深层欠平衡

深层欠平衡（通用7篇）

深层欠平衡 篇1

吉林油田长深区块营城组地层火山熔岩、火山碎屑岩、细砂岩、砂砾岩较发育, 长深平2井钻至4180米、4432米, 长深平4井钻至4003.20米、4089米, 使用起钻用压井液置替井筒内轻浆时, 均发生严重井下漏失, 两口井漏失钻井液达2000m3。2009年在承钻长深平5井施工过程中, 在储层水平段防漏、堵漏、降低循环压力、减小环空阻力等方面进行技术研究, 通过对长深区块岩石性质进一步分析, 结合以往的施工经验, 对处理剂进一步优选, 对技术措施进一步完善, 使长深区块水平井储层水平段漏失问题得到了有效控制, 漏失量大幅度下降, 降低了钻井成本, 提高了钻井施工的安全保障。

1 漏失原因分析

1.1 吉林油田长深区块地质概况

长深区块营城组上部发育中基性火山熔岩、火山碎屑岩, 中部发育细砂岩、砂砾岩和泥岩互层, 下部发育中酸性火山熔岩和火山碎屑岩, 其粘土矿物中含伊利石7.33%、绿泥石1.75%, 粘粒含量达14.92%, 粘粒中碎屑含量达4.5%。

1.2 施工中发生漏失的主要原因

(1) 长深区块营城组砂岩、砂砾岩、碎屑岩较发育, 易发生砂岩渗漏、裂缝性漏失等情况。

(2) 不同井段储层压力存在较大差异, 增加了发生井漏的风险。

(3) 下钻或接单根下放速度过快、可引发漏失。

(4) 钻井液及压井液中抑制封堵型处理剂加量不足。

2 防漏、堵漏措施

2.1 防漏措施

2.1.1 保持钻井液及起钻用压井液较低的液柱压力

欠平衡钻井施工时, 控制井底欠压值0.5-1.0Mpa, 钻进过程中及时清理沉砂罐, 固控设备达到四级净化要求, 最大限度清除钻井液中的有害固相;根据钻井施工中测得的气测值、捞取的砂样以及邻井压力情况, 科学确定起钻用压井液的密度, 以减少压持效应。

2.1.2 提高钻井液的携岩能力, 充分净化井眼

通过调整储层水平段配方, 引入高温提粘剂, 改善钻井液性能。

以上试验结果表明, 加入0.2%高温提粘剂后, 钻井液具有良好的抑制性、触变性, 较理想的塑性粘度、动切力和动塑比, 满足井眼净化要求。

2.1.3 使用适当浓度的随钻堵漏材料

配方a.钻井液+0.5%随钻堵漏剂

配方b.钻井液+1.0%随钻堵漏剂

配方c.起钻用压井液 (密度1.25g/cm3) +2%随钻堵漏剂

配方d.起钻用压井液 (密度1.25g/cm3) +3%随钻堵漏剂

在储层水平段钻井施工中, 向钻井液中加入0.5%-1%的随钻堵漏剂, 增强钻井液及压井液封堵裂缝的能力, 提高泥饼质量, 减少滤液对地层的侵入。

2.1.4 控制合理的机械钻速

储层水平段可钻性较好, 机械钻速较高, 若不能及时将钻屑携带出, 易形成岩屑床造成环空蹩堵, 导致漏失的发生。

2.2 堵漏措施

2.2.1 随钻堵漏

在储层水平段钻进中, 若发生轻微渗透性漏失, 采用边小排量钻进边补入纤维类堵漏剂随钻堵漏, 达到堵漏目的。

2.2.2 静止堵漏

采用起钻用压井液置替井筒内欠平衡用轻浆, 发生较大漏失时, 立即减小排量继续替换, 替换结束后, 将钻具起至技套内, 静止4-6小时后, 循环正常后继续起钻, 给漏失层位一个较好的沉积封堵过程。

2.2.3 使用多种堵漏剂复配进行堵漏

配方a.压井液+2%随钻堵漏剂+1%单向压力封闭剂

配方b.压井液+2%随钻堵漏剂+2%单向压力封闭剂

配方c.压井液+2%随钻堵漏剂+2%单向压力封闭剂+1%桥塞堵漏剂

配方d.压井液+2%随钻堵漏剂+2%单向压力封闭剂+2%桥塞堵漏剂

以上试验结果表明, 配方d的堵漏效果较好, 配以合理的工程技术措施, 能够满足长深区块储层水平段堵漏的技术要求。

3 现场试验应用

根据实钻经验及吉林油田长深区块的地质特点, 制订了防漏、堵漏技术措施, 在长深平5井进行了现场试验应用, 取得了良好的效果。

3.1 工程概况

长深平5井位于松辽盆地南部长岭断陷中部凸起哈尔金构造, 井深4827米, 水平段长1004米, 井身结构为三开井, 一开使用Ф444.5mm钻头钻至井深502m, 下入Ф339.7mm表层套管;二开使用Ф311.1mm钻头钻至井深3332m, 下入Ф244.5mm技术套管;三开使用Ф215.9mm钻头钻至4827m, 3100米至水平段前 (3823米) 下入Ф139.7mm油层套管, 水平段裸眼完井。

3.2 现场试验应用及效果

3.2.1水平段钻井液的维护处理

钻井液配方:膨润土5%+纯碱0.5%+烧碱0.8%+阳离子包被剂0.15%+磺化褐煤树脂3%+磺化酚醛树脂3%+180高效封堵降滤失剂2%+高温封堵剂2%+理想填充剂3%+隔离膜2%+白油5%+乳化剂2%+ZLR-101 3%+0.2%高温提粘剂。

钻进过程中, 根据现场消耗, 按配方及时补足各种处理剂, 确保钻井液性能稳定, 进入水平段前加入0.5%随钻堵漏剂, 以有效封堵微裂缝。

将制定的防漏、堵漏措施, 应用于长深平5井三开欠平衡施工, 钻井液流变性稳定满足施工要求。

3.2.2 水平段压井液的维护处理

技套候凝期间, 将储存的优质水基老浆经固控设备彻底处理后, 调配成起钻用压井液, 进入水平段起钻置替轻浆前, 向压井液中加入3%随钻堵漏剂;另通过加入2%随钻堵漏剂、2%单向压力封闭剂、2%桥塞堵漏剂将部分起钻用压井液配制成堵漏液, 置替开始后, 首先将堵漏液泵至裸眼段, 充分封堵裂缝后, 再替入压井液。

通过采取合理的防漏、堵漏技术措施, 长深区块储层水平段漏失问题得到有效解决, 钻井液漏失量大幅度降低, 建井周期显著缩短。

4 结论和认识

(1) 通过室内试验及现场应用表明:采取的防漏堵漏技术措施, 能够很好的解决长深区块水平井储层水平段漏失问题。

(2) 通过该防漏堵漏技术措施的应用, 能够大幅缩短建井周期, 节余钻井成本。

参考文献

[1]鄢捷年.钻井液工艺学[M].山东东营:中国石油大学出版社, 2006-07

[2]徐同台等.深井泥浆[M].北京:石油工业出版社, 1994-12

关于欠平衡钻井录井方法的研究 篇2

1 欠平衡钻井技术具有的特点

1.1 配套钻井设备

按照欠平衡钻井要求, 在常规设备上加用一套体外循环设备, 其设备有:欠平衡节流管汇、欠平衡振动筛、液气分离器和旋转防喷器等。同时, 应该于燃烧管线对点火和防回火等装置进行安装[1]。

1.2 钻井的主要流程

欠平衡钻井的施工程序相对复杂, 且作业费用比较昂贵, 通常只在特定构造内的某些地层、层段进行密闭钻井, 在其他层段还是进行常规钻井。如某井下3 600米左右地层采用欠平衡钻井技术, 作业流程如下图所示。

1.3 泥浆体系

欠平衡施工中密闭钻井的井段, 为能够实现欠平衡钻井目的, 应根据设计地层具有的物性与流体性质, 选择的钻井液体系不高于地层压力, 使地层流体可以受控进入钻井液。该泥浆体系包括:聚合醇、乳化柴油、泡沫、氮气钻井液等。

