李 黔，张小林 ，李郑涛，李 娟，代 锋

1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都 610500；2.四川中页利华新能源科技有限公司，四川 成都 610056；3.中国石油西南油气田公司四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都610000

引言

四川长宁页岩气资源丰富，部分井区地下水源富积，地层出水量大，浅表地层孔隙、裂缝、溶洞发育，压力系数低，井漏问题严重，反复堵漏在降低钻井效率的同时，严重限制了该区页岩气的高效勘探开发[1-2]。常规气举反循环钻井技术是一种有效的低压地层控压钻井技术，具有携屑效率高、消除环空压耗、减少井漏等优点，已广泛应用于水井、地热井、瓦斯排放井等钻井领域[3-5]，可以利用气举反循环钻井技术的优点来解决长宁页岩气表层钻井井漏问题。

学者们对气举反循环钻井技术的工艺原理[6-8]、装备配套[9-11]、施工参数[12]等方面进行了研究，均取得了一定的进展。Binkley 等利用双壁钻杆气举钻进技术解决了在低于正常静水压力的地区或地层钻进时的严重井漏问题[13]。Allen 等在英格索兰公司气举经验公式基础之上，考虑了返排钻井液中岩屑的影响，对注气量经验计算方法进行了修正，推荐气水混合器沉没比取65%～70%，最小不得低于50%[14]。Weber 等在气举提升经验公式基础上，对气举提升过程中各参数之间的相互关系和注气量计算方法进行了研究，认为注气量应该依据钻井液排量来计算，推荐钻井液与注气量之比为1.0：1.5～1.0：2.0，此外，注气量大小还应考虑钻杆直径影响[15]。王曼青对气举反循环钻井技术所需的空压机及辅助设备进行了研究，得出了在不同条件下所需注气量的经验公式计算方法[16]。孙孝庆等考虑管道对气举反循环钻井悬浮速度的影响，建立了考虑压力损耗的沉没比经验公式[17]。耿令强认为气举反循环沉没系数必须大于0.5 才能顺利建立反循环，且最大钻进深度必须小于双壁钻具长度的5 倍[18]。李元灵对气举反循环装备配套及携屑能力影响因素进行了研究，认为影响气举反循环技术携屑能力的主要因素包括钻杆内径、注气压力、注气量、钻井液密度等[19]。

以往关于气举反循环钻井技术的研究多是针对工程应用，对施工参数的研究尚停留在经验总结阶段[20-22]，通常采用经验公式确定施工参数，井底压力控制并不精确，且常规气举反循环钻井技术井口敞开，不满足油气井钻井井控需求。为此，在常规气举反循环钻井技术的基础上，设计出具备井口井控能力的环空注气气举反循环钻井技术，建立了井底压力计算模型，分析了关键施工参数对井底压力的影响规律，并建立了与新工艺相适应的关键施工参数设计方法。环空注气气举反循环钻井技术在长宁某井表层成功进行了现场试验，为应用该技术解决四川长宁页岩气表层钻井过程中的井漏问题提供理论依据。

1 环空注气气举反循环钻井工艺设计

1.1 环空注气气举反循环钻井工艺原理

为满足油气井钻井井控需求，在常规气举反循环钻井技术的基础上进行改进，设计了一种环空注气气举反循环钻井工艺，工艺流程如图1 所示。工艺原理：在环空注气气举反循环钻井过程中，通过旋转防喷器封闭井口，由空压机、泥浆泵通过钻井四通向井筒大环空同时注入气体、钻井液，气体、钻井液混合为低密度流体由环空向井底流动，随着注入压力的升高，低密度气液混合流体经气举阀进入钻杆内，顶替气举阀上部钻柱内钻井液，降低钻柱内等效液柱压力当量密度，之后低密度气液混合流体继续流至井底，由于钻柱内液柱压力当量密度已经降低，所以低密度气液混合流体经钻头水眼进入钻柱内，携带岩屑上返出井口，形成反循环钻进。

图1 环空注气气举反循环钻井工艺原理示意图Fig.1 Diagram of annular aerated gas-lift reverse circulation drilling

