D油田氣庫區鉆完井井控技術研究與應用

張 強

（大慶鉆探工程公司鉆井二公司，黑龍江大慶163413）

為解決油田季節性用氣不均衡的矛盾，D油田L區塊建有冬采夏注的地下儲氣庫。該區塊D油田長垣最北端的一個三級構造,頂部有氣頂，是D油田長垣中唯一具有氣頂的油田，且油層滲透性高，鉆完井施工中井控風險較大，因此，開展氣庫區鉆完井井控技術研究，對在該區塊鉆完井的施工具有重要指導意義。

1 L區塊氣庫區鉆完井施工難點

（1）淺氣、氣頂氣發育并建有地下儲氣庫。根據構造情況及實鉆資料，在N 二段頂部構造海拔-550m(相當于井深680m)范圍內發育淺氣層；在構造海拔-730m(相當井深900m)油層組都有氣頂，氣頂氣從S 零組頂延伸到S 二組中部；鉆完井施工中極易發生井控復雜事故。

（2）N二段泥巖充分發育，鉆進過程中地層造漿性強，極易導致鉆具泥包，誘發抽吸井控事故。

（3）受地層影響，油層承壓能力薄弱，鉆完井過程易井漏，尤其在全封固井過程中更易發生井漏，井漏后易造成油氣水侵，引發井控復雜事故。

（4）氣庫區鉆井工程設計要求采用垂直圓柱靶鉆井工藝進行鉆井，靶心半徑不大于25m,固井優質率不小于70%，鉆井施工難度大，部分井由于目的層位移較大，而靶區半徑相對較小，要求井眼實鉆軌跡必須與設計軌跡高度吻合，軌跡調整頻率高，造成軌跡狗腿度較大，起下鉆井控風險增大。

（5）套損嚴重，設計鉆井區塊內共有套損井187口，固井后易發生管外噴冒，增大井控風險。

（6）多重原因造成井控風險劇增，鉆井時效受到嚴重制約，鉆井成本增加。

2 氣庫區井控技術研究

為了有效控制氣庫區井控風險，提高鉆完井施工時效，通過氣層壓力預測及識別、鉆完井防噴工藝技術、氣層全封井固井技術等方面的研究，降低了氣庫區鉆完井施工井控風險，達到了安全高效施工的目的。

2.1 精細氣層壓力預測

準確預測氣層、儲層的壓力，并根據預測結果準確確定鉆完井施工中鉆井液的密度，可以有效保證鉆完井施工井控安全，預防井下復雜的發生。

氣庫內氣層處于相對密封的環境，氣層壓力與氣井的生產狀態密切相關。為了確保氣庫密封，氣層的壓力略低于氣庫外部的地層壓力，在正常生產條件下，控制氣層壓力波動范圍在1MPa以內。鉆井期間，注氣井停住7d后的穩定井口壓力可以作為推算氣層壓力的主要依據。在氣井內無液柱的情況下，井口壓力直接反映氣層壓力，如果氣井內有液柱，則氣層壓力為液柱壓力加井口壓力，根據氣層壓力預測結果確定鉆井液密度設計方法，保證鉆井安全。根據氣體特點，待鉆井氣層壓力系數可以用公式進行計算：

式中：P——氣層壓力，MPa；

ρ——氣層壓力系數；

H——氣層埋深，m。

L6-PS1508井2017年1月薩一組氣層的預測壓力系數：

D油田氣庫區儲氣層識別方法研究。調整井測井系列中用來判斷氣層的測井曲線主要有兩條：聲速曲線（AC）、密度曲線(DEN)。氣層和非氣層在聲速曲線和密度曲線有很好的響應。在常溫常壓下，氣層的聲波時差比油和水層的聲波時差大得多，但氣體受溫度和壓力的影響較大，高溫高壓條件下，其聲波時差曲線會明顯見小。一般來說，氣層的聲波時差值大于同等條件下油水層的聲波時差值。另外，在含氣層段上，聲波時差曲線常常會產生周波跳躍，利用這一特性來分辨氣層的存在。在現場應用中，可以配合密度曲線綜合判定含氣層。

2.2 氣庫區鉆完井防噴工藝技術研究

2.2.1 完井固井配套裝置滑脫、循環式套管懸掛器的改進研究

L油田是大慶長垣中唯一具有氣頂的油田，并且同時伴有淺氣，在該地區建有地下儲氣庫。為完井采用全封固井配備的簡易套管頭側向閘門總成在使用過程中發現閥門安裝拆卸困難，開關操作不方便且有較高危險性，長慶油田8.11井噴失控事故便是由此造成；高壓膠管使用和固定均存在安全隱患。芯軸式懸掛器在發生卡套管時，托盤無法坐掛到位，環空封堵作用失效，井口處于失控狀態。井口改造時，套管環空經常出現返水、返氣、返油等情況，不但影響工作進度、增加維修成本，而且存在失火、傷人等安全風險。為此，將正在研制的滑脫、循環式套管懸掛器進行有針對性的改進以適用于L氣庫區的完井固井。安裝固井高壓閥門如圖1所示。

圖1 安裝固井高壓閥門

滑脫、循環式套管懸掛器是在芯軸式套管懸掛器基礎上重新設計了壓蓋、懸掛基座、壓蓋導流孔、懸掛基座導流孔、掛鉤、掛鉤滑軌、壓蓋限位環、內密封、外密封、導流孔密封堵頭、壓蓋旋轉限位等部件。