2 欠平衡钻井技术存在的一些问题

2.1 常规的综合录井设备问题

随着钻井设备增加或改进, 录井的设备数量和安装条件随之也发生变化, 需要按照现场实际具体的情况适当增加设备和明确安装位置, 同时对设备性能的要求也提高。

2.2 常规的综合录井技术与方法问题

地质录井:因为钻井液是一种油基泥浆, 钻井中一些破碎地层岩屑在井底的高温高压发生作用, 岩屑在返出井口时已被污染, 导致岩屑含油增加, 油味非常浓, 岩屑被荧光灯照射均能够发出淡蓝色的光, 发光岩屑的面积高达100%, 氯仿浸泡液的影响不大, 在荧光灯的照射下呈无色, 对比系列是一级, 但是严重影响泥浆槽面, 槽面气泡占槽面高达40%, 分布主要呈现密集针尖、鱼卵状, 并伴发出微弱的气泡爆裂声, 油花大概占8%, 且分布呈零星、条带状。气测录井:用油基钻井液, 气测由于受柴油影响导致背景值偏大, 增加了全烃背景值。如某井的全烃背景值为0.11%升到1.2%, 甚至钻遇到高压气层基值饱和, 再钻遇到新气层时就没有明显变化, 甚至没有变化, 导致气层难以发现、识别。同时, 因为长时间被钻井液内柴油组分所影响, 容易导致管线、色谱柱污染, 使气测解释更加困难[2]。

3 设备配套技术和油气层的评定方法

3.1 录井设备的配套

完善安全防护设备, 录井系统应安装先进的自动声光报警系统和消防器材、防护设备, 配备一些增压防爆的装置。地质房和仪器房中的电源、电器, 也应该按防爆的要求进行完善。除了常规的录井传感器外, 在欠平衡的泥浆罐上和振动筛上各加用传感器。配套气体检测的装置。欠平衡在钻井时, 液气分离器后在排气管线进行安装气体取样的装置。同时还要安装相应的气体流量计、火焰标尺。

3.2 录井技术的完善措施

3.2.1 常规地质录井

泥岩岩屑在降压脱气之后还会保留少量的含气信息, 砂岩岩屑在降压脱气之后还会保留少量的含油信息, 且能够进行检测。但在欠平衡钻井中由于受到钻井液的影响导致时常无法确定是否有油气, 所以在判定储层时要按照次生矿物的发育情况, 在通过钻时、气测和火焰等各种手段对含油气性进行综合判定。

3.2.2 压力监测录井

现阶段, 综合录井主要的压力监测方法有DC指数法与Sigma指数法。欠平衡钻井的过程中, 对地层压力异常的检测通常都是采用这两种方法, 但却不能采用这两种方法直接检测钻井欠压值, 只能以井口压力监测法、井底流压法监测法解决这些问题。井口压力监测法:通过对套管压力进行实时检测, 观察井口压力的变化, 实现对井口欠压值的变化进行实时检测的最终目的。井底流压法:指流动泥浆作用于井底地层造成的压力, 录井上通常称为循环当量密度。密闭钻井时, 比较循环当量密度及设计井底流压值, 实现监测钻井欠压值。

3.2.3 气体监测录井

气测由于受柴油所影响导致背景值比较大, 泥浆中伴柴油时严重影响重组, 甲烷影响不大, 所以大都采用甲烷, 显示层能够得到正确显示。欠平衡进行钻井时, 钻井液从环空到振动筛前, 要途经液气分离器, 除气后再流至振动筛, 一方面在难以显示油气时, 容易使油气层漏掉;另一方面, 因为综合录井进行采集分析流体原油的生气、残余气, 若是油气能够较好显示, 油基钻井液及地层气蒸发气发生叠加, 导致气测解释更加困难。为解决这些问题, 应该结合各种原因进行综合分析, 在明确显示的层位, 并取样数据分析解释。

3.2.4 流量及火焰录井

气体流量计安装主要目的是监测在密闭钻井的过程中通过气液分离器脱离出来的钻井液气体具体的流量变化与钻进过程初步计算出的产能。气体流量计在排气管线上进行安装, 并连接综合录井仪, 对流量变化进行实时检测, 按照突变的具体情况分析并判断是否出现显示层。

3.2.5 定量荧光录井

采用三维荧光是真假油气显示识别的手段之一, 每天在欠平衡井段的欠平衡前没有显示1g砂岩岩屑, 用钻井液进行浸泡且加热至井底的温度值, 洗净后用5 m L正己烷进行浸泡, 再扫描当成背景值扣除于录井中, 达到排除干扰以及去伪存真的目的。同时, 还可以通过出峰位置识别真假显示, 砂岩岩屑以钻井液进行浸泡, 扫描时出激发波长是270n m, 出峰位置的接收波长最高是320n m~330nm, 邻井的含原油砂样激发波长、接收波长最佳分别大约是330 nm与340nm~370nm, 这样就能够排除干扰。

3.2.6 其他录井技术

若是古潜山地层, 应采取水分析技术分析出入口的泥浆地层流体离子具体含量, 明确地层含水的情况及油水的界面;还能够通过地化录井进行分析资料与热解色谱进行分析资料、碳酸盐对数据进行测量等, 正确判断、评价、解释地层。

摘要：现阶段, 我国录井设备与技术, 本文就结合欠平衡钻井技术具有的特点, 简要分析欠平衡钻井技术的局限性, 针对其工艺特点, 探讨岩屑、气体组分、气体采样、流量检测、地层压力检测火焰观察等手段识别与评价地层含油、气的情况, 提出一些设备配套技术与录井方法。

关键词：欠平衡钻井,录井方法,研究

参考文献

[1]王培山, 郝钊, 陈章群.欠平衡钻井综合录井方法浅析[J].内蒙古石油化工, 2010, 10 (19) :520-521

水平气井连续油管欠平衡钻井技术 篇3

在两种常用的连续油管中, 相对于60.3 mm油管来说, 73.0 mm油管更加可取, 它的优势在于刚度大, 可增加钻压, 增大环空流速, 降低泵压。但是, 为了保证在当地高速公路规定的体积和质量限制条件下可以自由运送, 73.0 mm油管可用长度上限约3 400 m。测深大于3 400 m的井, 或者需要在114.3 mm套管内钻井时, 就需要采用60.0 mm油管, 它的可用测量深度上限达4 200 m。

本次实例研究钻井所用的底部钻具组合 (BHA) 见图1。连续油管内装备有七根线组成的多心电缆, 保证导向工具、自然伽马测井仪和压力计接头等设备的运转。同时, 管内还装有两根钢制细管来实现定向工具的液压操作。利用安装在钻头以上10～11 m左右处的近钻头传感器装置, 可分别实时录取测量数据 (井斜和方位) 、环空压力和伽马数据。

2 返排设备

在钻直气井时, 一般直接用氮气或空气钻开5～10 m的储层, 通过气体钻井排岩屑管返排至燃烧坑。由于这种作业井段短、用时少, 一般不需要泵入大量流体来润滑马达。相对而言, 在钻水平气井时, 一般需要泵入大量流体来保证马达的润滑、性能和寿命, 并提升井眼清洗能力。因此, 很少采用气体钻井排岩屑管或燃烧坑, 其典型的地面处理系统包括80 m3的计量分离器、节流管汇、取样盒、火炬塔和一个64 m3的用以存储钻井液的立罐。由于有分离器, 空气不能作为钻井介质, 所以钻水平气井时一般采用氮气。除火炬塔以外, 整个返排系统是封闭的, 作业时无需污水坑, 对环境的影响被降至最低。气井欠平衡钻井所需设备本质上与油井欠平衡钻井时相同。

3 防喷设备

实例研究中采用的是典型的气井钻井防喷器组合。防喷管和密封装置是重点, 能够确保在不中断井内循环的前提下, 实现部分或全部井下钻具的润滑和从井下取出。用密封装置取代了常规欠平衡钻井中所用的旋转防喷器, 用电缆和防喷管在不中断井内循环的前提下润滑和取出井下钻具。推荐在气井防喷组合下部安装主控阀, 可以实现地面关井, 这样在拆卸防喷组合时就不需要压井。其他措施还包括在套管内不压井打桥塞关井, 简化防喷组合的安装和拆卸。

