存在井间干扰的页岩气井精细控压技术应用

李 维，代 锋，左 星

（1中国石油西南油气田公司工程技术处2中石油西南油气田公司四川长宁天然气开发有限责任公司3中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院）

李 维等.存在井间干扰的页岩气井精细控压技术应用.钻采工艺，2019，42（5）：103-105

四川长宁区块是国家页岩气重点开发区块，呈现“井工厂”布井方式、平台密集、规模大、产量高等特点。随着勘探开发的推进，待钻井受同一平台或邻近平台已压裂井、投产井的影响逐渐显现，井间干扰导致地层压力系统敏感、窗口狭窄，给现场钻井工作造成诸多难题。文章以N209H29-12井为例，分析其作业难点、对策和实施效果，拟为今后采用精细控压技术［1-3］解决类似井钻井难题提供借鉴。

一、作业难点分析

N209H29-12井是中国石油西南油气田公司部署在长宁页岩气区块的一口开发井，设计井深5 562 m，目的层为龙马溪组。该井2018年7月28日开钻，2019年1月7日采用Ø215.9 mm钻头钻至设计井深完钻，在电测过程中发生井漏。

该井采用1.98 g／cm3的油基钻井液电测作业，在设备对接、开泵泵送过程发生井漏失返，与邻平台压裂返排井N209H7-3连通。桥浆多次堵漏未果，密度逐渐降至1.88 g／cm3，开泵循环井漏，平均漏速23.3 m3／h，停泵则返吐（开泵漏失量13 m3左右，停泵后返吐量在10 m3左右），同时发现返出钻井液中油水比明显降低（N209H7-3井返排液进入N209H29-12井井筒），钻井液密度最低至1.50 g／cm3，造成钻井液性能变差，黏度增大，开泵环空憋堵，井下复杂进一步恶化，无法正常施工作业。两井形成“井间干扰”后，处理复杂，30 d共计漏失油基钻井液1 527 m3。

N209H29-12井施工作业难点：

（1）本井在完钻后，电测过程中发生井漏，因此不能准确确定漏点位置。

（2）与邻平台井N209H7-3井连通，形成“井间干扰”。两口井井筒压力彼此相互影响，N209H29-12井持续井漏与返吐不利于井筒压力恒定的控制，增加施工作业难度。

（3）地层返出液体造成钻井液性能变差，可能引起环空蹩泵和井壁失稳等问题；持续返吐还可能诱发N209H7-3井地层出气，增加井控风险。

（4）常规高密度钻井液吊灌起钻，钻井液漏失量大，可能进一步增大地层压力（邻平台井井筒压力）易造成返吐，增大施工难度。

（5）常规固井方式，水泥浆漏失严重，固井过程顶替效率低；中途停泵期间易造成返吐，影响固井质量。

二、精细控压作业思路

精细控压作业总体思路：①避免严重井漏或返吐，保持地层压力稳定（邻平台井井筒压力）；②确定安全密度窗口；③通井、起钻、下套管、固井过程，保持井筒压力当量密度在安全密度窗口范围内。

1.井筒压力监测方式

根据地层返吐液体特点（为邻平台井返排压裂液和油基钻井液混合物，可视为不可压缩流体），采用水力学模型计算并结合地面微流监测，通过井筒压力实时计算与进出口流量对比，实时调节井筒压力。

2.摸索安全密度窗口

由于不确定漏点具体位置，无法准确测定漏点的安全密度窗口。因此，本井以钻具在井底循环作为参考点，测量不漏不吐临界状态时的施工参数，模拟井筒压力安全密度窗口，指导井筒压力控制。

3.起钻方式

起钻采用带压起钻和重浆帽结合的方式［4-5］。带压起钻是为平衡地层压力并降低抽汲压力，始终保持井筒压力处于恒定状态；重浆帽方式是为消除套压对钻具形成的上顶力，避免钻具重量过低发生“放火箭”事故，注入重浆帽后进行连续吊灌起钻，可基本维持井筒压力的稳定状态。

4.下套管作业

重浆帽返出前，井筒压力处于平衡状态，采用常规方式下套管；当重浆帽返出后，逐渐提高井口套压，补偿因重浆帽返出减少的井筒压力，进行带压下套管。

5.固井作业

采用合适的钻井液密度和控压值，进行控压固井作业。水泥浆注入过程控制套压在低限值，停泵过程补偿循环摩阻，确保井筒压力始终等于或略大于地层压力，使固井作业处于“不吐、微漏”状态，避免地层流体进入井筒，污染水泥浆影响固井质量。

三、精细控压技术现场试验

1.基础数据

（1）井身结构。N209H29-12井井身结构数据见表1。

表1 N209H29-12井井身结构数据表

2.施工情况描述

N209H29-12井采用精细控压技术后，下钻到底，摸索了安全密度窗口，重新调整了钻井液密度，控制井筒压力当量在安全密度窗口内，有效解决了因“井间干扰”造成的又漏又吐的井下复杂问题，圆满完成了后期施工作业。

2.1 下钻通井

安装精细控压钻井设备后，开始下钻通井，出套管鞋后（2 203 m）每700 m循环一次。循环过程发现返出钻井液受污严重，最低密度1.50 g／cm3，油水比由85∶15↓70∶30，并且从4 130 m处开始有遇阻现象，在4 130 ～4 150 m、4 507～4 515 m、4 590～4 604 m、4 738～4 742 m、5 020～5 030 m、5 108～5 120 m、5 144～5 161 m井段进行划眼，最大扭矩22 kN·m，划眼耗时长且漏失加快（漏速由3 m3／h↑10 m3／h），停泵伴随返吐现象。为避免地层水进一步进入井筒污染钻井液，造成井壁失稳，后期根据下钻返浆量控压1～3 MPa下钻。

