1、2023年第2期西部探矿工程*收稿日期：2021-12-24修回日期：2021-12-24第一作者简介：牛广胜（1976-），男（汉族），河南开封人，工程师，现从事油气井工程技术管理工作。精细控压技术处理达13井区水平井窄密度窗口复杂牛广胜*1，兰作军2，南亚东2（1.中国石油集团西部钻探工程有限公司国际钻井公司，新疆 乌鲁木齐 830000；2.中国石油集团西部钻探工程有限公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000）摘要：为解决达13井区水平段密度窗口窄甚至溢漏同层造成的常规钻井工艺无法正常实施问题，运用精细控压技术精确刻画密度窗口，并采用微漏失检测技术，降低处理复杂时间，减少了油基泥
2、浆漏失量，顺利完成控压条件下的提下钻、下套管、固井过程。关键词：精细控压技术；达13井区；水平井；窄密度窗口中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1004-5716(2023)02-0049-041概述玛湖油田达 13 井区的 DaHW1506/DaHW1507/DaHW1509等六口水平井B点均接近达15井北断裂带，在油层水平段施工过程中有两口井发生溢流，压井成功后发生漏失，出现密度窗口太窄无法满足常规钻井造成长时间复杂。使用精细控压技术分别在DaHW1506和DaHW1509井解决了井下复杂，并首次在新疆油田实施窄密度窗口控压下套管及固井作业，为该区及新疆油田其他区块类似固、完
3、井作业积累了宝贵经验。2基础数据2.1构造特征玛湖油田达13井区行政隶属于新疆维吾尔自治区和布克赛尔蒙古自治县境内，毗邻玛纳斯湖，在克拉玛依市乌尔禾区南东方向55km处，平均地面海拔265284m。构造位置位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷玛东斜坡，油区内主要发育4条逆断裂，由北向南分别为达15井北断裂、达13井北断裂、达12井北断裂和达13井南断裂，断开层位为石炭系三叠系下克拉玛依组，断距自下而上逐渐变小。2.2油层特征主力油层为三叠系百口泉组二段T1b2，储层岩性主要为灰色砂质细砾岩、砂质小砾岩，其次为中粗砂岩、细砂岩，含油级别以荧光、油迹和油斑为主。通过油层段取芯和电阻率测井成像资料显示，油
4、层段天然裂缝不发育；油藏原油属于轻质油，地面原油平均密度0.8374t/m3；50平均粘度 7.72mPas；平均含蜡量7.85%；不含硫；平均凝固点 12.89，平均初馏点137.47。天然气平均相对密度为0.7186，甲烷含量平均81.45%，无H2S气体。地层水型均为CaCl2型，地层水 平 均 矿 化 度 平 均 15032.52mg/L；氯 离 子 含 量8479.38mg/L。单层平均厚度7.5m,展布稳定、连续性好，延伸大于2000m；平均孔隙度11.0%。油层中部垂深4197m，厚度25.00m，地层压力70.63MPa。设计地层压力梯度为1.68,破裂压力梯度1.86，段坍塌
5、压力梯度1.25，地层温度104.24。3技术难点该井区目的层井段井底接近达15井北断裂带，油气活动较为活跃，但地层承压能力不足，井漏后立即出现溢流征兆，溢漏转换速度快；如果降密度，保持循环过程中环空压耗可以维持井底压力平衡，则在停泵或提下钻工况下，地层流体瞬间侵入井筒，发生溢流现象。通过常规近平衡钻井方法难以实现正常作业，处理耗时长，油基钻井液消耗量大，井控风险大。（1）DaHW1506井设计完钻井深 5977m，在完钻后发生溢流，泥浆密度1.68g/cm3，关井立压4MPa，使用1.84g/cm3泥浆压井成功。在后续的提下钻及洗井过程中，发生严重漏失，为减少漏失，逐步将密度降到1.80g/
