三开3900m前采用1.38g／cm3的钻井液钻进，后期逐步降密度，密度每降低0.02g／cm3，则井底压力降低0.5MPa，会导致井壁诱导垮塌；建议从三开开始即安装旋转防喷器，保持低密度钻进。

2）焦页XX－4HF井施工中较特殊，钻井液密度在1.38、1.36、1.35g／cm3时均发生井口不断流，表现为气侵溢流征兆，但同时在钻进中又发生井漏，井下情况复杂；密度窗口较窄，地层承压低，后续施工承压、堵漏、固井施工难度大；难以在现有技术手段下穿越大断裂带。

3）降密度控压欠平衡钻井技术试验在焦页XX－4HF井取得了一定的应用成效，对工区三开易漏和断裂带边缘井进行欠平衡钻井试验，通过旋转防喷器和带压起下钻装置控制井喷和溢流。为今后在工区实行欠平衡钻井积累了一定的经验和数据，该技术在焦石工区水平段页岩气施工井中有较大的新技术推广应用价值。

［1］ 瞿高明，郭本颂，孔军亮 .欠平衡钻井技术的优缺点及应用 ［J］.中国石油和化工标准与质量，2012，35（1）：261.

［2］ 杨火海 .页岩气藏井壁稳定性研究 ［D］.成都：西南石油大学，2012.

［3］ 谭希硕 .涪陵页岩气水平井钻井液防渗漏技术 ［J］.承德石油高等专科学校学报，2015，17（1）：10～13.