探讨气体钻井和控压钻井技术应用效能的影响因素

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【摘 要】回顾分析了气体钻井和控压钻井技术在普光及地区的推广应用成效，结合普光及地区构造特点及陆相海相间、支线间的差异以及配套工具、工艺的限制，分析了影响先进钻井技术发挥更高效能的因素，提出了优化应用建议。

【关键词】普光及地区；回顾分析；构造特点；气体钻井；控压钻井；优化应用

普光及地区陆相地层钻井难度极大：一是陆相地层岩石坚硬，可钻性差，可钻性级值总平均约在6级，以致机械钻速低，采用常规钻井液钻井平均机械钻速只有1.44m/h（须家河地层平均机械钻速只有0.50m/h）；二是地层压力层系多、差异大，有些层位地层破碎，抗破能力差，漏失严重；三是气层压力系数高，在1.40～1.65之间，水层、气层变化较大，层深厚度变化大；四是地层倾角高达30～75o，井身质量控制困难。从而导致钻井施工中钻速低、周期长、成本高、风险大。

为加快在普光及地区陆相地层施工速度，自2006年始，深入推广应用了气体钻井技术，取得了较好的成效，较大幅度的提高了机械钻速，后期又成功应用了控压钻井技术，有效解决了因陆相地层裸眼段内存在多套压力系统而存在的压稳气层和承压堵漏难度大的矛盾。然而，由于普光及地区构造特点、陆相海相间、支线间的构造差异以及配套工具、工艺的限制，就整体来说，先进钻井技术还未能发挥最大作用，有待于进一步优化应用。

1．气体和控压钻井技术在普光区的应用成效

1.1气体钻井技术

充分利用气体钻井的技术优势，在普光及地区42口井中推广应用了气体钻井技术，较好的解决了陆相地层易井斜、钻速慢、漏失严重等问题。应用方式包括空气钻井、雾化钻井、泡沫钻井、氮气钻井。推广应用期间，做好地层不稳定、出气、出水等应急预案，以求最大限度的加大气体钻井应用深度，还通过采取有效的科学防范措施，使用空气钻穿了高压低能的须家河组地层，创新式的进行了空气钻井取芯、空气钻井侧钻等作业，取得了良好的技术和经济效益。

1.1.1 取得的技术指标

计在普光及地区42口井中推广应用了气体钻井技术，累计钻井进尺118725.69米，占其（42口井）总进尺的47.70%，平均机械钻速7.45米/小时，平均日进尺90.89米/天，累计使用各种钻头388只，平均单只钻头进尺305.99米/只。其中：应用空气锤钻头118只，累计进尺58344.38m，占气体钻井总进尺的49.14%，平均机械钻速为12.17米/小时；一开气体钻进进尺12581.57米，平均机械钻速5.85米/小时；二开气体钻井进尺104884.27米，平均机械钻速7.82米/小时；三开气体钻井进尺1259.85米，平均机械钻速3.46米/小时；氮气钻井应用13口，进尺4691.16米，平均机械钻速4.31米/小时；雾化、泡沫应用6口井，钻井进尺3334.69米，平均机械钻速6.43米/小时。有11口井钻穿了须家河组地层，其中4口井是利用空气钻穿的。

1.1.2 与常规钻井方式技术指标对比

气体钻井平均机械钻速是常规方式（1.44米/小时）5.78倍，平均单只钻头进尺是常规方式（95.11米/只）的3.26倍。

1.1.3 取得的经济效益

通过气体钻井推广和应用，普光气田陆相地层钻井周期（一开开钻至二开完钻）由探井阶段的169.77d缩短到121.84d，缩短了28.23％；陆相地层平均机械钻速由探井阶段的1.44m/h，现在平均机械钻速提高到了2.56m/h，平均口井陆相地层钻头用量由37.1只减少到23.58只，减少了36.44％。

按平均单井节约钻井周期47.93天，常规钻井液按每天10万元， 42口井共降低钻井投资20130.6万元；单井减少钻井周期47.93天，加快了开发进度。

采用气体钻井时，不使用钻井液，避免了井漏发生，而且钻井速度快，减少了钻井液的消耗和维护量，同时也减少了废弃钻井液的处理量，可在一定程度上节省钻井液费用和减少泥浆对环境造成的污染。

