南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践

朱 宽 亮

（冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004）

南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践

朱 宽 亮

（冀东油田公司钻采工艺研究院，河北唐山 063004）

南堡潜山油气成藏条件复杂、纵横向非均质性强，为有效地提高裂缝钻遇率和实现经济开发，研究应用了水平井欠平衡钻井技术。针对油层埋藏深、井温高、气油比高、安全密度窗口窄、易漏易涌、安全钻进风险大等难点，通过研究抗高温水包油钻井液体系、气油比对欠平衡工艺影响，监测随钻地层压力与评价储层，设计欠平衡与控压钻进参数，分析南堡潜山钻进过程动静温度变化规律及潜山裂缝钻遇时的各项异常特性规律，形成了一套适合于南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井配套技术。应用结果表明，该技术有效地实现了南堡深层高温潜山安全钻进和经济高效开发，对同类油气藏的钻井施工提供了借鉴。

深层潜山；高温；水平井；欠平衡；水包油钻井液

南堡1、2号构造潜山主力储层为奥陶系灰岩，属典型的裂缝型和裂缝—孔洞型双重介质油气藏。其储层裂缝为高角度裂缝，油气成藏条件复杂、储集性能评价难，且纵横向非均质性强，为有效地提高裂缝钻遇率、及时有效地发现和保护油气藏，提高潜山钻进的可控性、安全性和勘探开发效果，针对冀东南堡1、2构造潜山储层地质条件，研究应用了水平井欠平衡钻井技术，并取得了较好的效果，形成了适合于南堡高温潜山有效勘探开发钻井技术，对指导国内外同类储层勘探开发具有重要指导作用。

1 储层特性和钻井难点

通过实钻岩心、露头岩心及FMI成像资料观察分析，南堡1、2构造潜山储层以构造缝、溶蚀孔洞等次生孔隙为主，裂缝十分发育，断层附近裂缝更加发育，并发育着多期构造缝。早期裂缝被方解石和泥质充填，晚期裂缝开启，并切割早期构造裂缝，裂缝宽度从几微米到几十微米不等，裂缝倾角为50～90°，钻进过程中钻速有时明显加快，钻井液发生漏失，甚至出现钻具放空现象。测井解释计算，在地下围压条件下裂缝宽度为 5.57～51.34 μm，岩心分析、铸体薄片及扫描电镜分析，地面裂缝宽度为0.3～7 mm，有的宽度达到了厘米级，溶蚀孔洞尺寸部分达2 cm。测井解释地层孔隙度为0.08%～8.9%，平均为2.26%；渗透率为0.1～5.11 mD，平均为0.6 mD。室内岩心测试基质有效孔隙度平均为1.22%，水平渗透率为11.2 mD，属于发育较好的裂缝孔隙型油气藏。钻井施工的主要难点：

（1）埋藏深、井温高。主力储层埋藏深度为3 800～4 500 m，储层中部温度 160～185 ℃，给钻井液、井眼轨迹监测与控制等工艺提出严重挑战；

（2）裂缝发育、气油比高、漏失严重。平均气油比为1 309～3 675 m3/t，安全钻进风险大，尤其是水平井，钻遇裂缝更多，风险进一步增大；

（3）正常压力系统、安全钻进密度窗口窄。储层压力系数为0.99～1.04、漏失压力系数为1.01～1.06，欠平衡钻井工艺要求高。

2 欠平衡钻井技术

南堡潜山主力储层为奥陶系灰岩和白云岩，岩石强度普遍较高，井壁稳定性较好，为欠平衡施工创造了有利条件。但因油藏压力系数在1.00左右，同时为了避免和减少漏失，欠平衡钻进时井底循环当量压力应小于地层压力和漏失压力，因此，其循环介质的密度应小于1.00 g/cm3，适应的欠平衡方式有气体、雾化、泡沫、充气或水包油等钻井工艺［1］。为了有利于井眼轨迹监测信号的传输与控制工艺的需要，综合井深、施工难度与风险等因素，选择应用了水包油欠平衡钻井工艺及控压钻井技术［2］。