当产层含有硫化氢, 特别是位于人口密集区时, 防喷器组合设计时应该考虑一定程度的安全余量, 事实上这常常也是作业者或管理机构的要求。在常规连续油管防喷器组合基础上的典型变化见图2, 这种防喷器组合在阿尔伯塔酸性气井钻井时得到应用。考虑到欠平衡钻井过程中防喷器密封橡胶一直暴露在酸性气体中, 可能存在寿命问题, 研究中采用的是AFLAS和高饱和腈 (HSN) 组件。

4 实例研究

4.1 Rainbow 13-4井

该井的钻井目标是在Wabamun地层钻一口井斜角为60°的定向井, Wabamun地层为晚泥盆世碳酸盐岩层。采用氮气、水混合物欠平衡钻井方式。从地面至598 m钻达井斜角60°, 下入177.8 mm套管;155.6 mm井眼采用过平衡钻井, 从斜深598 m钻至686 m (垂深632 m) , 裸眼完井。采用连续油管钻井前, 气体放空产量约140×103 m3/d, 为无硫干气。预测气藏压力为6 000 kPa, 压力梯度约9.5 kPa/m。

连续油管钻机安装前, 在斜深305 m处下入一个桥塞, 钻机安好后再用连续油管打捞出桥塞。连续油管钻井时, 采用IADC 517三牙轮硬质合金钻头, 120.7 mm 5∶6二级容积式马达 (PDM) , 钻井液为清水和氮气混合物。因为临近春季大休期, 73.0 mm连续油管无法及时到位, 只有采用60.3 mm连续油管, 所以裸眼段增加了约84 m (斜深686～770 m) 。

整个钻井期间, 机械钻速变化范围为30～3 m/h (2～20 min/m) , 平均为5.8 m/h。钻井泵排量变化范围为0.58 m3/min水、15 Sm3/min氮气至0.3 m3/min水、30 Sm3/min氮气。采用前一个排量可以提供最佳的欠平衡条件, 采用后一个排量是为了优化机械钻速。井口返出的钻井液是一致的, 但质量轻, 怀疑井眼清洗差, 因此频繁通井。在连续油管钻进过程中, 地面气产量为340×103 m3/d左右。

4.2 Zama 16-13井

目标是在Slave Point地层钻成一个井斜角85°、长300 m的定向井, 该地层为中泥盆世碳酸盐岩层。采用氮气、清水混合物欠平衡钻井方式。先期从地面钻至斜深1 335 m (垂深1 240 m) , 井斜角达85°, 下入139.7 mm套管。预测气藏压力为16 000 kPa, 压力梯度约12.9 kPa/m, 气体中硫含量低于1%。

采用60.3 mm连续油管和排量0.45 m3/min清水过平衡钻掉桥塞和套管鞋, 直至储层。之所以采用60.3 mm连续油管的原因和Rainbow 13-4井一样。采用95.3 mm 7∶8三级容积式马达 (PDM) 和120.7 mm IADC 517三牙轮硬合金钻头, 其喷嘴规格为14/32。

初始排量为0.01 m3/min水、30 Sm3/min氮气。随气藏中气体流入, 水排量增至0.25 m3/min、氮气降为25 Sm3/min。整个钻进过程中, 由于产气促进了流体举升和井眼清洗, 循环一直保持欠平衡状态。该井钻进过程中无法安装环空压力计, 所以欠平衡压力是根据管柱和钻井泵的参数模拟计算得到的。

整个钻井期间平均机械钻速为12 m/h, 期间频繁地通井以确保岩屑床的清除。在钻进过程中, 地面气产量不断增加, 最终产量达340×103 m3/d, 井口压力5 MPa。钻至1 471 m后产水量开始增加, 在井深1 496 m (垂深1 255 m) 提前完钻。

4.3 Harmattan 11-18井

目标是在Elkton密西西比纪碳酸盐岩层欠平衡钻一口水平井, 该储层垂深2 572 m, 采用氮气、柴油混合钻井液。气体中硫含量低于1%, 预测流入井内的气流量为170×103 m3/d。预测气藏压力为16 500 kPa, 压力梯度约6.4 kPa/m。在斜深2 704 m (垂深2 572 m) 处, 井斜角90°时下入139.7 mm套管。截至目前, 这个垂深在加拿大是采用连续油管欠平衡钻水平井最深的一次。采用95 mm 4∶5三级半容积式马达和120.7 mm IADC 537三牙轮硬质合金钻头钻水平井段。本井预测总井深达3 345 m, 由于连续油管使用方面限制, 不能用73.0 mm油管, 故选用60.3 mm连续油管。

采用排量0.55 m3/min柴油钻掉套管鞋。钻至储层时排量变为0.35 m3/min柴油、35 Sm3/min氮气, 环空压力随之降至7 200 kPa, 降幅55%。在储层钻完两个分支裸眼井眼后, 至井深2 964 m, 由于缺少新储层和钻速下降而完钻。完钻时排量为0.45 m3/min柴油、15 Sm3/min氮气, 此时环空压力为7 000 kPa。

两个分支井眼总进尺368 m。机械钻速变化范围1～15 m/h, 但在储层段通常维持在10 m/h。在大部分井段的钻进过程中产气量范围在42×103～198×103 m3/d, 但在总井深产气量稳定在140×103 m3/d。

4.4 Irricana 14-27井

目标是在阿尔伯塔中南部的Crossfield Member地层钻一口水平井。Crossfield Member地层为上泥盆世白云质碳酸盐岩, 且为酸性气层, 目标井H2S体积含量约5%。其储层压力为12 000 kPa, 压力梯度5.2 kPa/m, 为异常低压储层, 因此欠平衡钻井时需要大量的氮气。

采用常规钻机钻垂直井段和造斜井段, 139.7 mm套管从井口下到井斜角89.5°井深2 435 m (垂深2 328 m) 处。

该井钻井过程中采用了多种马达、钻头和钻井液的组合方式, Cox之前已经作了介绍。在斜深2 435 m开始钻井时, 采用PDC钻头, 轻质油排量0.001 m3/min、氮气为25 Sm3/min。控制低流速的目的就是要实现最大化的欠平衡条件和储层气体进入井筒。期间多次发生马达失速, 伴随离底空转, 造成马达故障。增大轻质油排量至0.020 m3/min、氮气至30 Sm3/min, 环空压力随之达到3 500 kPa。在井深2 512～2 515 m (垂深2 328 m TVD) 段发生卡钻事故, 于是以不同排量先泵入纯轻质油再泵入纯氮气, 清洗井筒内所有固相颗粒, 同时振动BHA解卡。循环纯轻质油引起环空压力超过地层压力。在BHA的打捞作业过程中, 也需要用轻质油压井解卡。

随后在2 512 m下入三牙轮钻头, 采用过平衡钻进失稳井段。钻过该层段后, 排量调整为轻质油0.16 m3/min、氮气30 Sm3/min, 环空压力随之达到约8 000 kPa。随后一直控制机械钻速4～7 m/h, 钻至2 711 m完钻。

钻井过程中流入井内的气流量一直变化, 但通常能达到28×103 m3/d。由于在打捞和循环作业过程中井筒承压, 井的实际产能和欠平衡钻井的优势很难发挥出来。

5 问题

相对于油井欠平衡钻井所遇到的问题, 气井欠平衡钻井面临几个更严峻的问题。

5.1 井眼清洗

钻水平井都会遇到井眼清洗问题, 但钻水平气井时这个问题更为严峻。要实现井眼的有效清洗, 必须优配钻井液的黏度和速度, 使之达到足够的携带岩屑的能力。一般经验法则认为直井中钻井液最小速度应该达到颗粒沉降极限速度的两倍, 而水平井比直井要高出2～4倍。试验研究表明, 在不旋转管柱泥浆钻井时, 大斜度井中钻井液流速应该维持在0.9～1.2 m/s, 以避免出现井眼清洗问题, 而直井钻井时流速应为0.3～0.6 m/s。在空气钻井时, 反映直井井眼清洗的Angel法则为:标准状况下空气流速达到15.2 m/s就足以携带岩屑。根据现场观测结果, 标准状况下实际所需气流速度为19 m/s, 比Angel法则预测的高出25%。Guo等人扩展了Angel模型, 用来预测钻斜井所需的最小空气体积。根据他们研究的公式和图版, 当造斜点深度1 500 m、造斜半径86 m时, 标准状况下最小的气流速度需要达到43 m/s。

