石晓刚　陈双扣

(1. 西部钻探钻井工程技术研究院， 新疆 克拉玛依 834000；2. 重庆科技学院化学化工学院， 重庆 401331)



青西油田下沟组实施精细控压钻井可行性分析

石晓刚1陈双扣2

(1. 西部钻探钻井工程技术研究院， 新疆 克拉玛依 834000；2. 重庆科技学院化学化工学院， 重庆 401331)

摘要：玉门青西油田下沟组储集层属于典型的裂缝 — 孔隙型双孔介质储层。由于抽吸压力过大，起钻时容易产生井壁垮塌或者掉块现象，下钻时容易产生井漏现象。该区Q2 — 58井下沟组段最小漏失压力与最大坍塌压力当量钻井液密度之差为0.01 g�cm3，环空循环压耗当量钻井液密度为0.10 g�cm3，存在典型的“窄密度窗口”特征，下沟组储层在钻进过程中整体上存在上有坍塌或者掉块下有漏失的复杂状况。精细控压钻井技术通过软件分析自动计算环空压力损耗和井底压力，动态控制井口回压，维持井底压力在设定的范围内，能有效解决下沟组存在的“窄密度窗口”问题，能减少井下复杂，提高钻井时效。

关键词：青西油田； 井壁稳定； 窄密度窗口； 坍塌漏失； 精细控压钻井

青西油田位于酒西盆地西部青南凹陷的中南部，甘肃省玉门市以西40 km左右。青西油田的主体位于窟窿山背斜和柳沟庄断鼻[1]。窟窿山背斜和柳沟庄断鼻形成于晚燕山末期，并在喜山期定型。青西油田北西向主干逆冲断裂形成于晚燕山末期，它与活动强烈的喜山期的北西向逆断层和近北南向或北东向撕裂断层相互作用。这些构造运动将窟窿山背斜和柳沟庄断鼻分割成多个小断裂块，使得青西油田存在多个压力系统，增加了勘探开发的难度。

1精细控压钻井特点

1.1技术特点

根据IADC的定义，控压钻井是用于精确控制整个井眼压力剖面的自适应钻井程序，其目的在于保持井底压力在设定的范围内[2]。该定义从控制目标、控制策略和实现方法3个方面层次清晰地表征了其技术特点。

(1)控制目标：通过预先设定循环压力，保持井底压力在一定的可控范围内。

(2)控制策略：通过对套压、钻井液密度、钻井液流变性、环空液柱面、循环压耗和井眼尺寸的综合判断和准确的水力学计算，进行一系列精确控制。

(3)实现方法：通过井控装备与钻井工艺相结合，采用合理的逻辑分析判断，实现环空循环压力动态的自适应性控制，控压钻井控压决策分析系统框架见图1。

图1　控压钻井控压决策分析系统框架图

精细控压钻井系统工艺原理：

(1)设计时使用低于常规方式的钻井液密度进行近平衡钻井。

(2)循环时井底压力等于静液柱压力加上环空压耗和井口回压。

(3)在关井、接单根时，循环压耗消失，井底压力处于欠平衡状态。保持一定的井口回压使井底压力处于过平衡状态，防止地层流体侵入。

(4)正常钻进时，通过地面节流产生井口回压，系统自动计算环空压力损耗和井底压力，动态控制井口回压，维持井底压力在设定的范围内；在钻井流量减小或停止循环时，通过回压泵进行流量补偿，由节流管汇节流产生回压，起到动态连续保持井口压力的作用。