6、cm3,出现开泵漏失，停泵不断流现象，关井套压2MPa,之后一直在溢漏之间徘徊，始终无法找到压力平衡点，期间共漏失钻井液439m3。（2）DaHW1509井钻进至4431m（垂深4189m）发生492023年第2期西部探矿工程井漏，钻井液密度1.68g/cm3，漏失当量密度1.77g/cm3。堵漏成功后恢复钻进，起钻过程中发生溢流，经过2次平推压井成功，压井后地层压力为1.74g/cm3；压力窗口在1.741.77之间，常规钻井无法满足钻进、接单根、提下钻之间的状态转换。（3）地层存在“筛网效应”。DaHW1506 井钻至4820m发现循环出口1.86g/cm3和1.94g/cm3的高密度钻井
7、液，均高于该井1.70g/cm3的泥浆密度，且普遍存在高密度伴随气测峰值，判断为DaHW1509采用压回法压井挤入地层的重浆。4现场应用在DaHW1506井使用了控压提下钻技术、控压下套管、控压固井技术，解决了常规完井无法完成的窄压力窗口下的完井施工工艺问题。在DaHW1509井使用控压技术精准测量压井之后的压力窗口在1.741.77之间，随时间推移及井深增加逐步释放挤入井内的附加压力，最终泥浆密度降低至1.63，原始地层压力锁定在1.69，漏失压力锁定在1.73，而后采用固结工艺将压力窗口扩展至1.691.83之间，随之转入常规钻井。4.1解决溢漏同井段窄密度窗口钻进、接单根、提下钻无法正常
8、转换的问题以DaHW1506井为例，该井在5977m出现溢流并压井成功后，使用1.85g/cm3的泥浆密度在开泵循环提钻过程中出现严重漏失，逐渐将密度降至1.80g/cm3，出现循环仍然有漏失，停泵后套压升至2.0MPa的情况，漏溢同时发生导致无法正常提钻。（1）求取地层压力的井底ECD。该井运用精细控压技术，以钻头在井底时循环不漏为原则，将密度逐步降至1.72g/cm3,关井求取套压4.4MPa,进而计算地层压力井底 ECD1.828g/cm3，利用井口回压保持井底ECD不变，控压提钻，期间在水平段及套管鞋处选择几个点进行多次求压，并计算其井底ECD,选择其中的最大值，最终确定井底地层压力E
9、CD为1.83g/cm3。（2）求取地层漏失压力井底ECD。该井运用精细控压技术，在求取地层压力的同时，继续增加回压至地层微漏，根据泥浆密度及回压值计算地层漏失压力的井底ECD，该井泥浆密度1.72g/cm3，井口加回压6.4MPa出现轻微漏失，由此得知地层漏失压力1.87g/cm3。（3）确定目标井底ECD并以此为依据进行控压。根据测量并计算出的井底 ECD,得知压力窗口在1.831.87之间，将起下钻期间的目标ECD定为1.841.86之间，并根据此值进行后期施工活动的目标控压值。（4）泥浆帽。将钻具控压起钻至套管内，起下钻采用重泥浆帽方式进行控压起钻，根据井底目标ECD控压值确定重浆帽的
10、高度、密度、体积。（5）随钻使用高精度质量流量计监测出口钻井液密度及流量变化。通井或提下钻过程中，若有溢流征兆及显示，立即关闭控压循环通路求取地层压力，若关井套压在4.5MPa以内可利用控压钻井循环处理，否则进行常规处理。4.2精细控压下套管在 整 个 下 套 管 过 程 中，始 终 保 持 井 底 目 标ECD1.841.86g/cm3之间，具体分解为下套管动作、坐卡套管上扣动作、中途循环动作等。（1）下套管前井内钻井液分布。提钻时打重浆帽，结构如下：02500m 为 1.96g/cm3泥浆，25005600m为1.72g/cm3泥浆，56005900m为1.72g/cm3垫浆，此时液柱当量
11、密度为1.863g/cm3。（2）02500m采用常规下套管过程。02500m采用常规下套方式，下放速度为120s/根，下套管过程中间断灌浆，每30根灌满一次；300m顶通验证下部结构情况，以后每500m顶通一次（灌浆灌1.68g/cm3泥浆）。（3）25003900m 采用精细控压辅助下套管过程。2500m安装旋转防喷器胶芯后，25003900m使用精细控压装置辅助下套管，下放速度为200300s/根，控压值为03.7MPa，39005880m后每下500m顶通一次。（4）在3900m循环排重浆。下至3900m井内液柱情 况 为 5900932m 为 1.72g/cm3泥 浆，9320m 为
