雁翎潜山注气重力驱钻完井难点与对策

王秀影，胡书宝，秦义，张彬，游子卫，黄海鸿

（1.中国石油大学（华东），山东 青岛 266580；2.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

雁翎潜山注气重力驱钻完井难点与对策

王秀影1，2，胡书宝2，秦义2，张彬2，游子卫2，黄海鸿2

（1.中国石油大学（华东），山东 青岛 266580；2.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北 任丘 062552）

雁翎潜山雾迷山地层非均质性强，可钻性差，裂缝孔洞发育，承压能力低，并存在次生气顶，钻井过程中易出现井漏、溢流、卡钻等复杂情况，尾管小间隙固井易导致储层污染、水泥浆低返、环空气窜，给钻完井带来一系列技术难题。针对钻完井过程中的技术难点，提出了相应的技术对策：防漏为主、承压堵漏为辅，优选低密度钻井液配合控压钻井工艺，有效保证裂缝性地层安全钻进；优选个性化高效能钻头，提高机械钻速；优化设计井眼轨道，准确控制水平段位置；优选凝胶堵漏技术、低密度防窜漏水泥浆体系，有效克服固井过程中的水泥浆漏失及预防气窜；优选固井射孔及管外封隔器选择性分段完井方式，满足避水避气开采需求。文中提出的一系列技术对策，为雁翎油田注气驱钻完井提供了技术参考。

控压钻井；个性化钻头；防窜漏；避水避气；雾迷山潜山

雁翎潜山分为南、北2个山头，埋深分别为2 967，2 843 m，具有统一的油水界面、温度和压力系统，原始地层压力30.12 MPa，温度118℃，产油层位属中元古界蓟县系雾迷山组，为一复合型碳酸盐岩底水块状油藏。1977年11月油藏投入开发，经历产量上升、快速递减和缓慢递减3个阶段，先后采取压锥、高含水井放产、高含水井堵水、注水升压采油、注氮气等试验，但增产效果均不理想。截至2015年底，采出程度30.6%，含水率97.6%，油田已进入水驱开发后期阶段。为提高潜山油藏采收率，拟开展雁翎潜山注气重力驱先导试验。为减少或规避今后钻完井中井下复杂情况的出现，通过分析区块钻完井技术难点，提出了相应的技术对策。

1 钻完井技术难点

1.1 地层裂缝孔洞发育，易井漏

储层发育有缝、洞、孔多种储集空间，储集类型为裂缝-孔洞型。裂缝密度一般为40～80条/m，裂缝宽度从几毫米到十几毫米不等，以高角度缝为主，倾角大于70°的占79%。前期钻井过程中漏失非常普遍，漏失井占总井数的56%，最大漏失量超过7 000 m3。采用复合堵漏剂、石灰乳、填砂等堵漏方法，成功率低，部分井因漏失严重被迫提前完钻，部分井发生井壁坍塌和卡钻等一系列井下事故。

1.2 地层可钻性差，钻头机械钻速慢、进尺短

潜山雾迷山组以隐藻白云岩为主，另有具残余藻结构的硅质岩类及具隐藻结构的次生角砾状白云岩，扫描电镜看出含有大量石英。岩石可钻性实验及测井资料测定结果显示，牙轮、PDC钻头的可钻性级值分别为7～9和10～12，地层较坚硬，可钻性差。雾迷山组已钻直井平均机械钻速仅为1.8 m/h，单只钻头平均进尺21.2 m。

1.3 安全钻进密度窗口窄

雾迷山储层原始压力系数为0.99～1.01，漏失压力系数为1.01～1.03，地层压力安全密度窗口窄；而且雁翎油田1994年10月—1998年10月经历3次注气后，形成了气油界面和油水界面2个流体界面，以及次生气顶、含油富集带和水淹带3个流体分布带，钻进过程中可能存在溢流漏失共存风险。

1.4 水平井轨迹控制复杂

重力驱拟采用顶部注气。采油井主要是利用直井老井，兼顾开发井网；由于裂缝以高角度缝为主，采用水平井可穿越多条裂缝、溶洞发育带，增加供给通道［1］，故部署部分新钻水平井。

