李军伟， 曹式敬， 宋林松， 付建民， 吴 光

(1.中海油田服务股份有限公司，北京 101149；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452；3.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021)

◀现场交流▶

李军伟1， 曹式敬1， 宋林松1， 付建民2， 吴 光3

(1.中海油田服务股份有限公司，北京 101149；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452；3.中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710021)

JZ25-1S 油田水平井在钻进过程中，随着水平段长度增长会发生井漏问题，为此应用了控制压力钻井技术，控制井底循环压力低于地层漏失压力来解决该问题。首先根据地层漏失压力、井底循环压力和单位井段环空压力损失，计算井斜角90°时的安全钻进水平段长度，如果该水平段长度不符合开发要求，则再根据油气层厚度、油水界面、产层以上井段循环压力以及单位井段环空压力损失，计算安全钻进的最大井段长度和最大井斜角。JZ25-1S 油田JZ25-1S-A17 井水平段井斜角为90°时，安全钻进水平段长度只有965.00 m，通过计算得知，如果产层井段井斜角不大于86.67°便可以增加产层段长度，从而提高单井产量。实钻表明，该井控制产层井段井斜角不大于86.67°，使产层井段长度达到1 068.00 m，且未出现井漏。表明该方法能有效解决 JZ25-1S 油田水平井段钻进过程中，随水平段增长发生漏失的问题。

控制压力钻井 水平井 环空压力 井斜角 JZ25-1S 油田

JZ25-1S 油田位于渤海辽东湾海域，属于古潜山油藏，埋深1 700.00～2 200.00 m，地层压力系数为1.00，地层漏失压力系数约为1.05，钻井液安全密度窗口很窄。为扩大与油藏的接触面积、提高单井产量，该油田采用水平井进行开发。在水平井钻井过程中，由于钻井液安全密度窗口窄，易发生漏失。控制压力钻井能精确控制整个井眼环空的压力分布，通过调整钻井循环介质的密度和流变性、井口压力、钻速等使环空压力处于很小的波动范围内，适用于钻井液安全密度窗口窄的地层[1-12]。因此，该油田在水平井中应用了控制压力钻井技术。为防止钻进过程中发生漏失，其关键在于控制井底循环压力低于地层漏失压力。为此，笔者通过计算安全钻进水平段长度和安全钻进最大井斜角，以控制井底循环压力不高于地层漏失压力。

1 钻井技术难点

1.1 钻井液安全密度窗口窄

根据已钻井DST资料分析，JZ25-1S 油田古潜山油藏压力系数约为1.00，属正常压力系统。从其压力剖面(见图1)看，钻井液安全密度窗口较宽，但在实钻过程中出现了非常严重的漏失。经过对多口井的实际漏失情况进行对比和计算，认为漏失压力系数为1.05，钻井液安全密度窗口很窄。该油田储层段地层坍塌压力小于地层压力，井壁较为稳定，利于应用控制压力钻井技术。

图1 JZ251S3 井压力剖面Fig.1 Pressures profile in Well JZ25-1S-3

1.2 钻井液密度制约

为配合控制压力钻井，JZ25-1S 油田应用了水包油钻井液。考虑到海上作业安全要求高，采用低毒性、闪点高的白油降低钻井液密度。随着钻井液中白油含量升高，钻井液越来越易燃，严重威胁钻井安全，因此控制白油含量不高于46%，钻井液密度下限为0.93 kg/L。这样钻井液的静液柱压力与地层漏失压力的当量密度差仅为0.12 kg/L，大大限制了压力控制范围。

1.3 产层埋藏深

JZ25-1S 油田太古界古潜山层埋藏较深，产层以上井段较长，上部井段沿程压力损失较大。经计算,产层以上井段沿程压力损失系数约为0.08，按照钻井液密度0.93 kg/L计算，实际钻井液安全密度窗口仅为0.04。

1.4 水平井段易漏失

水平井段钻进过程中,随着水平段的增长，由于同一垂深的地层漏失压力一定，井底循环压力会逐步接近地层漏失压力，最终发生漏失(见图2)。JZ25-1S 油田已钻水平井的水平段钻进过程中已经出现过该现象。如JZ25-1-30h 井由于严重漏失而提前完钻；JZ25-1-25h 井最大漏失速度超过40 m3/h，累计漏失钻井液超过800 m3。

图2 水平井钻进作业环空压力剖面Fig.2 Annular pressure profile while drilling horizontal well

2 技术措施

JZ25-1S 油田水平段钻进过程中，井底循环压力会随着水平段的增长而增大。为防止井底循环压力随水平段增长接近或大于地层漏失压力，应首先计算井斜角为90°时的安全钻进水平段长度，如果计算出的安全钻进水平段长度不符合开发要求，就要根据油层情况调整水平段的垂深和产层井段的井斜角。