12、1.96g/cm3泥浆，循环前更换旋转防喷器胶芯；以 410L/s排量循环将上部泥浆循环均匀至1.68g/cm3，以4L/s排量开泵，井底当量密度为1.860g/cm3，根据出口返浆情况逐步提高泵冲。（5）39005880m 精细控压辅助下套管过程。39005880m 采用精细控压辅助下套，下放速度为200300s/根，控压值为3.77.3MPa，39005880m后每下500m顶通一次。（6）整个过程中防止控制头胶芯损坏。杜绝弹性扶正器等附件穿过旋转控制头胶芯，可在套管接箍底面加装滚珠扶正器挡环，要求挡环倒角角度为1825，倒角长度 10mm 以上，无毛刺，外圆表面粗糙度3.2；将接箍及挡环
13、外表面涂抹丝扣油润滑；套管接箍502023年第2期西部探矿工程及挡环通过旋转控制头胶芯时控制下放速度。4.3精细控压固井（1）套管下至井底后，先灌满钻井液排除空气，小排量洗井一周后，将密度缓慢循环均匀降低至1.68g/cm3，逐渐增加排量至0.40.6m3/min。（2）采用双凝双密度控压固井工艺，浆柱结构为密度1.60g/cm3平衡液（800m）+1.65g/cm3驱油型隔离液（800m）+密度1.70/1.88g/cm3水泥浆，领浆1.70g/cm3，尾浆密度1.88g/cm3。（3）如正注固井时发生漏失，则24h后技术套管与油层套管环空试压不合格。固井后做好正注反挤方案准备，反挤水泥浆密
14、度为 1.90g/cm3，平推水泥浆至3000m处，关井候凝。（4）运用控压工艺，结合不同工况随时调整井口控压值（表1）。（5）优化浆柱结构，合理设计注替排量，优化施工介质平衡液停泵倒闸门前置液停泵倒闸门领浆尾浆停泵倒闸门，释放胶塞压塞液顶替清水顶替清水碰压、放回水控压加回压用量(m3)10010012.2/17.216.50236.512密度(g/cm3)1.601.651.701.881.001.001.00排量(m3/min)0.600.600.60.600.50.60.40.3控压值(MPa)1.36.41.36.41.31.36.41.31.33.83.30.15.45.4表1不同工
15、况下的控压值参数，设计施工排量0.60.3m3/min，降低固井漏失风险，提高顶替效率。（6）做全水泥浆各项性能及各流体间的相容性试验，水泥浆尾浆提高防气窜性能，降低在目的层砂砾岩中失水及游离液控制，提高早期强度；保证驱油隔离液密度均匀、沉降稳定性良好，前置液用量精准。（7）固完井后环空加压5.4MPa，实现对目的层压稳。5应用效果分析（1）通过精细控压技术，精确刻画任意时刻的地层压力和漏失压力，根据漏失压力和循环压耗，可以准确定位满足要求的泥浆密度，并确定目标井底ECD,用井口回压配合泥浆密度及循环压力，准确实现循环及提下钻工况的正常化。（2）根 据 Dahw1509 实 钻 情 况 来 看
16、：38604503m漏失压力最低为1.784g/cm3，原始地层压力最低1.74g/cm3（常规钻井压井数据）；45034728m漏失压力为1.73g/cm3，地层压力为1.69g/cm3（停泵后井底 1.69g/cm3，无后效）；47285852m 漏失压力为1.83g/cm3，地层压力为1.66g/cm3（停泵断流）（见图1）。图1Dahw1509窗口曲线（3）工况转换过程中井筒压力控制：利用精细控压钻井系统的设备及工艺优势维持钻进、接单根、起下钻等工况转换过程中井筒压力稳定，为本井安全钻进提512023年第2期西部探矿工程供了保障（见图2）。图2工况转换过程中的压力曲线（4）发现和处理井下复杂：DaHW1509井利用精细控压钻井系统高精度质量流量计和高精度节流阀发现井漏8次，并快速处理，避免了复杂扩大，相比邻井大幅减少了复杂时率；最短处理时间仅为15min（见图3）。（5）DaHW1506井控压下套管到底后循环排后效，最高气测21万，证明精细控压下套管全过程地层压力得到有效控制，有力地保障了井控安全。（6）DaHW1506井测井声幅显示油层段固井质量合格，说明控压固井可以满足水泥
