欠平衡钻井技术在松辽盆地腰深1井中的应用_工程实践

摘要

摘要：腰深1井是部署在松辽盆地长岭断陷达尔罕断凸带腰西构造高点上的一口直探井。该井储集层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征，常规钻井容易引起储层伤害，造成气层产能下降，甚

摘要：腰深1井是部署在松辽盆地长岭断陷达尔罕断凸带腰西构造高点上的一口直探井。该井储集层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征，常规钻井容易引起储层伤害，造成气层产能下降，甚至不能发现气层。为此，在区域地质构造与岩性特征分析的基础上，论证了对该井实施欠平衡钻井的必要性和可行性，结合腰深1井的地质特征与井身结构参数，对欠平衡钻井实现方式、欠平衡压差、钻井液体系与性能以及欠平衡钻井参数等进行了设计。施工结果表明：欠平衡钻井技术保护了储集层，提高了钻井速度，延长了钻头寿命，钻进过程中发现了3套主力气层，达到了预期目标。该井欠平衡钻井技术的成功应用，验证和完善了欠平衡钻井设计和施工理论与方法，有助于欠平衡钻井技术的进一步应用和推广。

关键词：松辽盆地；腰深1井；欠平衡钻井；可行性；充气钻井；欠平衡钻井设计；压差控制；钻井液体系

腰深1井是中石化部署在松辽盆地长岭断陷达尔罕断凸带腰西构造高点的一口直探井。该地区储集层埋深大、地层温度高，成岩作用强，物性较差且非均质性强，具有典型的低孔、低渗特征。在腰英台地区采用常规钻井技术，钻井液容易进入地层，造成地层伤害，引起气层产能下降，甚至不能发现气层^[1]。欠平衡钻井过程中钻井液液柱压力小于地层压力，允许地层流体进入井眼，从而减轻或避免地层伤害，已成为经济、有效地开发低渗透油气藏的重要手段^[2～6]。因此，欠平衡钻井技术可用于解决腰深1井钻井过程中出现的储层伤害问题。为此，笔者对腰深1井欠平衡钻井的可行性进行了论证，并对欠平衡钻井压差、欠平衡钻井液密度以及性能、欠平衡钻进参数以及欠平衡压差控制方法进行了设计，对腰深1井欠平衡钻井施工过程以及施工效果进行了总结分析。

1 地层特征及欠平衡钻井可行性

1.1 地层特征

腰深1井所处的腰英台深层构造是在基底隆起背景上发育的背斜构造，和南部的达尔罕构造位于一个构造带内，位于长发屯断陷槽边部，达尔罕断凸带的最前缘。储集体岩性多以砂砾岩、含砂中-粗砂岩、细中砂岩为主，含部分火成岩，发育火山岩气藏。其地层主要有以下特点：①孔隙度低，目的层为营城组火山岩，以流纹岩为主，含少部分熔结凝灰岩。邻井测井资料和岩心分析结果表明，储集层孔隙主要为孤立气孔或溶蚀气孔，有效性较好，部分发育裂缝且主要发育低孔隙度层段，岩心物性分析结果表明，孔隙度介于4.7%～8.6%，平均为7.47%，属于低孔隙度储层；②渗透率低，测井解释结果与取心分析统计表明，储集层渗透率介于0.92～0.13mD，平均渗透率为0.10mD，属于特低渗透率储层；③局部存在异常低压，井深超过3568m的地层可能存在异常低地层压力，依据地质设计3568m以深地层压力系数为1.10，但不排除低地层压力的可能。

1.2 欠平衡钻井的必要性和可行性

根据地震资料和邻井地层压力分析，腰深1井地层压力预测结果如表1所示。可以得出以下认识：

1) 必要性：腰深1井目的层营城组属于典型的低孔、低渗气藏，利用常规钻井方式容易引起储层伤害，不能够及时发现油气层。不论是出于保护油气层、较为准确地获取储层地质参数及相关的油、气、水资料，还是客观评价腰英台深层构造天然气资源及储量计算等多方面考虑，该井采用欠平衡钻井技术都非常必要。

2) 可行性：由表1和邻井资料可知，首先，腰深1井储层压力系数为1.10，属于正常压力系统，能够保证欠平衡钻井井控安全；其次，储层岩性主要为火成岩，稳定性好，井壁不易坍塌^[7～8]，可以满足欠平衡钻井的井壁安全需要。

2 欠平衡钻井设计

依据腰深1井的气井特点、井身结构以及地质要求，为保证安全、有效钻达目的层，设计了两种欠平衡实现方式：液相欠平衡和充气欠平衡，两种欠平衡方式选择的依据是：①如果实际地层压力系数为1.10，则可用该密度直接进行液相欠平衡钻井；②如果实际地层压力系数低，采用液相欠平衡技术达不到欠平衡条件，则采用充气钻井。