2.1 抗高温水包油钻井液体系

水包油钻井液作为一种低密度流体，既保持水基钻井液的特点，又具备油基钻井液的特点，对低孔低渗、缝洞发育、易井漏和地层压力系数低的储层具有较好的油气层保护和欠平衡钻井实施效果［3］。南堡高温潜山水包油钻井液主要以白油作为油相，优选了具有较好的抗高温效果的HWER、HWFR、HWF、HWFL主副乳化剂、增黏剂及降滤失剂等材料，研究形成相应的体系，在190 ℃条件对其老化24 h、48 h、72 h后的性能进行测试，显示其具有较好流变性和较小的滤失量变化（见表1），表明选定的水包油钻井液体系具有良好的抗高温稳定性能。其体系配方：（水:白油 =6～7:4～3）+0.3%NaOH+1.5%～2%主乳化剂+0.5%～1.5%辅乳化剂+0.5%～0.6%增黏剂+1%～2%降滤失剂。

表1 抗温水包油体系抗温性能评价

其抑制性评价，泥页岩回收率达90.5%、膨胀性仅为7.8%（表2）；润滑性实验，其E-P极压润滑系数为0.105，滤饼黏滞系数为0.087 5；岩心渗透率恢复值测试，一次渗透率恢复均大于90%（表3），表明该体系具有较强抑制性、较好的润滑性和储层保护效果。同时该抗高温水包油钻井液具有较低的界面张力（表4），可有效降低储层水锁伤害，进一步保护储层。

表2 水包油钻井液体系的抑制性评价

实验条件：滚动回收率190 ℃、16 h；膨胀率常温、16 h。

表3 水包油钻井液体系储层保护实验评价

表4 水包油钻井液体系界面张力实验评价

2.2 高气油比储层欠平衡钻井压力控制方案

南堡深层潜山主要为凝析油气藏，气油比高，如果井口不及时有效采取措施，发生溢流后，会引起大量气体在环空内快速滑脱上升，增大井控风险；同时潜山裂缝发育，已完钻部分井显示，钻井液当量密度低于 1.01～1.04 g/cm3就涌，高于 1.01～1.06 g/cm3就漏，安全钻进密度窗口窄，钻进过程中易发生钻井液漏失、先漏后涌或边漏边涌等复杂情况，欠平衡钻井工艺要求高［4-5］。

2.2.1 气油比对欠平衡工艺的影响 在产油量一定的前提下，低气油比，井口套压不会出现过大的增长，欠平衡井控风险较小；相反，高气油比，由于气体滑脱膨胀，会出现套压的急剧上升，井控风险将会陡然增加。因此，欠压值的设计和欠平衡实施的措施制定相当重要［6］。以南堡深层潜山已完钻的一定向井为例，在不考虑该井实际的地层渗透率条件下，假设欠压值1 MPa时地层出油能力为5 m3/h，相应地欠压值2 MPa下的地层出油能力为10 m3/h。在此基础上，考虑不同气油比条件下计算所产生的井口套压如图1所示。从图中可以看出，随着气油比的增加，同样的欠压值及地层出油条件下，井口套压会相应增加。欠压值1 MPa下，气油比为20时，井口套压仅为0.68 MPa，井控风险不大；气油比为1 000:1时，井口套压则急增至6.54 MPa，将面临很大的井控风险。当欠压值调至2 MPa，气油比1 000:1时，套压则已达10.74 MPa，高气油比下的井控风险骤然增加，凸显了高气油比条件下，合理欠压值的重要性。因此，欠压值设计必须合理，高气油比条件下，尤其水平井，钻遇裂缝多、产量高，欠平衡施工必须坚持微欠原则［2］，使地层出气和井筒压力可控，并选择能及时、灵活、快速调节环空循环当量密度的欠平衡实施方式和措施进行施工。

图1 气油比对井口套压的影响

2.2.2 随钻地层压力监测与储层评价技术 地层压力是欠平衡钻井过程中所需的关键参数，准确测量地层压力是进行随钻欠压值计算和储层评价的前提，尤其是窄安全钻井液密度窗口、高气油比或气井显得尤为重要。目前国内外现有的井底随钻压力监测仪器抗高温指标只能达到150 ℃，难以适应南堡深层高温潜山随钻压力监测需要，为此研究应用了地面随钻地层压力监测评价技术对地层压力进行随钻监测分析。该技术主要是通过对钻井过程中地面管汇进出口流体的流量、压力、组分及钻井液性能等信息进行监测，结合多相流理论［6-7］、油藏渗流理论、随钻地层压力测试工艺等计算方法和解释技术，实时分析井底压力状态和对钻遇储层进行实时评价，获知所钻井的产量、产层渗透率、井筒压力剖面和地层压力，从而及时识别新产层、判断产层位置、监测欠平衡钻进状态和实现对地层压力随钻测试［8］。钻开新层时，因不同的欠平衡压差下经过井筒流向井口的地层流体产量会不同，通过调节井口回压或钻井液密度的方式来改变井筒液柱压力剖面和井底压差，实时测量不同欠压值条件下钻井液循环稳定时的地层流体产量，然后利用井筒液柱压力解释求出测试点的井底流动压力，在“井底流压—地层流体产量”图上绘制相应的数据点，连续测试获取3个数据后，对井底流压、地层流体产量数据进行拟合，当拟合相关系数较高时，流体产量为零时所对应的井底流压就是测试点的地层压力值。南堡P2002井钻至井深5 087 m时现场测试获得的“井底流压—产气量”关系曲线，测试点回归的地层压力系数为1.034，与实钻测试解释结果为1.03基本吻合。为进一步提高地层压力测试的精度，在条件允许的情况下，可变换工况，求取多组数据进行拟合分析。通过南堡深层高温潜山现场多口实施井的随钻监测评价，其预测分析精度均小于5%（表5），表明该项随钻地层压力分析技术为深层高温潜山欠平衡施工确定合理欠压值探索出了一条有效的途径。