1.2 环空注气气举反循环钻井装备配套

环空注气气举反循环钻井设备主要包括反循环钻头、钻铤、气举阀、钻杆、钻柱旋塞、空压机、增压机、旋转防喷器和排砂管线等。其中，反循环钻头通过普通三牙轮钻头加工而成，原水眼堵死，中心开80 mm 水眼，牙轮周围加焊挡板，防止超大块岩屑从牙轮侧面缝隙进入，堵塞水眼；气举阀在本体侧壁上集中分布4 个直径7 mm 侧孔，环空注气气举反循环钻井启动时，低密度混合流体经侧孔从环空进入钻柱内，顶替上部钻柱内钻井液，降低钻柱内的液柱压力当量密度；空压机提供压缩空气，增压机在空压机注气压力不足时提供更高的注气压力；井口安装旋转防喷器，在环空注气气举反循环钻进时封闭井口，并提供一定的井控能力；井口使用普通钻杆，完全匹配常规内防喷工具。所以，环空注气气举反循环工艺技术具备较强的井控能力，满足油气井钻井井控需求。

2 环空注气气举反循环井底压力计算

2.1 模型建立

实际钻井过程中流体流动模型太复杂，为将模型简化，在此作如下假设。

（1）不考虑钻柱旋转对钻井液流动的影响。

（2）考虑钻井液为不可压缩液体。

（3）温度为地温梯度，忽略传热。

（4）岩屑在钻井液中的分布均匀，不考虑岩屑对气液两相流的影响。

在环空注气气举反循环钻井井筒流动达到稳态时，井底压力等于钻柱内多相流压降、钻头压降与出口压力之和

2.2 模型求解

出口压力可直接测得，多相流段压降采用多相流Hasan–Kabir 模型，忽略岩屑的影响，把多相流看作气液两相流进行求解。Hasan 和Kabir 将气液两相流分为4 种流型（泡状流、段塞流、过渡流、环雾流）（图2）。与其他多相流计算模型相比，在垂直管多相流压降计算过程中，Hasan–Kabir 模型压降计算结果精度较高，满足工程需求，各流型的判别准则和压降计算方法如下[23-24]。

图2 垂直圆管气液两相流4 种流态示意图Fig.2 Diagram of four flow patterns of gas-liquid two-phase flow in vertical pipe

（1）泡状流

判别准则（流体流速较大）和压降梯度分别为

（2）段塞流

判别准则和压降梯度分别为

在已知井口压力、温度时，将压降求解问题转化为以井口压力、温度为边界条件的常微分方程初值问题，有

气液两相流段以Δz为步长，离散为n段，如图3所示。由Hasan–Kabir 压降模型与式（10），将第i段段顶的温度、压力视作段平均温度、平均压力（只要步长合适，误差可忽略不计）。从井口开始，采用数值方法，分段反复迭代，可求得每段段底的温度、压力，最终可求得井底处的压力，最后，由井底处的压力与井口压力之差可得气液两相流段压降。

图3 气液两相流段网格划分示意图Fig.3 Diagram of grid division of gas-liquid two-phase flow section

钻头压降的计算公式为[25]

式中：ρ 钻井液密度，g/cm3；

Q 钻井液排量，L/s；

C 流量系数，无因次；

de喷嘴当量直径，cm。

式（11）中，流量系数受喷嘴结构、流体性质等因素影响，通常取0.95～0.98。

3 环空注气气举反循环关键参数设计

在环空注气气举反循环钻井过程中，影响井底压力的关键施工参数有3 个：注气量、井深及钻井液排量。以长宁页岩气216 井区某井为例，分析关键参数对井底压力的影响规律。该平台所在地区属于典型的喀斯特地貌，地表、地下水资源丰富，表层裂缝、溶洞发育，压力系数1.0，同平台已钻井表层井漏问题严重，井身结构数据见表1。

表1 井身结构数据Tab.1 Data of wellbore structure

施工井段为120～360 m。钻具组合：φ444.5 mm反循环钻头+φ228.6 mm 双母接头+φ228.6 mm 无磁钻铤×1+φ438.0 mm 稳定器+φ228.6 mm 钻铤×2+731×630 转换接头+φ203.2 mm 钻铤×6+631×410 转换接头+气举阀+φ177.8 mm 钻铤×3+φ127.0 mm钻杆。钻井液为清水，注入气体为空气，地表压力0.101 MPa，地表温度20°C，地温梯度3°C/hm。坍塌压力当量密度0.85 g/cm3，破裂压力当量密度1.05 g/cm3。