2.1 欠平衡压差设计

欠平衡压差就是地层孔隙压力与井眼压力之差，也叫欠平衡压力，也称为负压差^[3～5]，欠平衡压差设计的合理与否直接关系到欠平衡钻井技术的成败^[5～6]。地层压力系数是欠平衡压差设计的主要依据，根据表1中的地层压力系数，优先采用低黏土相钻井液体系进行液相欠平衡钻井，充气设备作为备用。

2.1.1液相欠平衡压差及钻井液密度设计

对于液相欠平衡钻井只要在循环钻进过程中达到欠平衡就能满足欠平衡钻井要求，欠平衡压差稍大于零就能满足需要。对于高气油比油井或气井，动欠平衡压差(指没有油气侵的情况下)可取为零，因为产出的气会使环空静液柱压力急剧减小，控制产气量可降低对井口压力的控制，同时可以防止地面处理设备过载，液相欠平衡钻井欠平衡压差一般取0.7～1.4MPa。根据腰深1井地质设计，地层压力系数按1.10设计，采用液相欠平衡钻井，欠平衡压差设计为1.10MPa，液相欠平衡压差设计结果见表2。

2.1.2充气欠平衡压差及钻井液密度设计

由于气液两相流的不稳定性，井底压力波动较大，国外资料显示，钻杆注气压力波动可达2.1～3.5MPa。因此充气钻井的欠平衡压差一般取1.7.0～3.5MPa。据表1的结果，地层压力系数按0.96设计采用充气欠平衡钻井，利用美国Maurer工程公司欠平衡多相流水力计算软件，欠平衡压差设计为1.7MPa，设计结果见表2。

2.2 欠平衡压差实时调控

2.2.1实际地层压力低于预计压力

如果地层压力低于预计压力，在地质预测为气层、而实际没有显示时，调整施工参数降低钻井液当量密度，每次降密度不得超过0.02g/cm³，每次降低后循环1～2周而没有显示，可继续降低，降低密度循环时要注意观察，确保井壁稳定，钻井液当量密度最终不得低于地层坍塌压力。

2.2.2实际地层压力高于预计压力

如果地层压力高于预计压力，钻进时发现溢流显示应立即关井求压，确定实际地层压力。鉴于欠平衡压力太高会造成全烃值过高，干扰新储层的气测显示，且增加井控风险，探井欠平衡压力设计不宜太高，以1MPa为宜。因此，如果欠平衡压力小于3MPa，通过增加回压继续实施欠平衡钻进；否则应按欠平衡压力1MPa调整钻井液密度后再进行欠平衡钻进。

2.2.3欠平衡钻井压差的控制

对于液相欠平衡通过井口回压控制压差，充气欠平衡通过改变气液比控制压差。依据不同情况其控制措施有：①按井底常压法，平稳操作节流阀控制井口回压，确保欠平衡压力满足设计要求，回压宜控制在3MPa之内；②通过现场分析，火焰明显增大，钻井液体积增量值有上升趋势，应适当增大回压值；③当回压超过7MPa时或井内出气严重，液气分离器压力超过其额定压力的50%时必须调整钻井参数，当井口回压降至安全压力时再继续钻进；④在欠平衡钻井井口有回压的情况下，须有专人负责巡回检查地层流体在地面流经路线是否存在泄漏现象，一经发现立即组织整改。

2.3 欠平衡钻井液性能设计

从腰深1井邻井DB2井和DB11井情况来看：①DB2井在钻进至嫩江组、姚家组地层时，出现垮塌掉块现象；②DB11井钻进至4002.07m时出现井内垮塌现象，经调整钻井液性能后返出大量岩屑，井下才恢复正常。从腰深1井地层岩性预测结果可知，欠平衡钻井井段存在泥岩层，易吸水膨胀而产生剥落掉块、垮塌。从邻井分析和腰深1井岩性预测均表明，在欠平衡井段应选用防塌性能好的钻井液体系，为此决定采用聚合醇抑制型防塌钻井液体系。

2.3.1钻井液体系配方

淡水+2%～4%膨润土+2%～4%聚合醇抑制剂+0.4%～0.6%KPAM+1%～2%SD201+1%～2%PAC+2%～3%SMP+1%～2%SR-1+其他辅助处理剂。