2.1 安全钻进最大水平段长度

井斜角为90°时的安全钻进水平段长度计算公式为：

L=(9 810ρLHA-pcc)/pper

(1)

式中：L为最大水平段长度，m；ρL为地层漏失压力当量钻井液密度，kg/L；HA为A点的垂深，m；A点为水平井段的起点;pcc为A点的循环压力，Pa；pper为裸眼井段单位长度环空压力损失，Pa/m。

2.2 安全钻进最大井斜角

当开发要求水平段长度大于井斜角为90°时的安全钻进水平段长度时，为防止井底循环压力大于地层漏失压力，就要根据油层情况调整水平段的垂深和实施井段的井斜角。最大实施井段的长度为：

X=[9 810ρL(HA+Δh)-pcc-9 810ρmΔh]/pper

(2)

安全钻进最大井斜角为：

θ=180arccos(Δh/X)/π

(3)

式中：X为最大实施井段长度，m；ρm为钻井液密度，kg/L；Δh为允许的垂深增量，m；θ为安全钻进时的最大井斜角，(°)。

2.3 压力控制措施

为保障井底循环压力始终低于漏失压力，还可采取以下措施：1)在保证井下安全的前提下，尽可能降低钻井液密度；2)严格控制井斜角，严禁超过安全钻进最大井斜角；3)尽量保持钻速恒定，避免环空岩屑过多造成环空压力激增；4)保持排量恒定，并尽可能保持钻井液流变性能稳定，确保井底循环压力随钻进井段的延长稳定增长。

3 现场应用

JZ25-1S 油田的多数水平井在井斜角为90°且水平段长度超过安全钻进水平段长度后都出现了漏失，并且随着水平段增长漏失愈加严重。除少数井钻井液密度偏高出现漏失外，多数井在安全钻进水平段长度范围内或井斜角小于安全钻进时的最大井斜角情况下钻进未出现漏失。笔者现以 JZ25-1S-A17h 井为例介绍控压钻井技术在该油田的应用情况。

已钻井统计分析表明，JZ25-1S 油田古潜山油层φ215.9 mm井眼环空单位长度压力损耗700 Pa/m。依据靶点设计，A点垂深1 723.00 m，循环压力17.07 MPa，地层漏失压力17.74 MPa，则自A点起井斜角90°时的安全钻进水平段长为965.00 m。该井古潜山油层厚度超过100 m，油水界面以上储层厚度62.00 m。为最大延伸储层井段长度，水平段垂深增加62.00 m，利用式(2)和式(3)计算出其安全钻进最大井段长度为1 070.00 m，安全钻进最大井斜角为86.67°。

实钻时使用了密度0.93 kg/L的钻井液，先增斜至86.00°左右，保持地层漏失压力随垂深增长的同时稳斜钻进437.00 m，之后增斜至90.00°，在井底循环压力接近地层漏失压力时完钻(见表1)，整个钻进过程中未出现漏失。完钻时，产层井段长达1 068.00 m，投产后产油量达到1 590 m3/d，大大超出预期。

表1 JZ251SA17h 井实钻产层井段井斜角及压力Table 1 Incline & pressure data in Well JZ251SA17h

4 结论及建议

1) 对于压力窗口窄的储层，井底循环压力随水平段增长可能发生漏失，因此应根据地层漏失压力和井底循环压力确定安全钻进最大水平段长度。

2) 对于压力窗口窄、油层厚度大，水平段垂深调整范围大的水平井，通过调整水平段垂深和油层井段的井斜角，可延长油层井段的长度，有助于扩大油井与油层的接触面积，提高单井产量。

References

[1]刘超，周玉海.吴红玲.等.控制压力钻井技术在衡6井的应用[J].石油钻采工艺，2009，31(9)：34-37.

Liu Chao,Zhou Yuhai,Wu Hongling,et al.Application of MPD technology to Heng 6 Well[J].Oil Drilling & Production Technology,2009,31(3):34-37.

[2]Nauduri S,Medley G H,Schubert J J.MPD:beyond narrow pressure windows[R].IADC/SPE 122276,2009.

[3]向雪琳，朱丽华，单素华，等.国外控制压力钻井工艺技术[J].钻采工艺，2009，32(1)：27-30.

Xiang Xuelin,Zhu Lihua,Shan Suhua,et al.Foreign managed pressure drilling technology[J].Drilling & Production Technology,2009,32(1):27-30.