1）轨迹控制难度大。为避免过早气窜及水锥，油藏工程要求水平井段轨迹沿油水界面以上一定距离（大于10 m）精确延伸。由于该油藏属于块状油藏，无明显地层分层，而通常采用的随钻方位电阻率仪的径向探测深度仅为2～3 m，不能满足轨迹控制要求。2）雾迷山组可钻性差，轨迹调整难度大。雁翎油田非均质性强，着陆点往往比设计提前或滞后［2］，实钻中需多次调整靶点垂深，造成轨迹不断调整及控制点增加，增大了轨迹控制难度。3）裂缝性储层中，漏失压力过低是限制水平井水平段延伸极限的主要因素［3］。

1.5 地层承压低，氮气侵入，固井难度大

雁翎潜山油藏主要采取裸眼完井方式，20世纪90年代注气后，生产3～8个月先后形成气窜、水锥，未能取得预期开采效果。分析认为：注气受效井的井筒内油、气、水三相共存，形成“三通路并联模型”（见图1a，其中Qg，Qo，Qw分别为气、油、水流量，m3/d；Kg，Ko，Kw分别为气相、油相、水相渗透率，μm2；A 为过水断面面积，m2；Δp 为两端压差，MPa；μg，μo，μw分别为气、油、水动力黏度，mPa·s；L 为岩石长度，m）。 由于三相黏度差异大，在地层压力下各相态流度差异大，导致严重气锁［4］。为满足避水避气开采要求，三相进入井筒前需有效封隔，故将“三通路并联模型”改为“单通路串联模型”（见图1b），而套管固井是最适合的完井方式。但雾迷山组承压能力低，常规堵漏方法应对大缝洞地层的承压可靠性不佳，采用常规密度水泥浆固井易井漏，造成水泥浆低返，影响环空水泥环胶结质量。另外，固井过程中水泥浆失重后，次生气顶的存在，造成氮气侵入环空的可能性增大［5］，影响固井质量。

图1 三通路和单通路模型

2 主要技术措施

2.1 控压钻井+低密度钻井液防漏技术

2.1.1 井口回压确定与钻井液密度优选

控压钻井技术能精确控制环空压力剖面，钻进窄密度窗口地层时，可有效预防和控制溢流和井漏，大幅降低非生产时间和缩短钻井周期，能够保护油气层，提高水平段延伸能力［6-7］。

非过气顶直井钻井采取微欠平衡钻井方式，水平井及过气顶直井钻井采取微过平衡钻井方式。欠平衡钻井下限值设计留有一定余量，以减少地层逆向自吸作用，防止下钻或开泵时压力激动造成井底瞬时的过平衡，井底欠压值一般控制在0.5～1.0 MPa，最大不超过3.5 MPa，井口回压一般控制在5 MPa以内［8］。 微过平衡钻井漏失速度控制在1 m3/h之内。为降低起下钻及接单根时的井口回压值，延长胶芯使用寿命，钻进时井口回压控制在4 MPa之内，超过4 MPa时以0.02 g/cm3幅度提高钻井液密度。

钻井液密度应在井口回压为0、正常钻进中负压差达到设计值的情况下进行计算［9］，公式为

式中：ρm为钻井液密度，g/cm3；pp为预测地层孔隙压力，kPa；pn为井底负压设计值，kPa；pfr为环空压耗，kPa；H 为井深，m。

根据钻井前的地层压力预测，3 055 m地层压力当量密度（pp）为 0.97 g/cm3，漏失压力当量密度（pl）为1.02 g/cm3。模拟钻头位于井底3 055 m、排量为15 L/s的井况，计算了井底压力（以当量循环密度表示）与井口回压的关系（见图2）。在φ152.4 mm井段，控压钻进使用的钻井液密度为0.85～0.95 g/cm3。建议在开始控压钻进时使用0.89 g/cm3的钻井液，并根据现场工况调整钻井液密度，回压控制范围为0～4 MPa。

图2 井底压力-井口回压关系

2.1.2 低密度钻井液体系优选

储层漏失压力系数低，无法选择常规水基钻井液作为循环介质［10］。采用较低密度的钻井液可减少和避免钻井液大量漏失，还可提高机械钻速，缩短建井周期。充气钻井液气液固多相流控制困难，井底压力波动大，仍存在井漏风险，气体可压缩性影响随钻测量仪器信号传递，无法在水平井中应用［11］；可循环微泡沫钻井液体系受温度和压力影响较大，对随钻测量仪器信号传递有一定影响；添加减轻剂的低固相水基钻井液成本高。综合考虑以上因素，推荐采用水包柴油钻井液［12］。