Ikoku等人研究了直井泡沫钻井和雾化钻井时的钻井液体积需求量。根据他们提供的图版, 当使用雾化液作为钻井液且气水比约为200时, 标准状况下要从1 500 m深的直井中携带出12.5 mm直径的岩屑颗粒, 气液混合物最小环空流速要达到22 m/s。携带小直径岩屑所需环空流速小, 所需气液比也小。根据这些数据, 可以推测水平井泡沫钻井或雾化钻井时的流速要求范围很广, 在0.9～43 m/s之间, 这取决于钻井液中的液体含量或泡沫性质。现在缺少定向井中混合钻井液井眼清洗的详细试验, 这方面还需要大量的研究。

氮气混合物欠平衡钻井时, 钻井液的组分会对其井眼清洗能力产生重要影响。因为组分的变化会同时改变混合物的黏度和密度。直气井欠平衡雾化钻井时, 根据经验, 氮气含量高时成功率较高, 可能是因为上述情况下对流速的要求相对较低。水平井的钻井周期多用小时而不是天来衡量, 因而允许井下马达在很少甚至没有润滑的条件下工作。根据水平井现场经验, 钻井液中液体比重越高, 其携砂能力越强。相对而言, 气体的流入虽然能增大流速, 但没有增大液体比重, 因此如果不频繁地通井就不能有效地清洗井眼。井眼得不到有效清洗可能会导致过平衡钻井、卡钻和昂贵的打捞作业或井漏。

早期气井项目设计时提倡雾化钻井, 将泥浆和储层的接触降至最低, 同时将地层压降和储层流动能力增至最大, 作为产能测试一种方法。然而早期试验时明显出现了井下马达工作性能问题和井眼清洗问题, 反映为井口返出物差、马达频繁失速、马达剧烈振动以及卡钻事故, Cox以Irricana 14-27井为例详细描述了这些问题。随后, 为提升马达工作性能和井眼清洗效果, 同时尽可能降低钻井导向工具的振动, 人们在泥浆循环设计时趋向于尽量增大液体比重。

但是, 钻井液中液体比重会受到储层压力梯度和所需欠平衡程度的限制。储层压力梯度高时允许高的液体比重。因此, 从气井井眼清洗的角度, 最适合应用欠平衡钻井的是高压力梯度的储层, 因为其允许采用高液体比重。然而长远来看, 最适合应用欠平衡钻井的是那些压力低、在常规过平衡钻井时易受到伤害的储层。

采用连续油管时井眼清洗问题尤为突出, 因为它没有工具接头, 管柱也无法旋转, 不利于岩屑在井眼内的输送。在加拿大, 多数连续油管钻井作业都是在139.7 mm套管内采用60.3 mm连续油管, 或者在177.8 mm套管内采用73.0 mm连续油管, 使用足够的氮气和液体以达到充分清洗井眼的流速。常规88.9 mm可旋转钻杆可以增大环空内的流速和搅拌能力, 从而提供了一个更好的环境, 携带岩屑的能力更强。但是, 通过合适的泥浆循环设计可以克服这一缺陷, 采用通井这种机械搅拌手段能够破坏岩屑床, 另外, 优化造斜率也可以将岩屑床形成的可能性降至最低。

以Rainbow 13-4井为例, 采用177.8 mm套管、60.3 mm连续油管, 流体进入井内流量为140×103 m3/d时, 环空流速最小值在70 m/min左右。该井是一口60°井斜角的定向井, 容易形成岩屑床。井口返出物一致但质量轻, 通井后发现井眼清洗不充分, 因为通井时返出5 mm大小的岩屑, 而钻进时返出的岩屑大小只有0.5 mm。这说明, 井眼清洗上的不足可以通过流速和机械作用相结合的方法来克服。

5.2 欠平衡状态

欠平衡作业的目的就是要始终保持环空压力低于地层压力, 最重要的是保持连续的欠平衡状态而不是间断的。围绕如何保持稳定的井底压力, 还存在几个问题。

首先, 为了保护储层不受伤害, 必须避免流体冲击和颗粒侵入储层。相对于油井, 这个问题在气井中尤为突出。油井多采用自产原油作钻井液, 即使压力激动, 只会造成颗粒和自身流体的侵入。而对气井来说, 常常会造成颗粒和外来流体的侵入, 并且这些外来流体可能与地层不配伍。因此保持井底钻压稳定可以将流体与地层的接触降至最低, 最大程度地发挥欠平衡钻井的优势, 从而在生产阶段获得最大的渗透率。

其次, 保持环空压力稳定, 尽可能减少循环压力变化, 可以避免井壁失稳和由此引起的循环受阻或卡钻。

第三, 当压力状态稳定时, 可以将环空压力作为早期检测井眼清洗作业的诊断工具。

最后, 欠平衡钻井还有一个特点, 就是可以在钻井过程中实现流动测试或产能测试。连续而稳定的环空压力可以更可靠地显示气藏中气体进入井内的动态, 因此, 这种连续钻井方法的价值会增加。

要想在钻井过程中保持连续欠平衡, 连续油管是最理想的选择。常规欠平衡钻井因为要进行管柱连接, 肯定存在井底环空压力激动。

5.3 钻井液选择

钻井液的选择对马达的工作性能至关重要, 当钻井液与储层发生接触时, 钻井液的选择对避免储层伤害也很重要。油井钻井可以利用产出的流体, 而气井多数情况下必须使用外来流体。有几个因素会影响气井欠平衡钻井合适钻井液的选择, 如可用性、成本、地层配伍性、密度、携带岩屑能力和腐蚀性。

尽管在欠平衡钻井时应该几乎没有流体侵入地层, 但也可能发生短暂过平衡的情况。一旦发生这样的情况, 钻井液对地层没有伤害就显得尤为重要。已有在敏感性地层采用轻质油或柴油成功钻井的例子, 对于非水敏地层利用水作为钻井液也获得成功。

如果是酸性气井, 当钻井液重复循环时, 硫化氢在钻井液中的溶解度就成了问题。有两个这样的酸性气井实例, 钻井液重复循环, 硫化氢含量范围在0.01～0.04。两口井都泵入油溶性缓蚀剂来防止电缆和马达内部零件的腐蚀。由于不存在水相, 不用太关注腐蚀问题。作业结束后, 对两口井的电缆检测表明都没有发生硫化氢破坏。但是如果钻井液中包含水相, 这些结论要彻底改变, 需要严格设计清除型或成膜型缓蚀剂的加注程序, 这样会导致作业成本的增加。而且, 这些化学剂还可能与容积式马达的定子橡胶发生有害反应, 从而导致马达失效。在这种情况下, 推荐进行前期模拟试验。

5.4 工具振动

导向工具的电子元件对振动敏感, 根据经验, 在高气体比环境中振动更剧烈, 原因在于缺少液体防震作用, 而这种防震作用在存在入井油流的环境中是存在的。Cox前面发表的有关 Irricana 14-27井的数据说明, 可以通过调节钻井液中的液体比重来控制工具振动或振动幅度。油井产出流体可起到液体防震作用, 因此相对而言, 气井中工具振动现象更加突出。使用连续油管, 实现实时电缆数据传送, 既可以保证工具的振动不会超过极限, 又能避免耗时、昂贵的导向工具更换作业。

5.5 安全性

欠平衡钻井技术分析及其一些建议 篇4

关键词：欠平衡,钻井,氮气钻井,连续油管

一、前言

欠平衡钻井是指钻井过程中钻井液液柱压力低于地层孔隙压力,允许地层流体流入井眼、循环出并在地面得到有效控制的一种钻井方式。欠平衡钻井具有能提高硬地层的机械钻速,减少循环漏失和压差卡钻等优点,从而获得发展。推动欠平衡钻井技术的发展,其主要原因是减少和防止水平井钻井中钻井液对地层的损害

早期的欠平衡钻井所采用的循环介质为空气,后来相继发展了用氮气、天然气、雾、泡沫或空气的轻质低密度钻井液的欠平衡钻井技术,主要用于钻低压地层。

随着欠平衡钻井技术进一步成熟及井控设备的发展(承受高压的旋转防喷器引入油田后),又发展了用液体钻井液(清水、盐水、油基、水基钻井液)对高压地层进行欠平衡钻井的技术,如Flow Drilling (国内译为边喷边钻)、钻井液帽钻井、不压井钻井等技术。

