濕瀝青地層控壓鉆井技術(shù)先導(dǎo)試驗及效果評價

郭京華，張華衛(wèi)，黃河福，龐小旺

(1.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083;2.中國石油大學(xué)，北京 102249;3.中石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101;4.中石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029)

引 言

深井不規(guī)則瀝青地層鉆井面臨著嚴(yán)峻挑戰(zhàn)，在墨西哥灣深海油田，瀝青蠕動造成了多口井井眼報廢［1－2］，在伊朗 Y油田，嚴(yán)重的濕瀝青侵入、硫化氫侵和鉆井液漏失共存，先后導(dǎo)致3口井工程報廢。為解決濕瀝青地層出現(xiàn)的鉆井問題，伊朗Y油田引進(jìn)了控壓鉆井技術(shù)，S3井的先導(dǎo)試驗表明，控壓鉆井技術(shù)提供了安全可靠的井口屏障，可以實現(xiàn)不停鉆處理瀝青侵入和硫化氫侵入，完成常規(guī)鉆井技術(shù)難以繼續(xù)的鉆井作業(yè)，取得了很好的應(yīng)用效果，為同類地層的安全高效鉆井提供了新的思路。

1 控壓鉆井技術(shù)難點

1.1 地質(zhì)狀況復(fù)雜，鉆前很難精確設(shè)計施工壓力窗口

Y油田中生代白堊紀(jì)K地層巖性主要為灰?guī)r，間或發(fā)育半固態(tài)或液態(tài)的濕瀝青。K地層濕瀝青的儲集空間為孔洞、溶洞或裂縫，由于儲集空間足夠大，溶洞和大裂縫中的“瀝青巖”本身會承擔(dān)一部分上覆巖石壓力。獨特的地質(zhì)特征和復(fù)雜多變的力學(xué)因素，決定了濕瀝青侵入井眼的機理非常復(fù)雜，除了常規(guī)油氣侵入外，還存在置換或蠕動侵入［3－5］。

K地層鉆井資料表明，不存在濕瀝青地層的井，鉆井液密度值保持在1.35～1.37 g/cm3之間，井眼狀況就非常穩(wěn)定。鉆遇濕瀝青地層的井，地層壓力系統(tǒng)比較紊亂，鉆井液漏失與濕瀝青侵入頻繁發(fā)生，鉆井液密度在1.37～1.72 g/cm3之間反復(fù)嘗試，但無法找到漏失與瀝青侵入之間的平衡點。鄰井鉆井液密度對濕瀝青地層鉆井參考價值小，鉆前很難精確設(shè)計施工壓力窗口，需要揭開濕瀝青地層后根據(jù)情況適時做出調(diào)整。

1.2 濕瀝青破壞鉆井液流變性能，鉆井循環(huán)壓耗波動范圍大

不論何種鉆井方式，環(huán)空循環(huán)壓耗的變化都可以引起井底壓力的變化。環(huán)空壓耗的數(shù)值與環(huán)空流體的性質(zhì)、流態(tài)和流變參數(shù)有關(guān)［6］。受侵入井眼的濕瀝青影響，鉆井液流變性能和流態(tài)都可能發(fā)生劇烈的變化，造成環(huán)空壓耗大幅度波動，增加控壓操作難度，降低控壓調(diào)節(jié)精度。

1.3 井漏井涌共存，井控與防硫化氫風(fēng)險高，處理難度大

Y油田是高含硫油田，鉆井液漏失與濕瀝青侵入、硫化氫侵入并存，使鉆井作業(yè)面臨著極高的安全風(fēng)險，處理難度大。F13井為處理瀝青侵入和井漏，經(jīng)過25次壓井和堵漏作業(yè)(包括打水泥12次)，多次變換鉆井液密度，采用了多種堵漏技術(shù)，試圖建立正常循環(huán)，都先后失敗，最后被迫在遠(yuǎn)離濕瀝青的淺層井眼回填。鉆井期間共漏失鉆井液5289 m3，注入不同配方水泥漿200 m3，返出液態(tài)瀝青近7000 m3，硫化氫含量最高為40000 mg/L。

