充氮氣鉆井技術在長寧區塊頁巖氣井的應用

曾 光， 代 鋒, 顏 海

1中國石油西南油氣田分公司開發事業部 2中國石油西南油氣田分公司四川長寧天然氣開發有限責任公司 3中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術研究院

0 引言

四川長寧區塊頁巖氣儲量豐富，但井漏問題突出是制約該區塊鉆井提速的瓶頸，嚴重影響了該區塊頁巖氣資源的高效開發。相關學者針對井漏形成機理及解決措施開展了大量研究，李大奇等[1]基于井漏動力學進行了井漏機理分析，賈利春等[2- 3]探究了誘導性裂縫止漏堵漏機理，提出誘導裂縫止漏和止裂臨界條件。康毅力等[4- 7]分析了低承壓能力地層致漏機理，建立了不同理論指導下的地層承壓能力強化模型。孟英峰[8- 9]等在把氣體鉆井理論和現場實踐相結合的基礎上，建立了一套有效的氣體鉆井適應性評價體系，并且開發了與之相應的評價軟件系統。

目前，長寧區塊的井漏研究主要集中在表層嘉陵江組[10- 11]，缺少二開飛仙關-韓家店段井漏嚴重問題的認識和研究，且上述研究大多不能適用于長寧區塊飛仙關至韓家店組井段的漏層特征。因此，本文基于頁巖工程地質特征，分析了長寧區塊?311.2 mm井眼段鉆井技術難點及相應井段漏層特征；研究了適應該區塊鉆井要求的鉆井液配方，通過軟件開展了氮氣注入參數設計，形成了長寧區塊?311.2 mm井眼段充氣鉆井的技術方案。該研究為頁巖氣藏開展氣體鉆井以及防漏治漏研究提供了參考。

1 ?311.2 mm井眼段漏失特征分析

隨著頁巖氣勘探開發區域逐漸轉移，地理地貌愈發復雜，井下地質條件橫向差異較大，井漏損失呈上升趨勢，長寧區塊?311.2 mm井眼長興組-韓家店頂部鉆井井漏呈現多樣化和復雜化的特點。

1.1 總體表現漏失次數多，漏失量大

統計表明，長寧區塊109口井?311.2 mm井眼共發生334次井漏,累計漏失15.32×104m3，平均單井漏失量1 405.61 m3，平均單井損失時間7.95 d，累計損失時間866.54 d。其中N216H14- 3井采用密度1.32 g/cm3的鉆井液在茅口組段鉆進井漏4次，處理復雜時間達到162 h,如圖1所示。

圖1 N216H14- 3井漏失情況圖

1.2 漏失層段多、跨度大

從飛仙關中下部到韓家店頂部各個層段均有不同程度的漏失。其中，三疊系飛仙關組、二疊系茅口組及棲霞組為井漏層段，如表1所示。

表1 長寧區塊二開各層位井漏情況統計表

1.3 漏層和氣層并存，復雜處理難度大

茅口組、棲霞組地層為裂縫-溶洞性特征，是川渝地區主要的產氣層，長寧區塊個別井在此兩個層段存在氣層顯示。另外，長寧區塊龍潭組夾煤層，在低密度鉆井液條件下易垮塌。在N209H43- 3井、N209H43- 5井曾經嘗試進行常規欠平衡鉆井治漏試驗，但由于鉆井液性能不能完全滿足井壁穩定要求、部分氣層存在井控風險、相關配套工藝不夠完善等原因，復雜局面并未得到根本扭轉，效果欠佳。防塌、井控、井漏沖突，致長寧區塊?311.2 mm井眼段復雜處理難度大，漏失問題突出尚未形成一套有效解決該地區井漏問題的方法。

2 井漏機理分析

井漏的發生與地層漏失壓力、地層破裂壓力和鉆井液動壓力有關，同時地層中存在著漏失通道和較大的足夠容納漏失液體的空間，此通道的開口尺寸應大于外來工作液中固相顆粒的粒徑。影響地層漏失壓力的因素有：地層孔隙壓力、地層天然漏失通道的大小、形態及漏層厚度、鉆井液的流變性能、漏失層泥餅的質量。其中，漏失壓力隨著地層孔隙壓力的增大而增高；地層天然漏失通道的大小及形態影響鉆井液在漏失通道中的流動阻力；鉆井液進入漏失通道的阻力隨著鉆井液塑性粘度和動切力的增加而增大；漏失壓力隨泥餅質量的改善而增高。從圖2長寧區塊漏失類型圖可以看出，長寧區塊?311.2 mm井眼漏失復雜中滲透性漏失和失返性漏失差異不大，滲透性漏失共計144次，失返性漏失共計115次，主要漏失層為茅口組，其次為飛仙關組和棲霞組。N216H27- 3井成像測井結果顯示該區塊茅口、飛仙關、棲霞組發育有大量的天然裂縫，如圖3所示。由此表明，天然裂縫的良好發育是造成該區塊漏失的主要原因。