3.1 注气量对井底压力的影响

环空注气气举反循环钻井工艺技术井底压力随注气量变化的关系曲线如图4 所示。

从图4 中可以看出，随着注气量的逐渐增大，井底压力先降低，然后增大，存在井底压力最小值，对应的注气量为临界注气量；钻井液排量越大、井深越深，对应的临界注气量越大；相同注气量条件下，钻井液排量越大，井深越深，井底压力越大。

图4 井底压力随注气量变化的关系曲线图Fig.4 Effects of gas injection rate on bottom hole pressure

井底压力随注气量变化以临界注气量为界可分为两个区域，临界注气量左边为静压控制区，右边为摩阻控制区。

静压控制区内，井底压力主要受静液柱压力影响，随注气量增大，静液柱压力急剧减小，井底压力表现为逐渐降低。摩阻控制区内，井底压力主要受流动摩阻影响，注气量继续增大，井底压力表现为慢慢增大。

在摩阻控制区内，井底压力变化较为平稳，所以，可在摩阻控制区内选择合适的注气量参数，易于维持井底压力稳定。

当井深300 m、钻井液排量18 L/s 时，在安全窗口内的摩阻控制区对应的注气量是400～450 L/s（图4a）；钻井液排量14 L/s，安全窗口内的注气量是450～500 L/s。结合工程实际，在井深300 m时，推荐钻井液排量18 L/s、注气量400～450 L/s。钻井液排量大有利于反循环携带岩屑，而注气量小可以减少空压机使用，降低噪音。

3.2 井深对井底压力的影响

环空注气气举反循环钻井工艺技术井底压力随井深变化的关系曲线如图5 所示。

图5 井底压力随井深变化的关系曲线图Fig.5 Effects of well depth on bottom hole pressure

从图5 中可以看出，随着井深的增大，井底压力呈增大趋势。在图5a 中，当注气量大于临界注气量时，不同钻井液排量下的井底压力随井深的增大逐渐增大，各条曲线斜率保持一致，主要是因为注入气体对井底压力影响在摩阻控制区内，压力变化较为平稳，利于井底压力控制。在图5b 中，当注气量在临界注气量附近范围变化时，井底压力随井深的增大曲线存在转折点，先缓慢增大，后快速增大。主要是因为在静压控制区内，随井深的增大，井底压力逐渐增大，气体被急速压缩后，对井底压力影响的急速减弱。

所以，在施工过程中想要较为平稳地调控井底压力，所选注气量一定要大于临界注气量。如图5a中，注气量400 L/s、钻井液排量18 L/s 时，安全施工井段为225～300 m。

3.3 钻井液排量对井底压力的影响

环空注气气举反循环钻井工艺技术井底压力随钻井液排量变化的关系曲线如图6 所示。

图6 井底压力与钻井液排量的关系曲线图Fig.6 Effects of drilling fluid displacement on bottom hole pressure

从图6 可以看出，随着钻井液排量的增大，井底压力整体呈增大趋势。图6a 中，在井深300 m、注气量大于临界注气量时，不同注气量条件下的井底压力随钻井液排量的增大逐渐增大，各条曲线上涨梯度基本相同，主要是注入气体对井底压力的影响在摩阻控制区内，所以压力变化平稳，利于井底压力控制。图6b 中，当注气量在临界注气量附近变化时，井底压力随钻井液排量的增大曲线存在转折点，先缓慢增大，后快速增大。主要是因为注入气体对井底压力的影响在静压控制区内，随钻井液排量的增大，井底压力逐渐增大，气体被急速压缩后，对井底压力影响的急速减弱。

结合图4 可知，当井深300 m、钻井液排量14～20 L/s 时，临界注气量为200～250 L/s。在施工过程中想要较为平稳地调控井底压力，所选注气量一定要大于临界注气量。参考图6a 中井底压力随钻井液排量变化曲线，推荐注气量为450 L/s，安全施工钻井液排量为14～19 L/s。