处理添加剂：加重剂、封堵防塌剂、油层保护剂、NaOH、纯碱、钻具防腐抗氧剂、超细碳酸钙等。

2.3.2钻井液体系性能设计及测定

腰深1井欠平衡井段岩性以流纹岩为主，中间夹泥岩、砂岩，为防止泥岩吸水膨胀，要求钻井液黏度保持在55s左右。针对腰深1井地层对钻井液性能特殊要求，结合欠平衡压差设计结果，选用聚合醇钻井液体系，对欠平衡钻井液性能进行了设计。根据行业操作标准，对腰深1井钻井液配方进行调整和性能测定。调整后的钻井液性能见表3。

2.4 腰深1井钻井参数设计

2.4.1钻头选型

欠平衡钻井井段3576～4200m，上部岩性主要为流纹岩、英安岩夹流纹质凝灰岩，顶部为砂、泥岩；中、下部为玄武岩、安山岩、辉绿岩、英安岩、玻屑、晶屑、流纹质、安山质凝灰岩，局部泥岩和细砂岩夹层；底部为灰色含粉砂质泥岩。地层硬度较大且含有泥岩、砂岩夹层，不易采用PDC钻头，

推荐使用牙轮钻头。从邻井来看，DB11井从3381.3m钻至井深4300m过程中共使用钻头15只，其中HA537钻头4只，HA637钻头10只，PDC钻头1只。其中在3885.70m下入PDC钻头，由于地层交错，造成PDC钻头落井，无进尺。根据腰深1井岩性和邻井钻头使用情况分析，推荐牙轮钻头，型号为HJ637G。

2.4.2参数确定

由腰深1井岩性分析可知，欠平衡井段岩性以中硬和硬地层为主，岩石的压入硬度较大、研磨性较高。因此需要较大钻压使切削齿压入地层，为避免切削齿较快磨损，钻进时不能过分增大转速，结合该井段钻头类型为牙轮钻头，故采用高钻压、低转速，钻压范围是160～180kN，转速50～70r/min。根据长深1井的实钻情况，腰深1井欠平衡井段3576～4200m，钻井液携岩要求的环空返速为1.20m/s。利用钻井水力计算公式，可以求得腰深1井泵压范围是15～18MPa，排量为25～28L/s。

腰深1井钻井参数设计结果如表4所示。

3 欠平衡钻井现场施工与调控

腰深1井于2006年6月12日23：00开始第三次开钻欠平衡钻进施工，液相欠平衡钻井液密度1.03～1.07g/cm³，施工井段为3569.20～3750.00m，进尺180.80m，纯钻进86.67h，平均机械钻速2.09m/h，使用Φ216mm牙轮钻头一只，目的层气体显示较好，历时7d欠平衡钻进井段长度183m。

3.1 施工过程与施工参数

实际第三次开钻欠平衡钻进中，采用液相欠平衡技术达到了欠平衡条件，充气设备一直待命未用。其施工过程可以分为两个阶段。

1) 井段3569.20～3680.O0m钻井液密度1.04～1.05g/cm³。6月13日6：22钻进至井深3585m立压开始下降，地层气开始进入井筒。钻进至井深3594.O0m自动点火，此后一直边喷边钻。燃烧火焰呈明亮橘黄色，火焰高度介于2～11m。由于气体流量较大，决定节流加压，控制地层气体进入量，实现安全钻井。9：27开始节流控制，套压稳定在2MPa左右，立压稳定在8～10MPa的范围内，气体流量维持在1000～1200m³/h，火炬持续燃烧；气体流量最高达1601m³/h，平均机械钻速近5m/h。钻进至井深3662m钻遇新的储层，大量气体侵入井筒，气体流量1200～1500m³/h。控制节流压力提高至3～5MPa，处理接单根油气后效最高套压14.28MPa，钻井液喷溅严重，燃烧管线气流携带有大量的钻井液，火焰高度3～8m，14日17：30决定提高钻井液密度至1.07g/cm³，以保证安全欠平衡钻进。

2)井段3680.O0～3750.O0m钻井液密度1.07g/cm³。6月14日21：45开始用1.27g/cm³重浆15m³，钻井液密度提高至1.07g/cm³。由于密度提高，钻井泵排量增大，循环摩阻增大，钻井液液柱压力增加，降低了井口回压，节流套压控制在1～3MPa的范围内，立压稳定在9～12MPa之间，气体流量900～1200m³/h，火焰高度3～8m。6月16日8：30钻进至井深3723.0m，由于钻速较慢，尝试开大节流阀，降低立压钻进，减小井底岩屑压持效应，提高机械钻速。6月17日0：O0顺利钻进至井深3750.O0m，充分循环后，采用1.30g/cm³的重泥浆全井压井起钻。

3.2 欠平衡钻井压差的实时调控

在腰深1井施工过程中进行了一次钻井液密度调整，腰深1井实际欠平衡压差如表5所示。

1) 本井自第三次开钻井深3570m开始节流钻进，套压控制在2～3MPa，钻进至井深3665.25m后，地层气体进入量增大，泥浆槽出口钻井液喷涌严重，节流套压增至3～5MPa。

