威遠頁巖氣鉆井井控技術研究與應用

國洪云

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司鉆井一公司，遼寧盤錦 124010）

威遠頁巖氣地層構造上具多產層、多壓力系統特征。自流井組、須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組、長興組、龍潭組、茅口組及棲霞組均出現過氣測異常或氣侵，甚至發生過井涌、井噴等現象。

隨著目的層垂深的逐漸增加，地層壓力升高，長興組和龍馬溪組異常高壓多次造成氣侵、溢流發生。2020—2021年累計施工深層頁巖氣平臺6個，20余口井，發生氣侵、溢流8井次，具體如表1所示。

表1 2021年度溢流統計表

1 溢流產生的原因

1.1 地層壓力異常

威遠頁巖氣地層復雜，存在異常壓力圈閉。

1.2 設計鉆井液密度低

地層差異性，造成施工鉆井液密度偏低，臨井可參考資料較少。

1.3 施工人員的專業素質問題

施工隊伍素質參差不齊，氣侵、溢流不能及時發現造成處理進一步復雜化。

2 溢流的顯示

2.1 直接顯示

①停泵鉆井液外返；鉆井液池液面升高；②出口鉆井流速增加，返出量增加；③起鉆時灌入鉆井液液量小于起出鉆具排代體積④；鉆時返出鉆井液體積大于下入鉆具排代體積；⑤停泵（未灌）環空鉆井液外返。

2.2 間接顯示

鉆進作業，鉆時、放空、井漏、泵壓降低、氣測值和鉆井液出口流量、氣泡、氣味、油花，測量循環罐液面、鉆井液密度和黏度、氯根含量等發生變化，視為溢流的間接顯示。

3 合理的井控技術措施，有效預防與處置井控復雜

3.1 合理的鉆井液密度

施工前參考臨井及地質資料按照“一井一策”制定鉆開各地層鉆井液密度。針對長興組、龍馬溪組異常高壓，在飛仙關底部逐步提高鉆井液密度，揭長興組前將鉆井液密度提高至2.15~2.20g/cm3，長興組鉆進過程中準確記錄單根峰數據，如果無異常，則以該密度鉆穿長興組，并在進入龍潭組后逐步降低鉆井液密度；四開龍馬溪組造斜段將鉆井液密度提高至2.10~2.15g/cm3，進入水平段后逐步降低鉆井液密度。同時，按照設計要求儲備重漿，雙鉆機平臺做好互聯互通管線連接，保證重漿共享。

3.2 有效的井控設備提供安全保障

,311.2mm井眼鉆進配備YQF-8000/1.5型液氣分離器，滿足排量，相比替換掉的2 600m3/d液氣分離器，效率提升了2~3倍，同時避免了因液氣分離器處理量不夠而產生的劇烈抖動，滿足控壓鉆進以及井控復雜處理需求，安全性也得到了提高。

,311.2mm、,215.9mm井眼開鉆前安裝旋轉控壓設備，鉆遇高壓氣層時實現邊鉆進邊排氣，針對測后效上竄速度高采用控壓起鉆降低起鉆時井控風險。

按照設計要求進行安裝井控設備并試壓。由于,311.2mm、,215.9mm井眼施工周期長，鉆井作業過程中每30d，重新試壓一次。中途試壓過程中為減少井控風險改進試壓流程，采用分段試壓，縮短試壓時間，由20~24h/次減少至7~8h/次。

3.3 精細化坐崗管理及時發現異常

3.3.1 規范坐崗填寫要求

①鉆井液罐體積表示保留一位有效數字，如35.2m3，存在隔倉的罐填寫鉆井液體積為總罐體積，如3#泥漿罐存在3個小倉，其體積分別為8.3m3、10.5m3、12.2m3，坐崗記錄填寫3#罐體積為8.3+10.5+12.2=31.0m3；

②坐崗觀察記錄本鉆井液罐統計數量填寫參與循環的鉆井液罐（一般是1#~6#罐）、膠液罐、計量罐、儲備罐（重漿罐），所有罐都應記入鉆井液總池體積量；

③起下鉆過程中除記錄起下鉆通過計量罐灌入或返出量，還要記錄各循環罐體積；如：本次灌漿應灌0.4m3，實灌0.7m3，差值0.3m3，原因鉆桿內泥漿未回流至井筒。下鉆完畢后開泵正常對下鉆理論返出量和實際返出量，鉆桿內理論灌入量和實際灌入量進行小結并記錄；如：本次下鉆應返1.3m3，實返1.2m3，差值-0.1m3，原因留在泥漿分配槽。

3.3.2 強化坐崗制度

①鉆井技術負責人對使用不同的循環罐和不同排量在開泵與停泵過程中鉆井液槽面占有量（或回流量）進行實測，做好記錄并告知坐崗人員。

②坐崗工接班時需對上一班次各罐體積進行核對，并對停開泵時回流量占用量進行校對并記錄，交班時應對本班泥漿消耗量進行分析并記錄。帶班干部每小時對坐崗情況檢查一次并在坐崗記錄上簽字。