二、欠平衡钻井的分类

欠平衡钻井技术经过几十年的发展,至目前,国外已经发展了空气钻井、氮气钻井、天然气钻井、雾化钻井、泡沫钻井、充气钻井液钻井、边喷边钻等多种欠平衡钻井技术。

空气欠平衡钻井技术,是指空气作为循环介质进行欠平衡钻井,是最早发展的一种欠平衡钻井技术。由于该技术是直接使用大气中的空气,所以可较大地节约钻井材料费用。

氮气钻井技术,在欠平衡钻井中,氮气能用作钻井液,或作为钻井液的一种组成成分。主要的优点胜过空气钻井,因氮气和烃气的混合物不易燃烧,这样,可消除井下着火的可能性。

天然气钻井技术,在天然气钻井中,使用天然气如同使用氮气或使用空气一样,可用作欠平衡钻井的循环介质。在钻含油气地层时,使用天气然钻井或防止井下气体混合物着火。然而,不同于氮气或空气,天然气当它排放到大气中时,一定会形成一种易燃的混合物。这种固有的较高的地面着火的潜在危险。使用天然气的钻井方法与使用空气或氮气钻井有一些不同。

雾化钻井技术,在空气钻井过程中,如出现少量的地层水流,通常作法是将空气钻井转变成雾化钻井。雾化钻井的具体作法是,在压缩的空气流未注入钻柱之前,向其注入少量的含有起泡剂的水。注入的这种液体与地层产出的水就会分散成不连续的(独立的)液滴的雾,这种雾流速度与气流速度相同。

充气钻井液钻井技术,虽然充气钻井液很早就用于油气工业,但是,在50年代早期在美国犹他州的Emery县才第一次使用充气钻井液钻井。当时,是使用充气泥浆作为钻井液,主要用途是避免因使用泥浆钻井时的井漏,而不是特定用于欠平衡钻井,近年来,由于水平井钻井的迅速发展,为了避免水平钻井中的地层损害,在加拿大、美国及世界上其他地区,使用充气液体作为钻井液已被用于欠平衡钻井。充气钻井液的连续相通常为未稠化的液化,如水、盐水、柴油、或原油等,气相为氮气、空气或其它气体。充气钻井液一般不含有表面活性剂,在井下具有较高的液体体积分数。使用充气钻井流的井底压力通常高于用雾、泡沫等其它轻质钻井液的井底压力。充气钻井液的有效密度通常为4ppg～7ppg (0.48g/cm3～0.48g/cm3)。

边喷边钻技术,随着欠平衡钻井技术的进一步发展成熟及能承受高压的旋转也喷器引入油田后,发展了使用液体钻井液对高压地层进行欠平衡钻井技术,这种技术国外称为Flow Drilling(国内译为边喷边钻)。严格地讲,欠平衡钻井都是边喷边钻,本部分所介绍的边喷边钻系指涉及到用液体钻井液进行的欠平衡钻井作业,另外的含意是利用自然欠平衡状态进行的钻井作业。

三、欠平衡钻井技术的优点

欠平衡钻井技术已经历了几十年的发展,但人们对欠平衡钻井的优点是逐渐认识的,早期,人们只认识到欠平衡钻井能提高硬地层的机械钻速,减少井漏及压差卡钻,而现在已进一步认识到,欠平衡钻井还能减少地层损害,提高产量,及时发现油气井地层等众多优点,这些均到现场证实。欠平衡钻井技术的优点包括:欠平衡钻井能提高钻井的机械钻速;欠平衡钻井能提高钻头使用寿命;欠平衡钻井可防止压差卡钻和减少井眼循环漏失;欠平衡钻井能减少地层损害。

四、欠平衡钻井技术建议

1、欠平衡钻井是一项技术性强、风险性大、施工难度高的系统工程,为确保施工安全,达到预期的欠平衡钻井的效果,做到有预见性和科学性,在欠平衡钻井中应开展数值模拟研究,在研究中需建立精细的多个数学模型进行欠平衡钻井数值模拟,以此优化各项钻井参数,为欠平衡钻井设计和施工提供科学依据。

2、国外欠平衡钻井主要用于钻水平井,因水平井段暴露在钻井液中的地层面积较多,时间也较长,易于被污染,而欠平衡钻井具减少地层损害的最大优势,由此可获得巨大效益,对于这种情况,国外已有较多的钻井事例。而国内目前已由用欠平衡钻的井多数是直井,为了进一步增大欠平衡钻井的效益,国内应扩大欠平衡钻井技术的应用研究,使其不仅适用于直井,也适用于水平井和定向井。

3、国外在欠平衡钻井技术的应用中,重视欠平衡钻井技术的选择和正确的设计,这也是欠平衡钻井成败的关键,这点也值得我们重视。

4、国内虽然利用欠平衡钻井技术钻了一定数量的井,但与国外,特别是加拿大和美国的欠平衡钻井数相比,差跟甚大,所以应增大欠平衡钻井井数,以提高欠平衡钻井的规模效益。

5、随着欠平衡钻井技术的发展外发展了一些较先进的欠平衡钻井地面设备,如旋转防喷器(额定的动密封压力已达17.5MPa)、闭式四相分离处理系统等,这为安全、有效地欠平衡钻井提供了必要条件,有些设备国内有些油田已引进。而国内也早在80年代就开始进行研制旋转防喷器和钻井液/气体分离器,但这些设备在某些设计结构上及技术指标上,与国外相比,还有一些差距,因此,还需在吸收国外设备先进技术的基础上,加强国内的研制工作,使其系列配套,满足欠平衡钻井的需要。

6、欠平衡连续油管钻井技术与常规钻井技术相比,具有钻井效率高,在整个作业过程中因不连接钻杆,可始终保持负压条件,能有效地减少地层损害,钻井安全可靠等优点,由于这些优点,适合其它欠平衡钻井方法不适合的高压和含H2S地层的钻井。国外已大力发展,而我们国内不未涉及,对此,国内就手对该项技术进行一些理论上的探索和研究,以便了解和认识该项技术,为发展该技术打下基础。

7、由于欠平衡钻井的特殊性,欠平衡钻井不同于常规钻井,要使欠平衡钻井获得成功,除了正确的钻井设计和先进的设备外,还需要有技术熟练素质较高的作业人员,因此,国外重视钻井人员的操作技术及井控技术的培训,这点值得我们重视。

五、总结

国内欠平衡技术起步较晚,发展很快。但在欠平衡钻井方式、欠平衡完井技术、欠平衡钻井相关软件、欠平衡钻井装备及配套工具等方面还落后与国外,我国应加快欠平衡钻井装备及配套工具的国产化进程和欠平衡完井技术攻关研究,实现全过程欠平衡技术的实施。

参考文献

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[3]李泓平.《煤层气富集成藏规律》[J].中外科技情报,2007,(06).

气体欠平衡钻井井壁稳定性研究 篇5

一、气体欠平衡钻井技术的现状以及未来发展趋势。

1气体欠平衡钻井技术的现状分析

气体欠平衡钻井技术在降低钻井成本、缩短勘探开发周期、保护油气储层、提高勘探开发水平等各个方面都有很明显的优势。在低压储层勘探、老油田改造挖潜、难动用储量开发等各个方面都有比较独特的优势。自20世纪80年代开始, 气体欠平衡钻井技术的成功研制, 使这个技术得到了非常充分的应用。使得这个技术得到的广泛的发展。在不断钻研的过程中使得气体欠平衡钻井技术的钻井技术以及工艺得到了进一步的发展提高。就现在而言, 这项技术已经比较成熟。在很多比较发达的国家气体欠平衡钻井技术已经得到了广泛的应用, 被当成常规的技术来使用。近几年国内的气体欠平衡钻井技术发展也很快, 气体欠平衡钻井技术的使用量在不断地增加。

2气体欠平衡钻井技术的发展趋势

气体欠平衡钻井技术如今已经形成了比较有效、系统、完备、稳定的体系。气体欠平衡钻井技术发展的主要趋势是:

(1) 随着气体欠平衡钻井技术的不断发展, 泡沫钻进、雾化钻井、空气钻井等技术将会得到广泛的应用和推广。

(2) 按压欠平衡钻井技术将会得到进一步的发展。

(3) 在气体欠平衡钻井技术研究的全过程之中, 将作为欠平衡钻井的主要技术将会的到广泛的应用。

(4) 气体欠平衡钻井技术将会得到快速的发展。

(5) 气体欠平衡钻井技术得到了LED测量技术的进一步推动。

(6) 套管钻井和欠平衡钻井技术将会得到进一步的完善。

二、气体欠平衡钻井技术的优点、缺点

1气体欠平衡钻井技术的优点

气体欠平衡钻井技术能够快速发展的主要原因就是:气体欠平衡钻井技术可以很好地避免在钻井的过程中一些复杂问题的产生。可以降低开发是所需要的成本。在气体欠平衡钻井技术的过程中, 井内的循环液体的密度比较低, 气体欠平衡钻井技术可以避免复杂事故发生, 降低钻井的成本, 提高钻井的速度。在常规的气体欠平衡钻井技术中钻井液的密度比较高, 可以有效地减轻对地层的伤害, 提高油井的产能。在进行钻井的过程中, 井内的压力要比地层的压力小, 可以充分的暴漏油气层, 保护储层, 有利于增加油井产量和油气层。实时发现地质异常情况以及评价油藏。在气体欠平衡钻井技术过程中, 允许地层的流体流入到井眼当中, 有利于达到良好的地层信息得到勘探的目的。还可以降低井漏的风险, 节约钻井时的成本。

2气体欠平衡钻井技术的局限性

气体欠平衡钻井技术的主要局限性包括技术上的局限性以及经济上的局限性

首先在气体欠平衡钻井技术我们要考虑的就是安全因素, 在任何的工程中都存在一定的安全因素:空气和可燃气体混合在一起很容易会发生爆炸, 虽然发生爆炸的几率是很小的, 但是一旦发生后果将不堪设想, 井下的钻具很有可能会被炸断或者会融化。使用氮气等不可燃的气体可以避免井下着火的现象, 但是会增加钻井的成本。在气体欠平衡钻井技术过程中还会出现定向钻井的问题, 井眼稳定的问题, 技术经济上的考虑, 以及液体侵入等问题。

三、气体欠平衡钻井技术井壁稳定性问题

石油钻井工程中很重要的一个问题就是气体欠平衡钻井技术井壁稳定性问题, 井壁失稳的问题如果不能够得到改善将会造成很严重的经济损失。世界各大石油公司都消耗了很多的物力、人力、财力来解决这个问题。井壁的不稳定性主要表现在两个方面, 一个是由于钻井液压力太低不能够有效地支撑井壁围岩造成的剪切破坏, 第二种则是由于井眼内液柱压力太高而造成张性破裂。影响井壁稳定性的因素有很多种, 还包括很多的人为因素, 天然因素。人为因素主要包括:井眼裸露时间, 钻井液性能、钻进液的成分钻柱振动对井壁的冲击以及钻井液环空返速对井壁的冲蚀。天然因素主要包括:原地应力、岩石孔隙性、地层岩石性质、含黏土矿物类型、岩石胶结情况、裂缝发育程、渗透性等。

结语

井壁稳定问题是气体欠平衡钻井技术中难以回避的问题, 在之前的施工之中, 只能运用坍塌压力窗口与孔隙压力来确定钻井液密度。如果在施工的时候出现了井壁坍塌的问题, 则施工将没有办法继续。气体欠平衡钻井井壁稳定性研究, 在近几年气体欠平衡钻井技术在国内油气田的勘探中得到了广泛的开发与应用。确立了井壁岩石的破坏准则和力学参数, 对气体欠平衡条件下地层出水情况进行分析。井壁失稳的问题如果不能够得到改善将会造成很严重的经济损失。岩石抗拉强度小则会很容易引起井壁失稳, 井壁稳定性很容易受到气体欠平衡钻井时流体拖拽力形成流固耦合作用由欠平衡钻井向过平衡钻井过渡时井壁所受应力由拉应力逐渐向压应力过渡, 同时流固耦合影响变弱, 井壁稳定性也变强。流固耦合的作用是不可忽略的。

摘要：近几年气体欠平衡钻井技术在国内油气田的勘探中得到了广泛的开发与应用。气体欠平衡钻井技术主要是用气体作为钻井的流体, 并没有用液柱压力来支撑平衡地层压力和井壁。在负压差的作用之下地层流体流入井内, 在这种情况之下才使得井周围应力的分布, 制约气体欠平衡钻井技术应用的最大因素主要是井壁稳定的问题。近年来对于气体欠平衡钻井技术的研究越来越多, 和一般的钻井技术相比较, 在提高机械钻速、保护油气层等方面气体欠平衡钻井技术有着不可替代的优势。

关键词：气体欠平衡,钻井,井壁稳定

参考文献

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[3]杨令瑞, 邓虎.气体钻井井壁稳定分析[J].天然气工业, 2007:27 (02) :49-51.

深层欠平衡 篇6

碳酸盐岩区块位于阿曼北部, 区块之间的距离不超过35 km。阿曼石油开发公司分南北2个主要生产部分, 并再次细分为地质相关的区块。在北部区块Shuaiba段的碳酸盐岩中有三个主要的油层:上Shuaiba层、下Shuaiba层和Kharib层。通过对这些区块中实施的欠平衡钻井技术的可行性研究, 证明这些区块可从欠平衡钻井技术中受益, 2003年12月开始了以下Shuaiba层为目标层位的欠平衡钻井技术的应用。

2 区块背景

阿曼北部区块的目标层位大部分是Shuaiba油层, 这是一个横穿阿曼北部的丰富的碳酸盐岩储层, Kharaib也是这些区块的碳氢化合物产层, 但是由于部分储层位于自由水之下, 因此不考虑应用欠平衡钻井技术。Kharaib油层的主要区域已经钻了直井, 而利用欠平衡水平井开发会破坏目前的井网, 欠平衡垂直井没有明显的经济效益。

这些区块最早于1964年开始常规钻井, 1976年投入生产, 而最后投入生产的区块是在2003年。连续的勘探计划使新的区块不断投入开发。

根据区域注水情况的不同, 产层的油藏压力也不同。然而, 有几个区块注水无效, 因此大部分油井是利用气举或电潜泵方式生产的。

这些区块自生产后产量持续自然递减, 直到1990年初采取了水驱的有效措施后产量才显著增加, 并且通过增加钻井数量和更好的储层管理来维持产量。然而2000年初产量开始下降。2004年采取了加密钻井措施, 直井间距从250 m降低至125 m, 产量最终趋于稳定。

3 应用欠平衡钻井技术的原因

在阿曼石油开发公司的碳酸盐岩区块应用欠平衡钻井技术有以下几个原因。

从一个石油开发公司的角度, 应用欠平衡钻井技术的原因有:

◇ 通过降低表皮效应保持油层原有流通性, 进而提高产量;优化完井方案和敏感特殊区域的早期堵水;

◇ 通过高钻速的快速钻井能降低成本, 减少对射孔的需求, 降低储层对增产措施的需求, 全面降低油井整个生产时期的生产成本;

◇ 应用电阻率分析的方法更好地测量饱和度和波及范围;了解注水动态中的含水饱和度与含水率的关系, 识别基岩流入和裂缝流入动态的不同。

从区块本身出发, 应用欠平衡钻井的原因有:

◇ 通过降低表皮效应提高产量;

◇ 消除或避免酸洗作业从而降低成本;

◇ 监测得到的实时油层特征有助于地质导向、识别裂缝及其分布并快速做出决策。

4 欠平衡钻井技术的应用历程

1990年以来, 阿曼石油开发公司进行了几次试验。2002年4月, 阿曼石油开发公司在不同区块开始了欠平衡钻井试验计划。至2006年3月, 阿曼石油开发公司南部油田钻了80多口井 (包括几口多分支井) 后, 成功完成了预定目标并结束了他们的欠平衡钻井施工。

阿曼石油开发公司北部油田应用欠平衡钻井技术完成了70多口井, 其中在碳酸盐岩区块中所钻的16口井开始于2003年12月, 其他的北部油田区块陆续于2004年和2006年开始跟进应用欠平衡钻井技术。欠平衡钻井技术的应用在北部的几个油田区块仍在进行, 显示了欠平衡钻井技术的适应性和成熟性。

在这些区块中, 区块3被选为2003年12月第一个应用欠平衡钻井技术的候选区块。因为它是一个成熟的区块, 油层压力低并且为规则间距生产井。然而, 由于在钻井时储层压力太低, 在一些井中无法建立欠平衡钻井条件, 达到欠平衡钻井所需的诱喷压差始终无法获得。在不同的油井进行了几次欠平衡钻井尝试, 但未能成功。其中两口井能够达到欠平衡状态, 但是未能维持该状态。