2 控壓鉆井技術(shù)方案

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

根據(jù)K地層的復(fù)雜地質(zhì)狀況，對井身結(jié)構(gòu)做了適當(dāng)調(diào)整，對潛在濕瀝青地層進(jìn)行固封(表1)。由表1可知，井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后，一開井眼擴大，?244.5 mm套管下至S儲層底部，K地層上部所有的低壓層都用套管固封，提高了井眼承壓能力。與優(yōu)化前比較，裸露濕瀝青地層的井眼長度由2362 m降低至373 m，地層壓力系數(shù)單一，有利于辨別井下復(fù)雜情況，及時采取應(yīng)對措施。

表1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化前后數(shù)據(jù)對比

2.2 控壓鉆井關(guān)鍵設(shè)備

控壓鉆井設(shè)備包括旋轉(zhuǎn)控制裝置(旋轉(zhuǎn)控制頭)、節(jié)流控制系統(tǒng)、液氣分離系統(tǒng)、井下鉆具浮閥(單向閥)等［7］。旋轉(zhuǎn)控制頭是控壓鉆井的關(guān)鍵設(shè)備，由底座、軸承總成、膠心、旁通閥和動力站等部分組成。軸承總成與底座之間靠一個高壓動密封組件來實現(xiàn)旋轉(zhuǎn)密封。膠心是密封鉆具與井眼之間環(huán)形空間的主要部件，所用鉆桿為帶18°坡度接頭的對焊鉆桿，以降低起下鉆作業(yè)對膠心的傷害。Y油田選用的旋轉(zhuǎn)控制頭為SLXFD35－35型，主要參數(shù):高度為1.78 m，動態(tài)(旋轉(zhuǎn))時額定壓力為17.5 MPa，靜態(tài)時額定壓力為35.0 MPa，額定轉(zhuǎn)速為100 r/min。旋轉(zhuǎn)控制頭與常規(guī)防噴器配套使用，S3井井口裝置從下到上的順序為:套管頭+FS35－70鉆井四通+FZ35－70變徑閘板+FS35－70鉆井四通+2FZ35－70雙閘板+FH35－35環(huán)形防噴器+SLXFD35－35旋轉(zhuǎn)控制頭。

2.3 鉆井液技術(shù)措施

采用混柴油鹽水鉆井液體系，加入0.2% ～0.5%除硫劑，提高鉆井液防瀝青污染能力和防硫化氫能力。發(fā)生濕瀝青侵入后，利用機械清除、固相吸附、排放、置換、乳化分散等多種工藝技術(shù)措施，維護(hù)鉆井液性能穩(wěn)定［8－9］。

2.4 控壓鉆井施工方案

2.4.1 控壓鉆井方案

控壓鉆井的鉆井液循環(huán)路線為:鉆井泵—立管—鉆柱—環(huán)空—節(jié)流管匯—液氣分離器—震動篩—循環(huán)罐。接立柱時的鉆井液循環(huán)路線為:鉆井泵—壓井管匯—四通—節(jié)流管匯—液氣分離器—震動篩—循環(huán)罐。鉆進(jìn)過程中對環(huán)空施加不超過5.0 MPa的回壓，接立柱施加的回壓等于鉆進(jìn)時的環(huán)空循環(huán)壓耗和鉆進(jìn)回壓之和，保持井底壓力恒定。

2.4.2 控壓處理井涌方案

發(fā)現(xiàn)井涌后，觀察環(huán)空回壓變化和地層流體(濕瀝青、天然氣、硫化氫)返出情況，判斷是否發(fā)生惡性置換侵入或漏失，若井下沒有此類復(fù)雜情況發(fā)生，可以邊控壓鉆井邊逐步提高鉆井液密度，待進(jìn)出口鉆井液密度平衡后，轉(zhuǎn)換為常規(guī)鉆井作業(yè)方式，如果進(jìn)出口密度始終不平衡，密度差值在0.10 g/cm3以內(nèi)，并且繼續(xù)加重對縮小進(jìn)出口密度差值的作用不大，可維持控壓鉆進(jìn)方式。