表5 随钻地层压力测试结果

由于欠平衡钻井过程中各项工况参数、井筒压力条件及地层产量是随着井深和时间的变化而变化，尽管通过地面流体随钻监测可直接获得地层流体实时产量数据，但不能直接用于单井随钻产量评价，通过上述求取的地层压力，利用油藏渗流模型计算出所钻储层单元的渗透率，然后求出给定欠压值条件下各储层单元的产量，绘制“产量—井深”曲线，利用其曲线可实现对储层随钻产量和特性进行评价解释。因不同储集介质类型的储层，其随钻监测参数解释的“产量—井深”关系曲线特征是不同的。对于均质孔隙性储层，在给定欠平衡条件下，其“产量—井深关系”曲线几乎呈直线关系，而非均质储层，在给定的欠平衡条件下高渗井段、低渗井段和非渗透夹层对产出流体的贡献是不同的，其随钻产量并不随井深增加而稳定上升，而是呈现跳跃式变化，由此可以判断储层介质特性和物性差异。图2为南堡P2006井的储层介质特性解释结果，表现为明显的裂缝储层特征。由此，可有效地判断了南堡深层潜山水平段钻遇裂缝情况及轨迹控制质量。

图2 南堡P2006井的储层介质特性解释结果

2.2.3 欠平衡及控压钻井参数设计 欠压值大小直接影响地层流体进入井筒的数量，欠压值过小，则可能失去欠平衡钻井的目的和意义；欠压值过大，易造成产层的速敏和井口设备载荷过大甚至失控，导致重大钻井事故。同时深井小井眼井环空压耗高，易给井底增加较大的回压，尤其窄密度窗口井，对此较敏感。南堡潜山欠平衡时欠压值的设计主要结合储层埋藏深度、产状、物性和油气性质等参数来确定，从钻井液密度、排量等可控参数入手，使地层流体有控制地进入环空。施工时在井口施加一定的回压来控制环空中储层产生的气体大量滑脱上移，保持环空流态的稳定，防止井口出现环雾流和压力过高现象的发生，以满足井控安全和携岩的需要［9］。南堡潜山主要采用微欠方式作业，下限值采取留有一定余量设计，以减少地层逆向自吸作用，防止下钻和开泵时的压力激动造成井底瞬时的过平衡，井底欠压值一般控制在0.5～1.0 MPa，最大不超过3.5 MPa，井口回压一般控制在5 MPa以内（见表6）。针对先期施工井井漏较严重的情况和储层压力敏感问题，及时采用了控压钻井工艺，精细控制井底压力，减小不同工况下的井底压力波动，避免和减少井漏和溢流复杂的发生［10］。首先是将水包油钻井液密度调到最低，即0.92～0.93 g/cm3，为控压钻进提供有利的操作窗口，使井底钻井液循环当量密度小于漏失压力，或将漏速控制在可接受范围之内，即可建立井口循环、地面钻井液配制速度能适应井漏需要，漏速一般应控制在5 m3/h以内；其次是通过微流量监测，及时发现和控制溢漏，保持井底平稳，将井底压力控制在合适的范围之内［11］；同时采用存储式井底压力计求取井底压力数据（见图3），结合水力学计算软件不断修正井筒压力剖面，进一步提高控压钻井精度。