1.3技术优势

精细控压钻井系统的技术优势有：

(1)可以精确的控制井眼压力剖面，避免流体侵入。

(2)使用封闭、承压的钻井液循环系统，能够控制和处理任何形式的溢流。

(3)可以在停泵时应用回压，确保停泵时的井底压力接近循环时的井底压力，使井底压力保持恒定。

(4)能更好地通过窄压力窗口。

(5)能避免超过井眼破裂压力，减少发生井塌、井漏等事故的概率，减少处理井下事故的时间。

(6)能够优化井身结构。

(7)能降低钻井成本。

2白垩系下沟组常规钻井难点

(1)易形成窄安全压力窗口，造成钻井施工困难。

酒西盆地青南凹陷早白垩世属于小型断陷湖盆沉积，发育有下白垩统赤金堡组(K1c)、下沟组(K1g)和中沟组(K1z)湖盆沉积层序[3]。湖相沉积物以白云质泥岩和泥质白云岩为主，与湖相伴生的边缘相主要是扇三角洲，沉积物主要是砾岩和砂砾岩。下沟组储层是青西油田的主力油层，大部分埋深大于4 000 m，属于晚成岩阶段，岩性胶结较为致密，基质孔隙度小于8%，基质渗透率小于 0.5×10-3μm2，为典型的低孔渗储层。受地质构造运动和成岩作用的影响，在泥云岩和砾岩中形成了不同类型的裂缝网络，大部分裂缝岩心样品渗透率在100×10-3μm2以上。裂缝把原生孔隙和次生孔隙有机连通，构成了良好的裂缝 — 孔隙型双孔介质储层[4]。

下沟组储层岩性为白云质泥岩夹泥质粉砂岩、白云质泥岩细砾岩互层，水平挤压应力大于上覆应力，最大水平主应力方位为210°左右，这就造成青西油田储层坍塌压力较高。由于下沟组属于裂缝 — 孔隙型双孔介质储层，构造运动和成岩作用形成的裂缝往往会导致不同程度的漏失，而较高的坍塌压力也会增加井壁的不稳定性。因此在3压力剖面图上形成窄安全压力窗口，造成钻井施工困难。

(2)抽吸压力过大易引起井塌或掉块复杂。青西油田的目的产层白垩纪下沟组所含的泥页岩可分为2类：一类是硬泥页岩，伊利石和绿泥石含量较高，会发生有限的膨胀分散；另一类是极硬的脆性泥页岩，其中伊利石、高岭石和绿泥石含量较高，存在大量的微裂缝，其膨胀和分散的趋势虽大大降低，但侵入流体会沿微裂缝处发生膨胀和分散。青西油田老山区窟窿山构造带上的青2-22井在钻至井深3 769.37 m(下沟组)时测斜，自浮测斜仪不能浮出，反复活动钻具时抽吸压力过大造成了井壁垮塌，导致钻头在井深3 766.00 m处遇阻，后开泵划眼并调整泥浆性能(密度由1.28 gcm3提至1.29 gcm3)后，复杂解除，划眼井段为3 766.00 — 3 769.37 m。

(3)激动压力过大易引起井漏复杂。青西油田丘陵区窟窿山构造带上的青2-8井在4 550.00 — 4 608.26 m(下沟组)井段处2次下钻期间共漏失泥浆27 m3，替入桥堵泥浆30 m3。第一次下钻时，发生漏失，替入桥堵泥浆15 m3(密度为1.28 gcm3，马氏漏斗黏度为120 s)，循环打捞时仍有漏失；第二次下钻时，再次替入桥堵泥浆15 m3(密度为1.26 gcm3，马氏漏斗黏度为130 s)，静止堵漏成功。丘陵区窟窿山构造带上的青2-49井在钻至下沟组储层时，共发生4次漏失，累计漏失泥浆335 m3。钻至井深4 378 m时发生井漏，打入堵漏浆后井漏解除；正常钻至井深4 389 m时再次发生井漏，打堵漏浆(密度为1.33 gcm3，滴流)静止堵漏成功，后虽仍有渗漏但不影响钻进；正常钻至井深4 709.00 m时再次发生井漏，打堵漏浆静止堵漏成功，钻进过程中有少量漏失；正常钻至4 724.00 m时再次发生漏失，打堵漏浆起钻静堵成功。下钻过程中分段循环将全井泥浆密度由1.33 gcm3降至1.30 gcm3，下至井底循环。开始泥浆罐液面稳定，没发现漏失现象，但在后来的钻进过程中依然存在不同程度的漏失。