2.4.3 加壓泥漿帽強鉆方案

若井下發(fā)生漏失或惡性置換侵入，地層流體會大量涌入井眼，使用旋轉(zhuǎn)控制頭作為井口安全屏障，進(jìn)行強行鉆穿K層作業(yè)。強鉆過程中，若循環(huán)失返，硫化氫濃度超標(biāo)，濕瀝青侵入量很大，則鉆進(jìn)期間完全關(guān)井，泵入鉆柱的鉆井液作為犧牲液，攜帶巖屑進(jìn)入地層裂縫或者溶洞，同時經(jīng)壓井管匯向環(huán)空注入高黏、高密度抗硫泥漿，形成“泥漿帽”降低硫化氫風(fēng)險，并控制地層流體侵入量，鉆進(jìn)過程中觀察泵壓和套管壓力的變化，對井下情況進(jìn)行判斷［10］。

2.4.4 起下鉆方案

起鉆前，可依情況提高鉆井液密度平衡地層壓力，泵入高密度段塞漿或過膠心起下鉆作業(yè)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用與效果評價

3.1 現(xiàn)場應(yīng)用簡況

S3井是報廢濕瀝青井F13井的替代井，井口與F13井相距400 m，鉆遇濕瀝青的可能性非常大，選擇作為控壓鉆井的先導(dǎo)試驗井。四開前，安裝控壓鉆井設(shè)備，采用簡化的鉆具組合:?212.7 mm PDC鉆頭+浮閥+MPD單流閥+?165.1 mm鉆鋌 ×3根 +?127.0 mm加重鉆桿 ×8柱 +?165.1 mm震擊器+?127.0 mm加重鉆桿×1柱+?127.0 mm鉆桿，鉆頭采用大水眼，避免堵漏作業(yè)堵塞水眼。

S3井控壓鉆井井段為3437.0～3808.5 m，進(jìn)行了控壓鉆進(jìn)、控壓循環(huán)、短程控壓起下鉆、控壓封堵等工藝的現(xiàn)場試驗。鉆遇2段濕瀝青地層，分別為3494.2～3551.0 m和3581.0～3595.0 m，純控壓鉆井進(jìn)尺為300 m，鉆進(jìn)時鉆井液密度為1.60～1.66 g/cm3，下尾管前全井提密度至1.76 g/cm3。

3.2 應(yīng)用效果評價

3.2.1 控壓鉆井實現(xiàn)了不停鉆壓井

井深3501.5 m處，濕瀝青侵入并且井涌，入口鉆井液密度為1.60 g/cm3，出口鉆井液密度降至1.55 g/cm3，循環(huán)罐體積增加3 m3，錄井氣測全烴值為100%，振動篩處發(fā)現(xiàn)大量濕瀝青。轉(zhuǎn)換循環(huán)流程至控壓節(jié)流管匯和氣液分離器，環(huán)空施加回壓1.0 MPa，提高入口鉆井液密度至1.62 g/cm3，全烴值逐步降低至45.6%，出口鉆井液密度從1.55 g/cm3增加至1.56 g/cm3，保持入口密度和環(huán)空回壓值，控壓鉆進(jìn)至3504.0 m，在此期間測量循環(huán)罐液面，沒有溢流。S3井控壓鉆井技術(shù)的應(yīng)用，在Y油田首次實現(xiàn)了不停鉆壓井，為處理濕瀝青井涌提供了新的技術(shù)路線。

3.2.2 控壓鉆井能有效降低瀝青侵入速度

井深3543.0 m處，旋轉(zhuǎn)控制頭膠心刺漏，停泵0.5 h卸掉旋轉(zhuǎn)總成，轉(zhuǎn)換至常規(guī)鉆井方式，進(jìn)尺為7 m，鉆進(jìn)時間為2.5 h，排放瀝青污染漿30.5 m3，瀝青污染鉆井液速度為12.2 m3/h。井深3550.0 m處，停泵0.5 h安裝旋轉(zhuǎn)總成，恢復(fù)控壓鉆井方式，環(huán)空回壓為1.0～2.8 MPa，進(jìn)尺為22 m，鉆進(jìn)時間為12 h，排放瀝青污染漿15.1 m3，瀝青污染鉆井液速度為1.3 m3/h，與常規(guī)鉆井方式相比降低90%。