③正常起下鉆作業過程，應進行階段性溢流觀察，起鉆前觀察出口是否斷流；起至套管鞋觀察出口是否斷流；每起下800m（20~30柱）再次校核灌返量，觀察出口是否斷流；起至鉆鋌或加重鉆桿，觀察出口是否斷流。觀察步驟首先停止起下鉆作業，將井筒內環控鉆井液灌滿，靜止觀察15~30min，觀察導管出口返出情況，無溢流進行起下鉆作業（裸眼井段須選擇合適的井段，在滿足靜止條件進行觀察）。

通過精細化坐崗的實施威202H87-4井、威202H84-4井溢流量均在1m3內關井成功，減小后期壓井處理難度。

3.4 氣層鉆進時，起鉆前進行短起下測后效保證井控安全

（1）井深未到A點前，起15柱鉆具或起至套管鞋（靜止時間大于3h），再下入井底循環一周半，若無氣侵，則可起鉆；不具備起鉆條件時，應循環排除受侵污鉆井液并適當調整鉆井液密度至短程起下鉆正常后再起鉆。井深進入水平段后，起鉆至A點（氣頂以下，靜止時間3~4h），循環測后效。

（2）特殊情況時（需長時間停止循環或井下復雜時），將鉆具起至套管鞋內或安全井段，停泵觀察一個起下鉆周期加其他空井作業時間，再下入井底循環一周半觀察。

（3）遲到時間法計算上竄速度

注：V為油氣上竄速度，m/s；t為鉆頭所在井深的遲到時間，s；h為循環時鉆頭所在的井深，m；H為油氣層的深度，m；T1為見到油氣顯示時間；h:min；T2為下到井深h時開泵時間；h:min；T0為井內泥漿靜止時間；h:min。

同時，利用上竄速度計算公式，判斷鉆頭上部存在壓力異常位置；根據單根峰值情況，判斷靜止泥漿密度能否壓穩地層，減少短起下次數，節省時間。

3.5 開展低泵沖、地層壓力實驗為溢流壓井提供數據支撐

3.5.1 低泵沖實驗

鉆開油氣層前50~100m及油氣層鉆進過程中，每只鉆頭入井鉆進前，調整鉆井液性能，鉆具組合后或鉆進進尺超過300m，應以1/3~1/2正常排量測一次低泵沖循環壓力，并做好泵沖數、排量、循環壓力記錄。

3.5.2 地層破裂和承壓實驗

威遠頁巖氣,406.4mm井眼進入須家河完鉆，,311.2mm井眼鉆穿梁山組進入龍馬溪完鉆。須家河組須六段以砂巖為主，夾黑色頁巖；龍馬溪組上部巖性為綠灰色頁巖夾粉砂巖。取套管抗內壓強度的80%、井口裝置額定壓力和地層破裂壓力所允許關井套壓三者中的最小值作為最大允許關井套壓。套管抗內壓強度見表2威遠區塊常用套管規格型號及參數。

表2 常用套管規格型號及參數

?311.2mm井段，開鉆鉆井液密度為1.6g/cm3

套管抗內壓強度的80%=47.6×0.8=38.08MPa，當量密度3.53g/cm3，根據實際施工現狀無需考慮外部地層鹽水1.05g/cm3。

套管鞋處液柱壓力為：

0.0098×1.6×1 100=17.25MPa

井口最大承壓：38.08-17.25=20.83MPa

1）如果承壓20.83MPa套管鞋未破，則20.83MPa為密度1.6g/cm3時最高關井套管壓力，氣體噴空時允許最大關井套壓38.08MPa（套管抗內壓最?。?；

2）如果未達到20.83MPa套管鞋破裂，最高關井套管壓力為出現漏失時的立管壓力讀數ρd，液柱壓力+ρd<38.08MPa，氣體噴空時允許最大關井套壓為液柱壓力+ρd（破裂壓力最?。?。

,215.9mm井段，開鉆鉆井液密度為2.15g/cm3

技術套管抗內壓強度的80%=63.16*0.8=50.52 MPa，同時考慮外部地層鹽水1.05g/cm3，套管鞋實際承受最大抗壓強度為50.52+32.34=82.86MPa。

套管鞋處液柱壓力為：0.0098*2.15*3 140=66.22 MPa。

井口最大承壓：82.86-66.22=16.64MPa。

1）如果16.64MPa地層未破，則16.64MPa為密度2.15g/cm3時最高關井套管壓力。當氣體噴空時最大關井套壓為50.52MPa（套管抗內壓最小）。

2）如果未達到16.64MPa地層破裂，最高關井套管壓力為出現漏失時的立管壓力讀數ρd，此時液柱壓力+ρd<82.86MPa，當氣體噴空時最大關井套壓為50.52MPa（套管抗內壓最小）

3）后期鉆井施工中，鉆遇高壓地層提密度前或裂縫地層造成井漏，均須按照下部井段設計最高鉆井液密度值對裸眼段進行承壓能力檢驗，滿足承壓后進行提密度作業，不滿足承壓須堵漏提高地層承壓能力。

4 結束語

頁巖氣開采中井控工作是施工過程中的重要組成部分，井控技術和管理是提升鉆井作業安全系數的關鍵因素。只有做好“立足一次井控，搞好二次井控，警鐘長鳴”，才能保證頁巖氣的安全快速施工。