圖2 長寧區塊漏失類型圖

圖3 N216H27- 3井成像測井圖

另外，長寧區塊?311.2 mm井段的龍潭組含有煤層，而且裂縫發育，屬于易垮塌層位，地層承壓能力低，堵漏成功率幾率小，復漏幾率大。現有橋塞堵漏材料大多由天然植物類材料復合而成，且易崩解破碎、封門或淺層封堵。同時，天然植物類堵漏材料易在高溫環境下發生高溫變質(如碳化、降解等)失去其力學性能，如核桃殼、麥殼以及纖維等常規堵漏材料在長時間高溫環境下易發生不同程度的碳化降解軟化的變質特征。

采用常規堵漏方式難以有效治理井漏，堵漏作業周期長，鉆井時效低，因此考慮選用治漏效果更好的充氣鉆井工藝進行井漏治理。

3 鉆井工藝技術研究

針對長寧區塊?311.2 mm井眼惡性井漏問題，2019年在N216H27- 3井進行充氣鉆井治漏，解決了?311.2 mm井眼惡性井漏鉆進難題，但充氣鉆井應用過程中也暴露出一些問題：充氣鉆井接單根中斷循環后，恢復循環時間較長，井筒壓力波動大，影響治漏和提速效果；循環罐液面波動大，難以判斷井漏、溢流情況；測斜作業前需循環排氣、短起下鉆，耗時多。基于上述原因，N216H27- 3井充氣鉆井周期偏長，達到了25 d。

3.1 充氣連續循環鉆井側向閥設計

側向閥采用“曲面結構+橡膠密封”方式，具體設計思路：閥座具有第一通孔，第一通孔與閥體的中心通道連通，閥座安裝在閥體上，閥板可以通過回轉軸與閥座鉸接，扭簧套裝在回轉軸上，扭簧的一端抵壓于閥體上，另一端將閥板抵壓在閥體上，閥板與閥體之間可以形成環狀密封面，密封效果好，密封性能穩定，閥板表面設置的橡膠層進一步增強了閥板與閥體的密封性能(圖4)。該設計突破了氣液兩相介質高壓密封難題，解決了國外連續循環閥只能用于鉆井液鉆井的局限性。

圖4 充氣鉆井連續循環側向閥密封設計示意圖

3.2 充氣連續循環鉆井工藝

連續循環鉆井工藝主要通過連續循環閥和地面控制系統實現，連續循環閥安裝在鉆桿間隨鉆具入井，地面控制系統接在流體注入設備與立管之間，連續循環鉆井工藝主要通過連續循環閥和地面控制系統實現，連續循環閥安裝在鉆桿間隨鉆具入井，地面控制系統接在流體注入設備與立管之間，氣相和液相作為循環介質分別通過注氣設備和泥漿泵進入地面控制系統。控制系統主循環通道端口通過硬管連接至立管，形成控制系統正循環通道；側循環通道端口通過軟管連接至鉆臺面，與接入鉆具上的連續循環閥相連接，形成控制系統側循環通道；控制系統泄壓端口通過軟管連接至泥漿循環罐，構成控制系統泄壓通道。在鉆井接立柱、起下鉆過程中通過倒換正循環和側循環通道來實現不中斷鉆井流體注入，維持井筒連續循環狀態，保持井底及環空壓力恒定，環空流體狀態穩定和返出連續平穩，從而極大提高了溢流、卡鉆等復雜問題的應對能力。在鉆井接立柱、起下鉆過程中通過倒換正循環和側循環通道實現不中斷鉆井流體注入，維持井筒連續循環狀態，保持井底及環空壓力恒定，環空流體狀態穩定和返出液體連續平穩，極大提高了溢流、卡鉆等復雜問題的應對能力。

3.3 充氣鉆井EM-MWD測斜工藝

同液相鉆井相比，充氣鉆井大幅加劇了鉆具的振動，易造成測量工具損壞、測量數據失真甚至無法監測到數據。因此從徑向、軸向和測量探管三個方面對充氣鉆井用EM-MWD系統進行了減振設計。

3.3.1 軸向減振壓簧

壓簧配套懸掛器設計有二種尺寸。因懸掛短節內部空間有限，壓簧采用矩形彈簧設計，以提高其剛度。?165.1 mm壓簧裝入后預壓縮15 mm，壓緊力420 kg，有效行程±10 mm，壓并力700 kg；?120.7 mm壓簧裝入后預壓縮15 mm，壓緊力360 kg，有效行程±10 mm，壓并力600 kg。

3.3.2 徑向減振扶正器

扶正器在儀器串中起到徑向扶正減振、各儀器間的機械結構連接、電氣連接等多重功能，兩端均為4頭美制公螺紋，內置公、母滑環各一個，可實現三路電氣連接。中間安裝三片銅基橡膠扶正翅，直徑與殼體相同，不減小流道面積。易沖刷的部分用橡膠保護，并可方便更換。

3.3.3 高抗振測量探管

測量探管內部裝有三個加速度傳感器、三個地磁傳感器、一個溫度傳感器、三個振動傳感器，用于角度和振動的測量。為了應對氣體鉆井工況探管增加了振動板，上面包括三軸振動傳感器、振動采集處理電路。電源板改為與之相配的MWD電源板。探管測量數據以FSK制式對外發送，幅度±3V，有效距離5 000 m，測量探管的電氣原理框圖如圖5。