3青西油田精细控压钻井可行性分析

对于裂缝 — 孔隙型双孔介质储集体，用地层破裂压力界定 “安全密度窗口”不合理，应根据下沟组储层裂缝发育特点，用地层漏失压力界定“安全密度窗口”。“窄密度窗口”一般指漏失压力与坍塌压力之差△p接近、等于、小于环空循环压耗以及△p≤0的情况[5]。当△p较大时，钻井比较顺利；当△p较小时，钻井比较困难。如果△p小于循环压耗或者△p≤0，则无法正常钻进，会出现漏、塌等井下复杂与事故。Q2-58井是青西油田窟窿山构造上的一口定向开发调整井，在井深4 524.00 m处钻进时发生裂缝性漏失，漏失地层为白垩系下沟组。该井下沟组段最小漏失压力与最大坍塌压力之差的当量钻井液密度为0.01 gcm3，环空循环压耗当量钻井液密度为0.10 gcm3，在 3 725.00 — 4 560.00 m(下沟组地层)存在“窄密度窗口”。

由于该井下沟组段最小漏失压力与最大坍塌压力之差的当量密度仅为0.01 gcm3，安全压力窗口很窄，单纯靠调整泥浆性能不能很好地解决问题。精细控压钻井系统可以通过微漏失和微溢流试验，结合PWD监测的井底压力，实时调整井口回压，使井底压力始终保持在安全窗口之内。精细控压钻井系统自动节流阀的精度可以达到0.3 MPa，当遇到井壁有掉块时，可以迅速地以0.3 MPa的精度逐渐调高井口回压，但并不至于产生井漏复杂。而常规钻井往往通过提高钻井液密度的方法来增大井底压力，不仅用时较长，还容易造成井漏复杂。

4结语

(1)青西油田下沟组为裂缝性油藏，钻进时容易发生裂缝性漏失，同时由于储层水平挤压应力大，超过了上覆应力，造成储层的坍塌压力较高，易形成“窄钻井液密度窗口”。

(2)在青西油田选择地层压力、坍塌压力、破裂压力较明确的区块，在三开结构井三开井段钻进时，实施精细控压钻井技术具有可行性，能达到减少井下复杂和更好保护油层的目的。

参考文献

[1] 周晓峰，赵应成.青西油田裂缝性油藏研究[J].新疆地质，2006，24(1)：40-41.

[2] 周英操，杨雄文.PCDS-I精细控压钻井系统研制与现场试验[J].石油钻探技术，2011，39(4)：7-12.

[3] 曾联波，肖淑蓉.低渗透储集层中的泥岩裂缝储集体[J].石油实验地质，1999，21(3)：266-269.

[4] 杨红梅，汪满福.青西油田下白垩统下沟组泥云岩储集层特征[J].石油勘探与开发，2004，31(6)：47-50.

[5] 杨雄文.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.

Feasibility Analysis of Managed Pressure Drilling in Xiagou Formation of Qingxi Oilfield

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(1.Western Drilling Engineering Technology Research Institute,Karamay Xinjiang 834000,China;2.School of Chemistry and Chemical Engineering, Chongqing University of Science and Technology,Chongqing 401331,China)

Abstract:Xiagou Formation in Yumen Qingxi oilfield reservoir belongs to the typical fracture pore dual porosity reservoir. It is possible to produce borehole collapse and well leakage phenomenon while drilling due to the large suction and surge pressure. In this area, the minimum leakage pressure and the maximum collapse pressure equivalent drilling fluid density difference of Q2-58 is 0.01 gcm3, and the annular pressure loss equivalent drilling fluid density is 0.10 gcm3, which is characterized by “narrow density windows”. The managed pressure drilling technology, which calculates automatically annular pressure loss and downhole pressure, could be used to dynamically control wellhead back pressure, maintain the bottom hole pressure within the set range through software analysis system, and effectively solve the problem of “narrow density windows”. Therefore, we could also use it to reduce the drilling complexity, and improve the drilling efficiency.

Key words:Qingxi oilfield; wellbore stability; narrow density window; collapse and leakage; managed pressure drilling

收稿日期：2015-09-15

基金项目：中石油工程技术科技统筹项目“特殊工艺井钻完井配套技术研究与应用”子课题“控压钻井技术规模应用”(2013T-0303-001)

作者简介：石晓刚(1982 — )，男，硕士，工程师，研究方向为钻井工程。

中图分类号：TE242

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0057-03