由于区块3不是一个理想的实施欠平衡钻井的区块, 因此决定在不同的区块测试欠平衡状态。2005年7月, 在区块6应用了欠平衡钻井。该区块是一个有6口加宽间距的油井新区块。第7口井就是用欠平衡钻井技术钻进的。该区块储层的渗透率非常低, 导致在直井中其井底没有流体流入到井眼内 。该井作为常规井钻进, 发现地层压力相对较高, 于是应用欠平衡钻了水平井眼。同样低渗透率和低含油饱和度导致了相对较低的流量, 计算出的实时生产指数为0.01 m3/ (d5kPa) , 与常规钻井相比, 该生产指数没有太大的差别。2005年9月, 用欠平衡技术在区块4钻了2口井。由于区块4已经高度开发, 油藏性质好, 并且有效的注水保持了较高的油层压力, 因此被选作欠平衡钻井区块。

区块8在进行了欠平衡钻井可行性研究之后成为第二阶段试验的目标区块。在此区块计划有4口井实施欠平衡钻井。这4口井于2006年3月开始钻进, 部分获得成功。根据欠平衡钻井时所取得的成效看, 2007年5月区块8有更多的井实施了欠平衡钻井, 其中1口井将作为实例研究。

通过这一试验过程, 在工具机械操作方面做了一些改进, 如用井下隔离阀控制压力。实时油层地质监测技术也有所进步。

5 取得的成果

5.1 钻井

当油藏压力足够高允许井眼中有足够的压降时, 在油田开发钻井或注水钻井中即可获得并维持欠平衡的钻井条件。在我们的例子中, 油藏压力非常低, 低于9 000 kPa, 难以得到并维持井眼中的欠平衡压力状态。

在这些区块中, 钻速不是主要问题。相对较软的碳酸盐岩层的厚度平均为1 000 m。在试验中井底钻井组合的不同 (光滑的、刚性的、旋转导向的) 对钻速影响不大, 因此没有必要增加投入来获得更先进的井底工具。

在这些井的钻井过程中没有发生损失钻井时间的事故。

5.2 地质

在这些区块中使用欠平衡钻井技术的主要原因之一是有助于钻进的地质导向。目的层厚度通常小于4 m, 其油气显示最好厚度才1 m。通过应用随钻实时油藏监测技术和地层评价方法, 可以保证钻进在油气显示最好的油层内进行。

5.3 油井生产

钻进过程中的试油和试油的灵活性使得完井时能选择更好的完井和采油方式。如选择适当的电潜泵尺寸、油管尺寸, 可以根据试油井口产出情况配套地面油罐。

5.4 作业

实施欠平衡钻井需要更多的设备和工艺, 因此通常比常规钻井花费更长的时间。在我们的例子中, 这种时间差别不是很明显。欠平衡钻井周期的减少可能是由于作业人员对设备、工艺的精通和相互之间配合的默契。

现场和管理办公室之间通过因特网传输欠平衡钻井实时数据, 保证了相互的协同作用。

6 欠平衡钻井实例研究

6.1 区块4的一个实例

图1示出井的总体情况。该区块主要用直井开发, 然而在油田边缘较高的地层水位意味着只有较少的储层可供开采。通过一个水平分支钻进2个含油单元, 这2个含油单元均显示了较好的含油孔隙度, 但是其饱和度和生产特性不同。

根据得到的随钻生产数据, 油井随后被侧钻钻进到一个更好的含油单元。含油饱和度值通常作为完井的基础。在本例中, 只有油气显示较好的部位被完井, 随着流入动态的进一步落实, 做出了侧钻的决定。

这表明了在欠平衡钻井过程中取得随钻油层特征的价值以及在好的油藏区域及好的压力条件下布井位给欠平衡钻井所带来的优势。

6.2 区块8的一个实例

在区块8油井3中, 应用欠平衡钻井来确认供油裂缝。

在常规钻井和欠平衡钻井中, 如预期有裂缝或断层存在或钻井有问题时需要进行随钻图像测井。如果裂缝早期发现, 就能及早封固, 从而防止油井出水。

在常规井中, 图像测井被用来分辨裂缝和断层, 隔离裂缝和断层可以使生产状况达到最优。在欠平衡钻井中不用图像测井就可以确定裂缝和裂缝中的流体情况。因此, 我们可以使油井的介入作业量最低, 使产油量最大化。

图表概述:5 根据钻井时井内流体数据预计油层压力是8 900 kPa。5 油井生产指数是0.045 m3/ (d5kPa) 。油层地质特征:5 H1井眼钻进低渗透性的下Shuaiba油层A单元, 没有钻遇目标层, 产量低。从H1中我们得出B单元油层压力等于或低于8 500 kPa, A单元有稍高的油层压力8 900 kPa。5 H2井眼侧钻进显示更好和更高渗透率的B1.1单元, 这一侧钻井段的产量超过预期目标。

7 采油速度

在欠平衡油井和常规油井之间, 采油速度没有太大的差别。欠平衡油井的初始产量有时比预计的要高一些, 但是递减速度也较快。因此欠平衡油井有助于加快采出速度而不是增加采出量。从生产速度来看, 欠平衡钻井油井经济可行。

8 采油指数

欠平衡油井的采油指数与常规井相比是不同的, 初期采油指数通常比常规油井高, 可能是由于欠平衡油井具有较低的表皮因子。一些欠平衡油井的采油指数比常规油井低可能是因为其位于低压区域, 这些井不久的将来均需要注水来维持压力。

9 成本效益

采用了2种方法以降低欠平衡钻井的成本:①在整个钻井过程中采用带有欠平衡配套设备的成套钻机钻进;②先用普通钻机向下钻至储层, 然后用带有欠平衡配套设备的整套钻机钻进, 也就是分批钻进方式 (图3) 。我们发现全部采用欠平衡配套设备钻进的油井比分批钻进的油井花费要低一些, 但还是比采用常规钻机花费要高。在阿曼石油开发公司所属的其他油田, 欠平衡钻井费用与常规钻井的费用相似, 这是因为欠平衡钻井的钻井周期较短。

井1C和2C采用常规钻机钻井 UBD井1和UBD井2完全用欠平衡钻机钻井 UBD井3和UBD井4采用两种钻机钻井

10 前景

我们发现在欠平衡钻井中分批钻进方式有很多优点, 因此将继续应用这种方式实施欠平衡钻井。分批钻进方式不仅降低钻井成本, 而且当钻进储层时能不断改进油井轨迹和压力预测, 达到更好的开发储层的目的。

实时密度图像测井通过帮助识别储层不同层位的密度差异达到地质导向钻进。密度图像测井也可以提供井眼所遇到的地质构造及其特征, 然而其分辨率不足以进行详细的构造和地层分辨工作。

当欠平衡钻井返出的岩屑呈糊状时, 从岩屑样品中只能得到很少的有意义的分析结论。因此, 测井数据的解释对于了解地质情况是极其重要的。

11结论

(1) 井位的选择对于欠平衡钻井的成功与否非常重要。在选井阶段所花费的时间保证了欠平衡钻井的预期结果。不适当的井位可能导致在欠平衡钻井时在有效操作中花费大量时间和成本, 而这些问题在常规钻井中不会发生。

(2) 式和采油方式的优选是非常有用的, 如电潜泵尺寸的选择等。

(3) 团队协作对成功非常有益。欠平衡作业的平稳运行需要设备完善的正规钻井队和专业的管理人员以及双方默契的配合。

(4) 欠平衡钻井似乎只能加速油井的生产而未必能增加油井总产量, 因此对油井的有效管理显得尤为重要。

深层欠平衡 篇7

关键词：钻井,油层污染,全过程,欠平衡,配套技术

在国外, 随着欠平衡钻井技术的进一步成熟和井控装备的发展, 从初期仅应用于低压地层的欠平衡钻井技术发展到用钻井液对较高压力地层实施欠平衡钻井的技术, 如边喷边钻、不压井起下钻等技术, 以及能降低高压地层欠平衡钻井安全风险的连续油管欠平衡钻井技术。目前, 世界上已有20多个国家使用欠平衡钻井技术开发低压、低渗和低产油气藏, 特别是衰竭油气藏。加拿大在所钻的5000多口水平井中有700多口采用欠平衡技术, 此项技术已比较成熟, 在有条件井上采用欠平衡钻井其单井产量可达常规钻井的2-10倍, 大大节省了增产措施的费用。近年来, 国内欠平衡钻井技术也有新的发展, 如新疆的解放128井有效解决了钻井中遇到的一些复杂难题。

