刘仕银，罗剑波，毛 鑫

（1.中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆轮台841600；2.中石化东北油田分公司石油工程技术研究院，吉林长春130062）

1 区域地质概况

顺托果勒南区块构造位置位于塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带下盘，紧邻满加尔坳陷生烃区，位于油气运移的有利指向区。该区发育多组NE向走滑断裂带，是储层发育的有利区，同时也是晚期天然气充注富集的有利部位。2013年完钻的顺南4井、顺南5井分别在奥陶系鹰山组及蓬莱坝组获高产天然气，2014年顺南5-1井在蓬莱坝组钻遇异常高压，2015年顺南6井在蓬莱坝组钻遇异常高压，实钻证实该区发育一间房组—鹰山组上段、鹰山组下段、蓬莱坝组三套储层，具备油气成藏的良好条件[1]。该区块主要采用五级井身结构（见表1）。

表1 顺南区块井身结构表（以顺南7井为例）

2 施工难点

2.1 固井质量难以保障

177.8 mm套管下深度在7000m左右，静止温度在170℃～185℃之间，对水泥浆外加剂、固井工具及附件抗高温性能要求高。同时由于气层活跃，裂缝性储层压力窗口窄，压稳与防漏矛盾突出，完全压稳地层难度较大，固井质量难以保障（见图1）。

2.2 溢流早期监测难度大

区块储层为天然气，呈现高产、高压的特点。顺南5井放喷初期目测无阻流量达300×104m3，顺南4初期日产气38×104m3，顺南7井四开钻进至至6651.6m中途测试，井口压力最高达76MPa。A井2015年2月2日1：43钻进至7874.01m发现悬重异常，立压上升，出浆槽返浆量不断增大，1:46关井成功，总溢流量15.12m3，关井立压24.5MPa、套压40MPa。

2.3 压稳与漏失矛盾突出

取芯显示，鹰山组开始地层立缝发育、沟通能力强。实钻过程证明，越往下气层越活跃，逐渐上提钻井液密度后，往往因井漏无法钻进。同时，对于高压气井，增大钻井液密度反而增大气相在液相中的运移速度[2-3]，密度越高，置换越强。顺南7井采用密度1.50g/cm3的钻井液钻进至6545.42m钻遇第一套气层，气测全烃值维持在80%～86%,至6651.6m共钻遇四套气层，钻井液密度逐渐上提至1.97g/cm3发生井漏提密度、循环排气循共耗时23d，因无法正常钻进转中途测试。

图1 顺南5井7″套管声幅曲线

2.4 阻卡风险大

顺托果勒南区块目层储集体地震波表现为“串珠”。该区块钻井液密度选择在1.80～1.87g/cm3之间，漏失密度在1.95～2.02g/cm3，溢流关井后，采用密度2.20～2.30g/cm3的储备加重钻井液平推压井，压井结束上提钻具遇阻卡风险较大。顺南5井钻进至7209m后发生溢流，关井套压28MPa，采用2.24g/cm3钻井液平推压井，压井完发生卡钻，泡酸、泡解卡剂均无效最后侧钻；顺南7井侧钻至6641m旋转控制头胶心刺漏，采用加重钻井液节流循环压井，压井结束上提钻具遇阻600kN，采用顶驱倒划眼起至套管内。

3 施工措施及评价

3.1 提高生产尾管固井质量

3.1.1 优化固井施工工艺

采用控压固井技术，进行压稳与防漏模拟设计。在水泥浆候凝期间，由于胶凝失重造成环空液柱压力降低，进而发生气窜，当压稳系数fsur≥1时，能有效地防止环空气窜，否则，需要环空加压等方式进行压力补偿（见图2）。

图2 控压固井流程图

3.1.2 优选水泥浆体系

采用双凝抗高温胶乳液硅防气窜弹塑性水泥浆体系。该水泥浆在160℃高温下性能稳定，流变性能、API失水、自由液、强度、沉降稳定性、稠化时间等性能较常规水泥浆体系更符合高温、高压气井固井要求。

3.1.3 现场应用评价

顺南5-2井利用控压固井技术，采用双凝抗高温胶乳液硅防气窜弹塑性水泥浆体系，该井井底、悬挂器处封固质量优良，测试回接筒处无后效显示，表明基本达到防气窜要求（见图3）。

图3 顺南5-2井7″套管声幅曲线（弹朔性胶乳水泥浆+液硅）

3.2 溢流监测

针对高压气井液钻井中钻井液气侵严重、液面变化波动范围大、溢流来势汹涌等情况，通过优化坐岗、安装2套出口流量传感器、尝试使用质量流量计等方法，高压气井溢流监测取得一定效果。2015年6月28日21:25顺南6井控压钻进至7502.15m出口流量异常，21:34发现出口流量继续上涨关井，21:36关井成功，溢流量4.4m3，关井套压1.9↗19MPa，立压11MPa，较顺托1井有明显改善。