2.2 个性化钻头提速技术

全面考虑地层岩性、岩石硬度、可钻性等地质因素，参考国内深部灰岩及白云岩地层优选钻头应用情况，设计白云岩地层个性化钻头。针对白云岩研磨性强、硬度大（大于3 000 MPa），采用进口优质高抗研磨PDC切削齿。针对PDC钻头切削齿冲击损伤大，强化钻头抗冲击性及扭矩平衡设计，由5刀翼增加为6～7刀翼，单排齿增加为双排齿，由16 mm齿改为13 mm齿，增加布齿密度。强化水平井钻头保径能力［13］，减少钻头侧向磨损并增强造斜能力，设计硬质合金保径块、保径齿及倒划眼齿增强保径。

2.3 优化设计井眼轨道

水平井井身剖面类型设计为“直—增—稳—增—水平”双弧长半径剖面［13］，为轨迹调整留有空间。全井井眼曲率控制在5（°）/30 m以内。

二开上部直井段严格控制井斜方位，造斜段采用弯螺杆加MWD钻进跟踪调整井斜方位［14］，电子多点测斜校正井眼轨迹。进入潜山利用LWD探测山面，现场通过加强实钻岩屑录井卡准层位，尽量避免着陆后调整垂深。三开增斜段及水平段采用小度数弯螺杆加高精度MWD及随钻方位电阻率仪，以复合钻进方式为主。针对随钻方位电阻率仪探测深度不足问题，采取南北山头先平衡注气，油水界面达到水平段设计垂深后停止注气，待油水界面稳定再进行水平井钻井施工，水平段沿油水界面钻至设计井深后，继续注气至重力驱所需要的最终油水界面。这种方式可以准确控制水平段位置，最大限度延长水锥时间，提高开采效果。

2.4 承压堵漏+低密度水泥浆体系技术

2.4.1 承压堵漏技术

套管固井承压值计算公式为

式中：Δp为地层承压值，MPa；k为安全系数，取1.00～1.25；ρm2为固井水泥浆密度，g/cm3；ρm1为完井液密度，g/cm3；Η2为完井深度，m；Η1为水泥返深，m；g 为常数，取值0.009 81。

区块设计钻井深度3 120 m，安全系数取1.25，固井水泥浆密度1.55 g/cm3，水泥返深2 500 m，地层承压能力最低提高6.18 MPa，即可满足固井要求。

前期钻井过程中，恶性漏失井采用石灰乳、堵漏水泥浆和填砂等常规复合堵漏剂堵漏，可靠性不佳。分析认为：裂缝尺寸相差大，堵漏材料颗粒大小与漏失通道不匹配；封堵为物理堵塞，易重复漏失；水泥浆驻留性差，施工中憋压压力低。因此，要求堵漏材料适合不同尺寸裂缝，堵漏浆和地层胶结成整体。

对于裂缝性渗漏地层，当地层漏失速度小于10 m3/h，可采用复配碳酸钙粒子的常规复合堵漏剂；当地层漏失速度大于等于10 m3/h、小于50 m3/h时，建议采用凝胶堵漏，利用凝胶材料的弹性变形及驻留特性，以适应不同孔喉和裂缝，并形成黏弹性网状结构，堵漏浆黏度、强度、切力和弹性急剧增大，实现堵漏目的；当地层漏失速度大于等于50 m3/h、小于80 m3/h时，建议采用特种凝胶堵漏，特种凝胶溶于水后，分子链形成具有星型结构和空间网状结构的凝胶体系［15］，进入漏层后能自动停止流动，并充满漏失裂缝、孔洞空间，形成能隔断地层内部流体与井筒流体的“凝胶段塞”，并且该段塞具有足够的启动压力。

2.4.2 低密度防窜水泥浆技术

解决雾迷山组固井漏失问题最有效、简便的方法是采用低密度水泥浆，实现平衡压力固井［16］。为解决气顶段固井过程中地层不易压稳问题，需选择防窜低密度水泥浆体系，降低固井井漏及气窜风险，保证固井质量。通过对比不同低密度水泥浆体系的性能及应用情况（见表1），推荐采用相对成熟的低密度防窜水泥浆体系。