当划眼至5 304 m，下放更加困难，漏速进一步加大（↑15 m3／h），继续下探存在较大风险。为避免持续井漏与返吐加剧井下复杂，影响本井后期作业和邻平台井N209H7-3井期投产，将5 304 m作为本井套管最终下深。

2.2 摸索密度窗口

在前期常规施工作业认识基础上，初步采用1.85 g／cm3的钻井液置换井筒混浆，建立循环，结合地面微流监测，根据进出口流量平衡，逐渐调节钻井液密度和排量，测量不同参数条件下的井漏、返吐临界点。表2为在井深5 304 m，采用密度1.83 g／cm3的钻井液，测量的不漏、不吐临界点参数。

表2 不漏、不吐临界点参数摸索情况

采用井筒压力计算公式（1），循环状态下，可模拟临界状态的井筒压力分布及安全密度窗口［6-8］（模拟参数：密度1.83 g／cm3、排量22.8 L／s、控压0～0.5 MPa、钻井液屈服值5.5 Pa、塑性黏度50 mPa·s），图1为采用临界状态施工参数模拟的井筒压力安全密度窗口，将其作为井筒压力控制依据。

静止状态下，循环摩阻为0，一旦确定临界状态的钻井液密度，就可以确定套压控制范围。根据现场测量情况，钻井液密度为1.83 g／cm3时，其套压控制范围为2.6～3 MPa。

式中：ph—H井深的井筒压力，MPa；pl—H井深处的液柱压力，MPa；pb—井口套压，MPa；pf—H井深处的循环摩阻，通常采用水力学模型模拟计算，MPa。

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图1 井筒压力安全密度窗口

2.3 起钻作业

起钻采用带压起钻+重浆帽方式，井段2 000～5 304 m实施控压起钻，在井段2 000 m注入重浆帽后常规起钻。

在井段2 000～5 304 m起钻过程控制套压2.6～3.0 MPa，始终保持不漏或微漏状态起钻（漏速小于1 m3／h），避免出现返吐情况，图2为控压起钻过程进出口流量、套压情况。控压起钻至井深2 000 m（套管鞋以上200 m左右），注入1.96 g／cm3重浆帽75 m3，附加压力2.6 MPa，再连续灌浆常规起钻，灌入量正常，没有发生地层返吐状况。

图2 控压起钻过程进出口流量、套压情况

2.4 下套管作业

由于下入的Ø139.70 mm套管在水平井段需要使用Ø202 mm和Ø205 mm扶正器确保套管居中，前2 000 m套管下入过程无法使用旋转控制头，只能敞井下钻；下至套管鞋后，安装旋转头，分段排出重浆帽后，再控压下钻。

实施过程中，先常规下套管至2 000 m，出口返液正常。安装旋转头后，采用地面微流监测，根据返出量调节套压0～3 MPa，控压下套管至5 298 m，并分段循环排出高密度钻井液。套管下到位后，循环发现返出少量1.70～1.90 g／cm3的钻井液，说明井下依然存在返吐情况。随后循环处理钻井液，保持进出口密度为1.83 g／cm3，为控压固井做好准备。

2.5 控压固井作业

控压固井［9］前，探索合理固井排量。当排量21～22 L／s，井口不控压，进出口流量基本平稳，并以此为依据，制定了固井过程压力控制表（见表3）。

表3 固井工序及控压值设定

固井过程，根据水泥浆注入量和钻井液返出量实时调节控压值。整个固井过程平稳顺利，入口排量21～22 L／s，返出量19～21 L／s，停泵控压值2.5～2.7 MPa，碰压正常，环空憋压1.5 MPa候凝，后期套管试压合格，控压固井过程漏失水泥浆共计6 m3。

2.6 试验效果评价

（1）本井电测作业过程与邻平台井压裂返排井N209H7-3井井筒互窜，形成“井间干扰”，造成又漏又吐井下复杂局面。采用精细控压技术后，根据确定的井筒压力安全密度窗口合理调节钻井液密度和井口套压，维持恒定井筒压力状态，仅用8 h恢复了施工，用时12 d便完成通井、起钻、下套管、固井后续施工作业，共计漏失钻井液188.9 m3，较常规钻井减少漏失87.6%，处理复杂时间缩短98.9%。

（2）根据地层返吐液体的特点，固井过程通过进出口流量对比，合理控制井筒压力，既避免严重井漏，又防止地层液体返吐，实现了最优固井排量，保障了固井质量，合格率高达85.6%，控压固井过程漏失水泥浆仅6 m3。

四、结论与建议

（1）采用精细控压技术，保持井筒压力平稳，减小井漏或返吐程度，是维持地层压力相对稳定，解决“井间干扰”井下复杂的关键。

（2）针对地层返吐液体（不可压缩流体）特点，通过地面微流监测返出量调节套压是本井精细控压作业成功的重要手段。

（3）本井依据不漏不吐临界状态测量施工参数，模拟井筒压力安全密度窗口，并结合地面微流监测，进行井筒压力控制。该措施解决了漏点位置及安全密度窗口无法准确确定，不能合理控压的难题，为后期施工作业顺利进行提供了技术保障。