3.3 控压钻井技术

3.3.1 控压钻井工艺特点

利用PWD工具实时监测井下压力，通过对井筒压力剖面的控制管理,大幅度降低钻井过程中的井筒压力波动，因而可较好地解决在窄密度窗口、压力敏感地层钻井，较难克服的漏与涌不能兼顾、井壁坍塌等复杂问题。同时在泥浆液面因气泡影响波动较大时，可以参考出口流量和井底压力变化判断是否是发生溢流或漏失。能够掌握真实井底情况，避免频繁关井、节流循环等非生产时间，节约钻井周期，提高钻井效率[4-6]。

3.3.2 控压钻井主要设备

①旋转控制头：旋转控制头轴承总成静密封工作压力35MPa,100r/min的动密封工作压力17.5MPa,200r/min的动密封工作压力10.5MPa。②PWD：利用外接电池保持设备正常供电，通过MWD把信号输送至控压钻井数据采集系统。③自动节流管汇：节流管汇额定工作压力35MPa,节流阀具有自动控制和手动操作功能，控制系统还安装有流量计，准确计量出口流量。

3.3.3 减少胶心刺漏措施

①对井口进行校正，避免胶心受力不均。②控制井口控压值。③及时检查更换。④降低转盘转速，在60～80r/min情况下，推荐使用80～100h。⑤选用小接箍钻杆。

3.3.4 控压钻井实践（以顺南501井为例）

（1）控压取芯施工情况。2014年8月29日23:00控压钻具下钻至井底，30日0:30排后效时点火成功，2：00火势减弱至3～4m时开始边点火边进行取芯钻进，入口密度1.60g/cm3，出口密度1.57g/cm3，至30日9:00取芯钻进至6414.82m割芯。井口补偿回压3MPa起钻至套管鞋，泵入76m3密度1.80g/cm3的重浆，起钻至井口正常（见图4）。

图4 顺南501井控压取芯井底压力变化曲线

（2）控压钻进施工情况。2014年9月1日第二趟正常控压钻进，将钻井液密度逐渐由1.60↓1.48g/cm3，保持井底当量密度1.57g/cm3控压钻进，接单根期间井口加回压3.5MPa，保持井底压力1.56g/cm3。钻进期间液面波动较大，全烃基值维持在20%～30%，点火无火焰，出口流量和井底压力平稳，9月7日2:30安全、快速钻至6890m四开中完。

3.4 压井施工操作

鹰山组下段可钻性好，对参数要求不高，五开可选用4寸加重钻杆。在井口压力较低情况下，利用旋转控制头带压起钻至套管内，若井口压力快速上涨，应在可能的情况下上提一个立柱、立即关闭半封闸板，实行平推压井，平推压井应控制平推量，井口压力回零后应先下压钻具。

4 结论与建议

（1）目前顺托果勒南区块地层存在异常高压，常规溢流监测手段很难达到2m3关井的要求，需进一步调研配套溢流监测，可采用电磁流量计等新型工艺设备提高溢流监测精度。

（2）通过优选弹朔性胶乳+液硅水泥浆体系，能够减缓水泥石高温下强度衰减，对比数据显示能够起到穿鞋、戴帽的目的。但是目前顺南区块气层固井关键技术未取得实质性图突破，应继续开展相应研究及现场应用评价分析。

（3）采用控压钻井技术能及时、准确掌握井底液柱压力，通过边点火边钻进的方式能够实现顺托果勒南区块目的层正常钻进，能够有效提高生产时效。

[1] 张云智.塔里木盆地顺托果勒—满加尔地区寒武系、奥陶系沉积特征[J].矿物岩石，2000，20（2）：63-67.

[2] 刘绘新，李锋，等.裂缝性储层井控技术体系探讨[J].钻井工艺，2010,31（6）：77-80.

[3] 齐明明，李相方，等.气藏水平井钻井液密度附加值研究[J].钻井液与完井液，2007,24（3）：10-11.

[4] 杨玻，左星，等.控压钻井技术在NP23-P2016井的应用[J].钻采工艺，2014，37（1）：11-13.

[5] 石希天，肖铁，等.塔里木奥陶系碳酸盐岩敏感性储层控压钻井技术应用[J].钻采工艺,2010，33（6）：130-131.

[6] 杨雄文，周英操，等.控压欠平衡钻井工艺实现方法与现场实验 [J].钻井工艺，2012，32（1）：75-80.