所以，在环空注气气举反循环钻井过程中，影响井底压力的主要参数为注气量、井深、钻井液排量。井底压力的变化规律为：随注气量的增大先减小、后增大，存在极小值，对应的注气量为临界注气量；随井深的增大而增大，对应注气量小于临界注气量时，井底压力随井深增大增长梯度较大，对应注气量大于临界注气量时，井底压力随井深增大增长梯度较小；随钻井液排量增大而增大，对应注气量小于临界注气量时，井底压力随钻井液排量增大增长梯度较大，对应注气量大于临界注气量时，井底压力随井深增大增长梯度较小。

3.4 关键施工参数设计

根据以上分析结果，建立二开环空注气气举反循环钻井过程中的关键施工参数设计图版，见图7。

图7 关键施工参数设计图版Fig.7 Design chart of key construction parameters

由图7 分析可知，不同井深条件下，在环空注气气举反循环钻井安全窗口内的注气量和钻井液排量不同，需要在钻井过程中，不断进行注气量和钻井液排量调节，以满足安全钻井需求。根据以上分析结果，推荐二开环空注气气举反循环钻井施工参数如表2 所示。

表2 二开环空注气气举反循环钻井关键施工参数推荐Tab.2 Recommended parameters of annular aerated gas-lift reverse circulation drilling

4 现场应用

在长宁页岩气216 井区某井进行表层环空注气气举反循环钻井试验，本次试验为二开120～360 m井段，按钻具组合下钻至120 m，接上顶驱后，先开空压机反循环注气，注气量18～20 m3/min，待出口有气液返出后，再缓慢开泵，注入清水，逐渐增大排量至12～13 L/s，顺利建立气举反循环，转盘转速60 r/min，钻压100 kN，开始钻进。在钻进过程中，根据关键施工参数设计方法在不同井段选择合理的施工参数，顺利完成二开钻进。试验共入井两只反循环钻头，第一只反循环钻头从120 m 钻至274 m，累计进尺154 m，纯钻时间72.0 h，第二只钻头从274 m 钻进至361 m，累计进尺87 m，纯钻时间36.5 h。试验共完成进尺241 m，平均机械钻速2.22 m/h。

与邻井同井段井漏地层相比，环空注气气举反循环钻井技术能有效减少表层钻井漏失，较常规钻井工艺技术井漏减少83.6%，且环空注气气举反循环钻井技术携屑效果好，携屑效率达到99.0%，返出岩屑粒径普遍偏大，如图8 所示，能有效减少岩屑在井底的重复切削，提高钻头使用寿命，井底无沉砂，成井质量高。

图8 环空注气气举反循环钻井返出岩屑Fig.8 Drilling cuttings from gas lift reverse circulation drilling

5 结论

（1）环空注气气举反循环钻井工艺技术加装旋转防喷器、钻柱旋塞等工具，在钻井过程中由旋转防喷器封闭井口环空，经环空向井内充气，实现反循环钻井，旋转防喷器、钻柱旋塞的应用使环空注气气举反循环钻井工艺技术具备井控能力。

（2）影响环空注气气举反循环钻井井底压力的施工参数包括注气量、井深和钻井液排量，通过建立井底压力计算模型，对井底压力的变化规律进行了分析：井底压力随注气量的增大先减小、后增大，存在临界注气量；井底压力随井深增大而增大；井底压力随钻井液排量增大而增大。

（3）环空注气气举反循环钻井技术关键参数为注气量和钻井液排量，通过调节关键参数，控制井底压力。建立了环空注气气举反循环钻井关键施工参数图版设计方法，在安全窗口内，优选合理的关键施工参数，如井深200～280 m 时，优选注气量为390 L/s，钻井液排量为16 L/s。

（4）在长宁某井表层成功进行了环空注气气举反循环钻井现场试验，注气量范围300～416 L/s，钻井液排量范围13～20 L/s，较常规钻井工艺技术井漏减少83.6%。验证了利用环空注气气举反循环钻井技术解决页岩气表层钻井井漏问题的可行性，为解决四川长宁页岩气表层钻井井漏问题提供了一种新的技术措施。