[4]严新新，陈永明，燕修良.MPD技术及其在钻井中的应用[J].天然气勘探与开发，2007，30(2)：62-66.

Yan Xinxin,Chen Yongming,Yan Xiuliang.MPD and its application to drilling[J].Natural Gas Exploration & Development,2007,30(2):62-66.

[5]周英操，崔猛，查永进.控压钻井技术探讨与展望[J].石油钻探技术，2008，36(4)：1-4.

Zhou Yingcao,Cui Meng,Zha Yongjin.Discussion and prospect of managed pressure drilling technology[J].Petroleum Drilling Techniques,2008,36(4):1-4.

[6]王果，樊洪海，刘刚，等.控制压力钻井技术应用研究[J].石油钻探技术，2009，37(1)：34-38.

Wang Guo,Fan Honghai,Liu Gang,et al.Application of managed pressure drilling technique[J].Petroleum Drilling Techniques,2009,37(1):34-38.

[7]杨雄文，周英操，方世良，等.国内窄窗口钻井技术应用对策分析与实践[J].石油矿场机械，2010，39(8)：7-11.

Yang Xiongwen,Zhou Yingcao,Fang Shiliang,et al.Strategy analysis of narrow window drilling technology and practice[J].Oil Field Equipment,2010,39(8):7-11.

[8]Arnone M,Vieira P.Drilling wells with narrow operating windows applying the MPD constant bottom hole pressure technology-how much the temperature and pressure affects the operation’s design[R].IADC/SPE 119882,2009.

[9]张桂林.土库曼斯坦亚苏尔哲别油田控压钻井技术[J].石油钻探技术,2010，38(6)：37-41.

Zhang Guilin.Application of managed pressure drilling technology in Azorse Area,Turkmenistan [J].Petroleum Drilling Techniques,2010,38(6)：37-41.

[10]孙凯，梁海波，李黔，等.控压钻井泥浆帽设计方法研究[J].石油钻探技术，2011，39(1)：36-39.

Sun Kai,Liang Haibo,Li Qian,et al.Research mud on cap design of managed pressure drilling[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(1):36-39.

[11]李宗清，燕修良，陈永明，等.三参数自动控压钻井系统的研制与试验[J].石油钻探技术，2012，40(6)：99-103.

Li Zongqing,Yan Xiuliang,Chen Yongming,et al.Development and test of three-parameter automatic pressure control drilling system[J].Petroleum Drilling Techniques,2012,40(6):99-103.

[12]杨雄文，周英操，方世良，等.控压钻井分级智能控制系统设计与室内试验[J].石油钻探技术，2011，39(4)：13-18.

Yang Xiongwen,Zhou Yingcao,Fang Shiliang,et al.Design and laboratory test of hierarchical intelligent control system for managed pressure drilling[J].Petroleum Drilling Techniques,2011,39(4):13-18.

LiJunwei1，CaoShijing1，SongLinsong1，FuJianmin2，WuGuang3

(1.CNOOCServicesLimited,Beijing,101149,China；2.CNOOCTianjinBranch,Tianjin,300452,China；3.ChuanqingDrilling&ProductionEngineeringResearchInstitute,ChuanqingDrillingEngineeringCo.Ltd.,CNPC,710021,China)

In order to deal with the loss of circulation caused by extension of horizontal section,Managed pressure drilling was applied to keep downhole circulating pressure under leak-off pressure during drilling.Allowable length of horizontal hole section with 90° inclination was calculated based on leak-off pressure,downhole circulating pressure and annular pressure loss in each meter of hole.If above length can’t meet the requirements of development,the longest horizontal length and inclination angle are calculated for safe drilling according to the thickness of pay zone,depth of oil-water contact ,circulating pressure above pay zone,and annular pressure loss for each meter of hole.It was predicted that horizontal well length for safety drilling was only 965 m for Well JZ25-1S-17 in JZ25-1S Oilfield.To enhance the well yield,it was estimated that length of hole could be extended in pay zone with less than 86.67° inclination.Actually with the well inclination controlled under 86.67°,the well length in pay zone reached to 1068 m without fluid loss.It showed that the method could effectively prevent the loss of circulation caused by extension of horizontal section while drilling.

managed pressure drilling,horizontal well,annulus pressure,deviation angle,JZ25-1S Oilfield

2011-01-24；改回日期2013-02-25。

李军伟(1976—),男,陕西西安人，2002 年毕业于中国地质大学(北京)石油工程专业,主要从事钻井方面的工作。

联系方式：(022)66919251，lijw@cosl.com.cn。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.023

TE249;TE243+.1

A

1001-0890(2013)02-0119-04