2) 根据设计，节流回压控制在3MPa以内，因此决定自井深3680m将钻井液密度由1.04g/cm³调整至1.07g/cm³钻进，此后节流加压1～3MPa。鉴于欠平衡压差太高增加井控风险，气井欠压差设计不宜太高，以1MPa为宜。

3) 如果欠压差超过1MPa，通过增加回压继续进行欠平衡钻进；节流回压超过3MPa应调整钻井液当量密度后再进行欠平衡钻进。

4 欠平衡钻井施工效果

4.1 油气显示情况

通过随钻综合分析，腰深1井欠平衡段共钻遇3段主力气显示层，其具体情况如下：

1) 3585～3603m井段，厚度为18.O0m，岩性为凝灰岩。在井深3594m燃烧管线尾部火炬自动点火成功，火焰呈明亮橘红色，焰高2～8m，之后持续边喷边钻。

2) 3611～3621.50m井段，厚度为10.50m，岩性为凝灰岩。焰高2～8m，由于井口钻井液喷溅严重，人为控制井口套压在3MPa以下，才保持井口钻井液液面稳定，但接单根后效显示仍然很高，显示上窜至井口，钻井液有喷涌现象，排气管线气流量最大可达1601m³/h。

3) 3652.50～3680.50m井段，厚度为28m，岩性为流纹岩。焰高2～9m，1m以内有明显气流声。井口钻井液喷溅严重排气管线气流量最大可达2105m³/h，处理后套压最大达到13.5MPa。

上述3段主力气层累计厚度为56.50m，欠平衡钻井为储层实时评价提供了有力的技术支撑。2006年6月20日中途测试求产、放喷点火，获得高产工业性气流。

4.2 欠平衡施工效果评价

欠平衡钻井技术在腰深1井应用实践表明，欠平衡钻井为优质、快速、安全钻井提供了有力支持和保障，安全圆满地完成了钻探任务。欠平衡钻井的优势：

1) 减少油气层污染，提高油气产能。本井自井深3585m开始实施欠平衡钻进，由储层进入井筒的瞬时气体流量为414～2010m³/h，燃烧火焰高度2～11m，节流回压一般控制在0～5MPa。井底处于欠平衡状态，从而极大地减轻了钻进过程中钻井液侵入地层对储层的污染，保护了油气储层。

2) 提高了机械钻速，延长钻头寿命。欠平衡钻进过程中，钻井液循环压力低于地层压力，消除了正压差对岩屑的压持效应，避免了岩石的重复研磨，提高了机械钻速，延长了钻头寿命。欠平衡井段3569.2～3750.0m，进尺180.80m，纯钻进86.67h，平均机械钻速2.09m/h，使用万216mm牙轮钻头一只，钻时超过6m/h的段长就有31m。

3) 连续、实时的地层评价，及时发现油气层。由于井底处于欠平衡状态，地层油气持续进入井筒，钻遇新气层时，进入井筒的气量随之增加，从而为及时发现油气层、储层实时评价提供了有力的技术支撑。第三次开钻欠平衡段发现有3段主力气层，累计厚度达56.50m。

4) 欠平衡装置保障井口安全。腰深1井欠平衡钻井过程中，一直使用旋转控制头轴承总成密封井口进行钻进、接单根、循环、起下钻等作业。处理接单根气体时，旋转控制头承受套压高达14.28MPa，在设备方面为该井优质、快速、安全钻井提供了有力支撑和保障。

5 结论

1) 腰深1井低孔隙度、低渗透特性使得实施欠平衡钻井技术成为必要手段；储集层岩性主要为火成岩、地层稳定性好、不易坍塌为欠平衡提供了基础。

2) 结合现场经验，推荐液相欠平衡钻井欠平衡压差一般取0.7～1.4MPa；充气钻井欠平衡压差一般取1.70～3.5MPa。

3) 欠平衡钻井技术保护了储集层，提高了钻井速度，延长了钻头寿命，钻进过程中发现了3套主力气层，为连续、实时地层评价，及时发现气藏起到了很好的技术支撑。

4) 腰深1井欠平衡钻井技术的成功应用，验证了欠平衡钻井技术在低孔、低渗油气藏中的独特优势，从而为特殊岩性油气藏、致密气藏及其他难动用的边际油气藏合理实施欠平衡钻井提供了借鉴与参考。

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(本文作者：于铁军¹ 燕修良¹ 曹强¹ 臧艳彬² 杨俊锋¹ 1.中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院欠平衡所；2.中国石油大学(华东)石油工程学院)