表1 不同低密度水泥浆体系对比

2.5 完井设计

目前隔离气柱的完井方案有3种。1）套管固井射孔完井，隔离气柱有效、可靠，井筒内结构简单，有利于后期各种措施的实施。2）裸眼封隔器分段完井，可根据油气界面变化调整卡封深度，作业费用较套管固井低，但封隔器隔离气顶的有效性、可靠性受大裂缝发育状况影响，相对于套管固井射孔有一定的不确定性，同时存在裸眼封隔器解封困难的风险。3）裸眼悬挂小油管完井，依靠油柱高度隔离气柱，隔离不彻底，高角度大裂缝发育条件下，需控制极低的产量，控制难度大，有较强的不确定性。

综合考虑隔离气柱效果、技术可靠性、作业成本等因素，当地层承压能力最低提高6.18 MPa满足固井要求时，推荐采用悬挂尾管固井射孔完井方式；地层承压能力满足不了固井要求时，采用管外封隔器分段完井。其中水平井固井方式为上固下不固［17］，即入口点以上注水泥浆封固，水平段采用遇油膨胀式管外封隔器（或扩张式封隔器）+开关滑套分段完井方式。

3 结论

1）应用控压钻井技术，配合低密度钻井液体系，能够实现对井下溢流、漏失进行动态监控，迅速抑制溢流、有效控制漏失，从而降低钻井风险，提高机械钻速，实现窄窗口下的安全钻井。

2）加强区块地层可钻性分析，开展个性化钻头设计，可以实施优快钻井，提高机械钻速，缩短钻井周期。

3）根据漏失特征和类型，优选相应的堵漏材料是堵漏成功的关键。

4）优选固井射孔完井和选择性分段完井方式，可以满足注气驱油藏避水避气开采的需要。

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（编辑 赵卫红）

Drilling and completion difficulties and solutions for gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill

WANG Xiuying1，2,HU Shubao2,QIN Yi2,ZHANG Bin2,YOU Ziwei2,HUANG Haihong2
(1.China University of Petroleum,Qingdao 266580,China;2.Oil Production Engineering Research Institute,Huabei Oilfield Company,PetroChina,Renqiu 062552,China)

With strong heterogeneity,poor drillability,well developed fracture and cavern,low pressure bearing capacity and manmade gas cap in the Wumishan Formation of Yanling buried-hill,downhole complex conditions such as lost circulation,kick and pipe sticking are easy to happen.Meanwhile,liner cementing with small clearance is easy to result in formation damage,insufficient top of cement and gas channeling,which will lead to a series of technical challenges to drilling and completion operation.Based on the analysis of the technical difficulties during drilling and completion operation,corresponding solutions are proposed:lost circulation prevention with assisted lost circulation control,MPD technology combined with low density drilling fluid are used for safety drilling in naturally fractured formation;high performance fit-for-purpose drill bit is selected to improve the rate of penetration;optimize the design of the wellbore track,accurately control the horizontal segment position;gel type lost circulation material,low density anti-channeling and anti-lost circulation cement slurry are selected to address the gas channeling and lost circulation during cementing operation;cased hole and completion with external casing packer are selected to meet the exploitation requirement to control gas and water cone.The proposed strategies have provided technical references for the drilling and completion of gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill.

MPD;fit-for-purpose bit;channeling and lost circulation prevention;gas and water cone control;Wumishan buried-hill

TE257

B

中国石油天然气股份有限公司重大专项“华北油田持续有效稳产勘探开发关键技术研究与应用”（2017E-15）

10.6056/dkyqt201704034

2017-01-03；改回日期：2017-04-25。

王秀影，女，1971年生，高级工程师，在读硕士研究生，2006年毕业于西南石油大学，主要从事钻完井技术研究。E-mail：cyy_wxy@petrochina.com.cn。

王秀影，胡书宝，秦义，等.雁翎潜山注气重力驱钻完井难点与对策［J］.断块油气田，2017，24（4）：592-595.

WANG Xiuying，HU Shubao，QIN Yi，et al.Drilling and completion difficulties and solutions for gas assistant gravity driven development of Yanling buried-hill［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：592-595.