圖5 EM-MWD高抗振測量探管原理圖

4 現場應用情況與效果分析

4.1 應用井基本情況

N216H14- 5井是長寧區塊N216H14平臺的一口開發井，?311.2 mm井眼段設計井深為510～1 568 m，層位從飛仙關四段至韓家店組頂部。該平臺前期已完成了N216H14- 3井、N216H14- 4井兩口井的?311.2 mm井眼鉆井作業。從兩口井?311.2 mm井眼鉆井作業情況來看，飛仙關組采用密度1.05～1.22 g/cm3鉆井液可以正常鉆進；長興-龍潭組考慮防止煤層垮塌，鉆井液密度提升至1.30～1.38 g/cm3后井下正常；而茅口組—韓家店頂部在2口井中均有不同程度的井漏顯示，其中3井采用密度1.32 g/cm3的鉆井液在茅口組段鉆遇4次井漏，處理時間長達162 h，4井在降低密度至1.2～1.25 g/cm3后，井漏程度有所緩解。根據2口井實鉆顯示情況，即井漏嚴重、井壁穩定且地層無強油氣顯示，N216H14- 5井在?311.2 mm井眼開展充氣鉆井現場應用具備井控條件和必要性。

4.2 漏層壓力與充氣鉆井注入參數設計

從已完成了的兩口井N216H14- 3、N216H14- 4實施情況來看，井漏集中在茅口組-棲霞組(井段1 100～1 500 m)，對2口已鉆井實測漏層壓力系數擬合得到的N216H14- 5井的漏層壓力曲線如圖6所示。

圖6 N216H14- 5井預測漏層壓力曲線

通過Signa氣體鉆井鉆井參數設計軟件，分別以預測漏層壓力曲線上限0.85和下限1.10為目標循環當量密度進行模擬計算(圖7)，得到了N216H14- 5井推薦注入參數,如表3所示。

圖7 N216H14- 5井充氣鉆井模擬計算

表3 N216H14- 5井推薦注入參數表

4.3 充氮氣鉆井現場試驗情況及效果

4.3.1 井漏程度得到遏制

N216H14- 5井?311.2 mm井眼充氮氣鉆井井段1 451～1 742.27 m，進尺291.27 m，同N216H14- 3井相比，盡管整體漏失量未減少，但在平臺漏層壓力系數最低(0.62)的地質條件下，本井實施充氮氣鉆井后漏失速度從24～30 m3/h降低至5～10 m3/h(平均7.9 m3/h)，同比降低67%，復雜損失時效降低65%，達到了預期的治漏效果(圖8)。

圖8 N216H14- 5井?311.2 mm井眼治漏效果對比圖

4.3.2 提升了充氣鉆井的時效

連續循環和EM-MWD的應用大幅減少了接立柱和測斜時間，提升了充氣鉆井時效。連續循環鉆井技術實現了接立柱、起下鉆連續循環，持續清潔井底，避免因循環中斷引發的井下復雜和事故，同時避免了充氣鉆井接立柱壓力波動，減少了接立柱恢復鉆進的時間(圖8)，EM-MWD的應用實現了對井眼軌跡的實時監測，確保了井身質量，分別按照單次接立柱節約0.5 h(共計11柱)和單次短起下節約3 h(共計3次)計算，本井分別節約接立柱和測斜時間5.5 h和9 h，充氣鉆井的時效得到了提升。

4.3.3 初步形成防漏治漏鉆井模式

通過本井的試驗初步形成了上段快速鉆井+中段防塌+下段井漏治理的防漏治漏鉆井模式,即：飛仙關組采用密度1.2 g/cm3鉆井液進行快速鉆進，龍潭組防煤層垮塌提高密度至1.3 g/cm3進行鉆井液鉆進，進茅口組以后逐漸降密度至1.06 g/cm3鉆遇井漏后轉為充氣鉆進，以確保充氣鉆井能達到茅一b～棲一a段0.62～0.83壓力系數的治漏要求。

5 結論與建議

(1)長寧區塊?311.2 mm井眼茅口組-棲霞組井壁穩定，不含硫化氫，具備實施充氣鉆井的實施條件，下步可在層段繼續推廣充氣鉆井治漏試驗，進一步驗證該區塊的上段快速鉆井+中段防塌+下段井漏治理的防漏治漏鉆井模式。

(2)EM-MWD和連續循環技術的應用可以大幅提高充氣鉆井時效，減少井下漏失，減少沉砂卡鉆帶來的風險，同時實時監測的井眼軌跡可以實現對鉆井參數和鉆具組合的及時調整，確保井身質量符合設計要求，建議該兩項技術作為標準配套技術來進一步提升充氣鉆井的防漏治漏效果。

(3)長寧區塊茅口組-棲霞組漏層壓力系數還需要進一步試驗驗證，進一步優化充氣鉆井參數和環空鉆井流體循環當量密度，確保更好的治漏效果，提高鉆井作業時效。