1 问题的提出

在钻井、试油、等过程中都会不同程度地对储层造成伤害, 且部分伤害是不可恢复的, 具体表现在:

1.1 储层水敏损害较严重, 属强水敏, 是由多种因素造成的水损害, 这些因素包括: (1) 水敏性矿物水化膨胀; (2) 丝缕状伊利石等的微细结构物, 形成岩石中大量的微细孔及微细颗粒, 微孔增大了流体的流动阻力, 微细颗粒在流体推动下运移、堆积, 堵塞喉道; (3) 孔隙喉道表面大量的伊利石微细颗粒, 使岩石的比表面积成百倍增大, 半径小于0.25μm微细毛管占毛管总量的一半以上, 造成强大的毛管力, 形成对流体的流动阻力。这些因素使须家河组储层水锁损害率达20.4%-94.9%, 平均85.3%。

1.2 有一定的速敏损害, 且岩心样品之间的临界速度值差别较大 (0.0578%-1.59cm/min) 。

1.3 存在酸敏损害, 损害率达4.5%-43.8%, 随着PH值上升, 由于氢氧化物的产生如Fe (OH) 3、AL (OH) 3等, 使损害率增大, 损害原因是酸蚀后岩石颗粒脱落, 一、二次反应的沉淀物如氢氧化物、硅酸盐等, 以及它们与酸蚀形成的粘土膜等堵塞岩石孔喉造成损害。

1.4 钻井液 (泥浆) 对地层损害较为严重, 渗透率损害率35.1-85.6%, 造成损害的原因为固相颗粒和滤液的水锁效应, 而滤液的水锁损害占总损害的90%以上。

1.5 完井过程中的损害主要为钻井液 (泥浆) 的损害, 它占整个损害的61.1%~98%。地层一旦被钻井液损害, 靠地层自身能量恢复, 效果较差。

1.6 压裂液对地层渗透率损害的主要原因是滞留水产生的水锁损害, 它占总损害的67.1%以上。

目前尚无解除损害的有效办法。为有效保护储层降低储层污染, 最有效的办法是不让泥浆滤液和固相颗粒进入地层, 因此开展全过程欠平衡钻井技术攻研究与应用。

2 全过程欠平衡钻井配套技术的设计

主要包括:适合欠平衡完井的储层选择;欠平衡完井方式优选;欠平衡完井管柱优化研究及完井井下工具;欠平衡完井操作规范和适用条件。

2.1 考虑了注入气、基液、地层产出油、气、水以及岩屑等多相的耦合, 并结合油、气之间在井内随压力温度变化, 相态的转变, 利用多相漂移流动模型, 建立充气欠平衡钻井井筒多相流模型;在此基础上, 研究其数值计算方法, 开发相应的数值模拟研究预测。通过对欠平衡钻井井壁失稳机理进行了分析, 研究了泥页岩地层和非泥页岩地层的井壁稳定性, 确定井壁稳定分析条件。

2.2 欠平衡钻井地质选井条件。

选择欠平衡钻井层位, 其地层压力体系应比较单一, 同一裸眼段一般压力体系差值不宜太大。一般要符合下面条件: (1) 地层孔隙压力、漏失压力、坍塌压力和其他地质资料较清楚; (2) 地层稳定性好, 不易发生坍塌, 欠平衡钻井井段不宜太长; (3) 储层不含H2S或微含H2S; (4) 储层能量有所衰竭的老气田;

2.3 合理井身结构确定。

井身结构是确保欠平衡钻井顺利进行的关键因素之一。因此, 设计之前需要认真分析该地区邻近井的地质、钻井、测井、试油资料。建立坍塌压力、孔隙压力、漏失压力剖面, 以确定合理的井身结构。

3 全过程欠平衡钻井配套技术的应用

针对低产、低压、低渗、不含H2S、砂体纵横向分布不均及压力系数差异大的地质特点, 为了及时发现天然气层和减少对“三低”储层的伤害、提高钻进速度及解决工程地质难题为目标的欠平衡钻井工艺技术。针对欠平衡钻井后期压井、固井作业会对油气层造成不可逆转的巨大伤害, 研究形成了常规欠平衡钻井、不压井带压起下钻、不压井带压取芯、不压井带压测井、不压井带压下油管完井等。

3.1 欠平衡钻井工艺技术

(1) 确定合理欠压值的方法; (2) 欠平衡钻井液、完井液的选择、设计和维护原则; (3) 浅井气藏、深井气藏、柴油机尾气充气钻井和纯天然气钻井的合理井口及地面装备配套方案及工艺流程; (4) 相对稳定的井口回压控制技术。

在欠平衡钻井期间, 根据欠平衡钻井地层-井筒-地面压力关系, 适当控制回压以保持液面基本稳定和相对稳定的欠压值, 保证井下处于欠压下钻进。在现场操作中由于地层产出的油气不是一个稳定的量, 应适当增加回压以补偿溢流造成的环空液柱压力的下降。

3.2 不压井带压起下钻 (包括各种钻具) 工艺技术

在欠平衡钻井过程中由于更换钻头、中途测试、取芯和测井等作业需进行起、下钻作业, 采用常规的压井起下钻作业将会对产层造成严重的伤害。

欠平衡钻井一旦停泵关井, 其井口压力将产生增量, 同时井口压力还会因为起钻液面下降而增加;后期由于气体密度差产生的滑脱气上升至井口, 井口密闭, 其压力值将接近地层压力, 其作业风险较大。为了实现井口带压安全作业, 我们采用不压井起下钻液动加压装置 (其额定提升和加压载荷达30t和60t) 和国产旋转控制头可实现井口压力10.5MPa条件下的带压起下管串作业。采用不压井带压起下钻技术可以确保起下井内管串过程中钻井液不致浸入产层, 有利于油气层的保护。

3.3 不压井带压取芯技术

欠平衡取芯与常规取芯不同, 在欠平衡取芯作业时, 需要进行不压井起下取芯钻具和欠平衡取芯钻进;因在欠平衡取芯钻具组合中加有钻具内防喷工具, 这样就不允许向钻具内投球, 并且取芯工具外筒的外径必须与取芯作业时的钻铤外径相同, 以便于不压井带压起下钻时能够安全有效地卡紧取芯工具外筒。为了便于不压井起下取芯工具, 对取芯工具的长度也有特殊要求。欠平衡取芯, 取出的岩心真实, 无钻井液的侵蚀污染, 为地质认识提供了真实、直观的储层岩样。

3.4 不压井带压测井技术

带压测井是在地层压力大于泥浆液柱压力状态下的一种测井方法。由于井内泥浆液柱压力不能平衡地层压力, 井口存在井口套压, 要求测井时井口应在大直径电缆条件下能密封, 同时测井仪器如何顺利下入井底也与常规测井有所不同。

3.5 不压井带压下油管完井技术

欠平衡完井是欠平衡钻井的一个重要环节, 欠平衡钻井后若仍采用传统方法压井、固井完井, 势必对产层造成一定程度的伤害, 导致产能下降, 从而降低欠平衡钻井的综合效益。

(1) 压井下油管先期裸眼完井

该方法是对于岩性坚固稳定、裸眼段短且产层物性基本一致的油气层, 先下油层套管到油气层顶部固井后, 采用欠平衡钻井方式打开产层, 钻至完钻井深采用不压井带压起钻和不压井带压下油管串作业后试油投产。

(2) 特殊衬管完井

欠平衡钻井钻至完钻井深, 用不压井带压作业下入衬管后不注水泥, 再带压下入油管传输射孔管串, 射孔完井后试油投产。该方法由于下入尾管后不固井, 不存在固井对产层造成的伤害, 同时下入的尾管又有利于防止投产后上部井段跨塌而填埋产层。它与不压井下油管先期裸眼完井相比, 适合于井壁稳定性相对较低, 不适于裸眼完成的井, 可用于裸眼段较长的井段。

参考文献