懸掛托盤上設計了可關閉的循環孔，施工過程中，套管環空處于敞開狀態，滿足循環鉆井液及固井需求。因在懸掛托盤設計導流孔，活動套管也不會出現因懸掛托盤封閉環空造成的環空憋壓問題。同時相對安裝固井高壓閥門增大20%過流面積，大幅減少了環空憋壓的程度，降低了憋壓造成井漏的風險。施工結束后，在井口下入專用循環孔關閉裝置，即可完成井口環空密封操作。使用滑脫、循環式套管懸掛器后，套管環空流體均通過防噴器返出，全部施工過程中全井均處于防噴器控制范圍內，處理溢流等復雜情況更加簡便、迅速、安全。不但節省了高壓閥門、高壓軟管的材料費用，還降低了工人勞動強度，避免了外部循環的諸多安全隱患。

滑脫、循環式套管懸掛器在處理固井期間卡套管問題上，更加簡便快捷。只需在固井施工結束后，使用專用循環孔關閉裝置，完成井口環空密封操作后，釋放懸掛托盤并將其推入套管頭坐封位置，旋入懸掛托盤固定頂絲即可完成環空密封。避免了以往在環空封堵作用失效時，拆除防噴器進行井口維修的高風險作業。節省了井口維修的人力、物力等費用。

滑脫、循環式套管懸掛器應用在L 油田氣庫區可避免固井完井期間80%的井控風險，節約了工具、材料等費用，降低了復雜情況的處理難度，提高了鉆井隊的運行效率，具有很高的安全效益、經濟效益和社會效益。

2.2.2 投入式欠壓止回閥的應用

L地區井控風險主要為淺氣層和氣頂氣井噴，而井噴主要發生在起鉆過程中，起鉆時若發生井噴，內控又是重中之重。

自主研發的投入式欠壓式止回閥采用分體式設計，閥芯總成在起鉆前投入，在起鉆無溢流時，欠壓止回閥不關閉鉆柱水眼內鉆井液自動流出。當有溢流時，閥芯總成受到上推力作用上行，閥體與閥座接觸并密封。井內壓力被封堵在閥芯總成下部，便于井口安全作業。壓井作業或循環時，由于投入式欠壓止回閥流動阻力小且過流面積大，對泵壓沒有明顯提升。

投入式欠壓式止回閥只在井內有壓力的情況下工作，閥芯總成不受泥漿長時間沖蝕，使用壽命長，折算成單井成本僅有300元，且拆卸方便，結構簡單，基本不增加鉆井勞動量。現場使用已使用40口井，就位接頭平均使用391h，表現完好。

2.3 氣層全封井固井技術方案

2.3.1 全封井固井井漏預防技術方案

高強低密度水泥漿體系的應用。由于氣庫區淺氣、氣頂氣存在，固井要求全井封固，封固段長，固井易發生易漏，為了防止固井施工及后續作業中發生井漏、油氣水侵、管外冒事故發生，滿足勘探對封固質量的要求，油層以上100m 至井口設計使用1.60g/cm3低密度低溫防竄水泥漿，油頂以上100m至井底采油G級原漿進行長封固井。1.60g/cm3低密度水泥，是利用外摻料本身密度較低的特性和部分減輕材料具有膠凝作用，實現水泥漿的低密度。低密度水泥的外摻料的優選中，主要采用緊密堆積理論、顆粒級配技術及混凝土材料復合技術等優化水泥漿性能。通過顆粒級配、外摻料的優選，水泥熟料組份以及水泥生產工藝技術參數的調整，確定了1.60g/cm3低密度水泥的主要由粗微硅（粉煤灰）、細微硅等組成，高強低密度水泥漿體系方案：G+10%微珠+8%微硅+7%ZJ102，水泥漿密度為1.60g/cm3，水固比 0.60，流動度 230mm,抗壓強度24h38℃條件下為8.3MPa，稠化時間可控制，API 失水控制在100mL 以內。它與密度為1.90g/cm3水泥漿相比，每1000m 封固段可減少液柱壓力3MPa，對于氣庫區非油層應用低密度水泥漿體系，極大地降低了管外液柱壓力，避免了氣庫區固井井漏事故的發生；同時高強低密度水泥漿與G 級原漿具有不同的稠化時間，高強低密度水泥漿稠化時間長，使得泥漿液柱壓力能夠有效傳遞至下部油層井段，有效降低氣竄、管外冒等事故發生的概率。該水泥漿體系在喇嘛甸氣庫區共應用224 口井，無固井井漏情況發生，現場應用取得了良好效果

2.3.2 全封井預防氣竄固井完井技術方案

（1）在氣庫區應用了DLA 低溫早強水泥漿體系，共計應用了224 口井。主要是用于表層固井防淺層氣竄，這些井均未發生固后管外冒，取得了良好的應用效果。

DLA低溫早強水泥漿體系能夠提高低溫下水泥的水化速度，提高水泥石早期強度，10℃×8h 抗壓強度大于3.5MPa，且后期強度不衰退；水泥石滲透率低，具有微膨脹性；可用于淺氣層區表層固井，提表層固井質量。

（2）在區塊內應用DCK 防竄水泥漿體系，現場共應用224 口，主要用于油層固井防氣頂氣氣竄，固井優質率為90.62%，固井后，無管外冒事故發生，現場應用取得了較好的應用效果。

3 結論

（1）氣庫區鉆井井控技術能夠最大限度降低區塊內鉆完井過程中的井控風險，實現安全鉆井的目的。

（2）精細氣層壓力預測與檢測技術能夠精確預測地層壓力，實現鉆井液密度準確設計。

（3）氣層全封井固井技術方案能夠有效提高氣庫區固井質量，預防固井管外冒的發生。