表6 南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井部分井设计参数及效果

图3 南堡P2009井井底随钻井温及压力测量曲线

3 高温条件下井眼轨迹控制技术

南堡潜山裂缝发育及油气富集区主要分布在潜山面以下0～70 m范围内，为克服深层潜山深度预测误差，其水平井井眼轨迹设计与控制，选择以80°左右的井斜角稳斜探潜山面，下Ø177.8 mm尾管中完，然后用Ø152.4 mm井眼进行目的层施工。为确保水平段沿储层钻进，先以80°左右井斜角稳斜找储层，然后迅速将轨迹调至设计线顺层钻进。在井眼轨迹控制方面，首先根据南堡油田揭开潜山中完测井温度、潜山钻进时井下随钻温度压力测量及试油温度测量数据，其主力储层温度为160～185 ℃，钻进时钻井液循环的动态温度比静止温度低40～50 ℃；依据南堡潜山的静态和动态温度变化规律，利用初入潜山井温偏低和钻井液循环可降低温度等特点，优选确定了以177 ℃等壁厚螺杆和175 ℃高温MWD为主的井眼轨迹控制方法；同时利用MWD进行随钻温度监测，如循环温度升高较高或出现严重漏失时，水平井段使用常规钻具组合进行稳斜钻进。其次是利用钻遇裂缝时钻时加快、放空、循环温度快速上升、钻井液出口流量增加、钻井液密度降低、井漏和气测录井异常等特性，综合判断裂缝钻遇与发育情况，及时调整轨迹，确保了井眼轨迹沿最有利的方向钻进。

4 实施效果

南堡2号构造深层奥陶系潜山累计实施水平井水包油欠平衡钻井10口，其中P2001大位移水平井水包油欠平衡钻井，投产初期产量，产油305.9 m3/d、天然气产量约10×104m3/d； P2013水包油欠平衡钻井水平位移达3 440 m，实现了南堡潜山海油陆采高效开发（表7）。

表7 南堡深层潜山水包油欠平衡钻井部分井效果

5 结论

（1）水平井技术可有效地提高非均质性潜山油气藏裂缝钻遇问题，其欠平衡钻井是解决潜山裂缝漏失储层安全施工的最有效钻井方式，也是南堡深层高温潜山实现经济有效开发最有利的技术。

（2）利用井口各项工艺参数的监测，结合多相流理论、油藏渗流理论、地层测试工艺等技术，可有效地实现对储层压力进行随钻监测分析，为高温潜山欠平衡钻井可控性与安全性提供技术支持探索了有效途径。

（3）控压钻井是解决压力敏感性储层窄密度窗口安全钻进最有效的方式。

（4）利用潜山钻进时温度及储层特性的变化规律，在一定程度上可有效地实现对高温潜山井眼轨迹的监测与控制。

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（修改稿收到日期 2013-05-10）

Research and practice of underbalanced horizontal well drilling technology in deep buried-hill reservoirs in Nanpu Oilf i eld

ZHU Kuanliang
（Institute of Drilling and Production Technology,Jidong Oilf i eld,Tangshan063004,China）

The reservoir forming condition of buried-hill is complex in Nanpu Oilf i eld, and the vertical and horizontal heterogeneity is very strong. In order to effectively raise fracture penetration rate and achieve economic development, underbalanced drilling technology for horizontal wells was researched and applied. For the following drilling risk situations, such as: deeply buried, high temperature,high gas-oil ratio, narrow density window, prone to lost circulation and well kick, etc, a series of studies are conducted，such as optimizing a temperature resistant oil-in-water drilling fl uid system, analyzing the gas-oil ratio and the application of real-time pressure monitoring and reservoir evaluation technology, designing the underbalanced and managed pressure drilling parameters, monitoring dynamic and static temperature variation and the abnormal characteristics when drilling buried-hill fracture, a set of underbalanced drilling technology was developed for horizontal wells in deep buried-hill reservoirs with high temperature in Nanpu oilf i eld. The results of application show that the technology is able to ensure safe drilling and economic development for buried-hill reservoirs in Nanpu Oilf i eld, and also to give references for drilling the same type of reservoirs.

deep buried-hill; high temperature; horizontal well; underbalanced drilling; oil-in-water drilling fl uid

朱宽亮.南堡深层潜山水平井欠平衡钻井技术研究与实践［J］. 石油钻采工艺，2013，35（4）：17-21.

TE243

B

1000 – 7393（ 2013 ） 04 – 0017 – 05

国家科技重大专项项目“渤海湾盆地黄骅凹陷滩海开发示范工程”（编号：2011ZX05050）资助。

朱宽亮，1967年生。1989年毕业于大庆石油学院钻井工程专业，现从事钻井工艺技术研究与管理工作，博士，高级工程师。电话：0315-8768077。E-mail：zkl@petrochina.com.cn。

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薛改珍〕