3.2.3 控壓循環(huán)封堵能減緩濕瀝青的侵入

從鉆井液進(jìn)出口密度差值看，封堵前后，鉆井液密度差由0.10 g/cm3降為0.04 g/cm3，差值明顯收窄。從瀝青污染漿量來看:封堵前，井深3629.0 m處，接立柱停泵12 min，開泵循環(huán)后井底返出14.0 m3瀝青污染漿;封堵后，井深3653.0 m處接立柱，停泵14 min，開泵循環(huán)后無明顯的瀝青污染漿返出;鉆進(jìn)18 h后，井深3682.0 m處，再一次接立柱，停泵15 min，開泵循環(huán)后返出4 m3瀝青污染漿。由此可見，剛性顆粒類封堵材料對抑制瀝青侵入有一定效果，但可能由于封堵強度或是深度不夠，只能在短時間內(nèi)起到效果。

3.2.4 控壓鉆井為處理氣侵入和硫化氫侵提供了安全屏障

常規(guī)鉆井時井口環(huán)空是敞開狀態(tài)，處理硫化氫侵入需要中斷鉆井作業(yè)，關(guān)封井器節(jié)流循環(huán)除硫化氫，此時，鉆具在井內(nèi)只能小幅度上下活動，不能旋轉(zhuǎn)，增加了卡鉆的風(fēng)險?？貕恒@井時，旋轉(zhuǎn)控制頭在井口和鉆臺面之間提供了安全屏障，返出的鉆井液先由液氣分離器處理，分離出的天然氣和硫化氫經(jīng)放噴管線引入燃燒池，降低了安全隱患。S3井控壓鉆井過程中在鉆臺面沒有監(jiān)測到硫化氫，在振動篩處有3次監(jiān)測到硫化氫，濃度分別為16、167和200 mg/L。

3.3 控壓鉆井過程中存在的問題

井隊的3臺鉆井泵和同一立管閘門組連接，接立柱施加環(huán)空回壓時需要來回倒泵和閥門，在嘗試一次后，放棄了接立柱也要施加環(huán)空回壓的方案，因此S3井控壓鉆井沒有達(dá)到全過程保持井底壓力恒定。S3井濕瀝青地層中溶解氣比較多，地質(zhì)錄井氣測總烴值的變化可以反映濕瀝青和氣體的侵入程度，提高鉆井液密度，氣測總烴值呈降低趨勢，但是無論密度值低或是高，在接立柱或起下鉆后，氣測總烴值都急劇上升，這表明濕瀝青地層對壓力波動敏感。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1)S3井采用對濕瀝青地層固封的井身結(jié)構(gòu)，控壓鉆井過程中沒有發(fā)生惡性置換性濕瀝青侵，順利鉆穿并封隔了濕瀝青地層。控壓鉆井現(xiàn)場應(yīng)用表明，環(huán)空施加回壓和提高鉆井液密度都能夠在一定程度上抑制濕瀝青侵入，但濕瀝青地層對壓力變化敏感，細(xì)微的壓力波動都會增大濕瀝青的侵入速度。

(2)濕瀝青地層中溶解氣比較多，對鉆井液密度影響大，控壓鉆井施工過程中，鉆井液進(jìn)出口始終存在密度差，采用剛性顆粒類封堵材料對瀝青地層進(jìn)行控壓循環(huán)封堵后，鉆井液進(jìn)出口密度差值短時間內(nèi)收窄，說明封堵作業(yè)對抑制瀝青侵有一定效果。

(3)S3井的成功經(jīng)驗表明，控壓鉆井技術(shù)可以實現(xiàn)不停鉆屏蔽井眼環(huán)空，防止有毒有害氣體侵襲鉆臺危害鉆井作業(yè)人員，可以通過對井眼環(huán)空施加回壓而控制井底壓力，能夠快速轉(zhuǎn)換作業(yè)方式來處理井下復(fù)雜情況，進(jìn)行常規(guī)鉆井技術(shù)難以繼續(xù)的鉆井作業(yè)，為解決含酸性氣體瀝青地層的鉆井問題開辟了新的技術(shù)途徑。

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