1.2 控压钻井技术

普光及地区1#线、2#线后端区域的须家河组地层埋层深，气层压力系数最高达1.65，气层能量相对也较大，应用气体钻进的风险很大。若是采用过平衡钻井方式，不但机械钻速较慢，还因陆相地层裸眼段内存在多套压力系统，存在压稳气层和承压堵漏难度大的矛盾，导致钻井周期较长，如P105-1H钻至井深2930.19米，发生漏失后，承压堵漏时间长达99.58天。为了加快须家河组地层的钻进速度，首次在P105-2井实施了控压钻井技术。

普光105－2井在井深3385.39～4590米实施控压钻进，主要目的是选择合适的钻井液密度，避免井漏。钻进层位：千佛崖组-须家河组，钻井液密度控制在1.34～1.37g/cm3之间，火焰高度控制在7米之内。控压钻进进尺1204.61米，平均机械钻速0.91米/小时，比常规钻进方式下须家河组地层的平均机械钻速0.5米/小时提高了82%。邻井P105-1H在钻至须家河组地层时，为平衡地层压力，钻井液密度最高达1.60 g/cm3，因承压堵漏损耗大量钻井时间。

2．影响先进钻井技术发挥更高效能的因素分析

由于普光及地区构造特点、陆相海相间、支线间的构造差异以及配套工具、工艺的限制，以及开发初期对地质构造和先进技术适应性的认知程度限制，部分先进钻井技术未能发挥更大作用，出现应用深度欠缺和复杂事故多发的情况，甚至出现“慎用、不敢用”个别先进技术的现象。

2.1地层适应性评价较粗略

在推广应用气体钻井技术之前，西南石油大学和中原钻井院曾先后对普光及地区陆相地层的岩性、构造应力、流体性质做过定性及部分定量的研究分析，认为普光及地区陆相地层岩石架构强度高、大部分岩性构造应力稳定，适合于推广应用气体钻井，在出气、出水情况下，通过采取针对措施亦可防燃爆、防井眼坍塌。实践证明，这只是一个针对整个普光及地区的定性分析结果。事实上，普光气田陆相地层倾向为120～140°，岩性构造和流体压力、能量在各支线间和支线区域内都存在着差异。如：须家河组地层埋深相差最大1088米，厚度相差最大354米；须家河组地层气体压力梯度相差0.45以上，储层能量相差也很大，有4口井应用空气钻穿了须家河组地层，而在P104-1和P105-2井应用氮气钻开须家河组地层后放喷数天也不能满足安全施工的标准要求，只得转换钻井液。

对气层压力、能量评价偏差大，会直接影响气体钻井应用效果，即易出现指导性失误，也会在摸索实践中发生复杂情况和事故。有9口井因设计和对须家河地层压力掌握不准的因素而提前结束气体钻井，反之，因对须家河气层能量把握不准，P104平台有2口井试图通过放喷后穿越须家河地层，放喷7天无效，却发生了卡钻事故。

依现在看来，除普光地区东南区域部分平台（如：P204、P104、P105、P106、P107）外，其它平台的施工井是能够用气体钻穿须家河组地层的。

2.2 气体钻井设计中缺乏钻遇气层的针对性措施

由于地质资料和测试数据的不完整，钻井设计中对陆相地层的气层压力系数的划定较粗略，不但范围定得偏大，而且无储层能量评定，对于实施气体钻井不具备指导性，如：设计压力系数为1.20的须家河组地层压力约48MPa(设定井深4000米)，如果没有气层能量评定数据，如此高的压力远超出了常用的旋转控制头的工作压力，是不能实施气体钻井的，事实上，有12口井应用气体钻井钻穿了设计压力系数不小于1.20的须家河组地层。

钻井设计中缺乏陆相储层能量评定数据，气体钻井设计也没有分情况论证和提供钻遇气层后的针对性措施，如针对气层的压力、能量、衰减速率，而应采取的应对措施。如果在气体钻井设计中结合气层压力、日出气量和衰减速率等分情况做出得以安全实施氮气钻井具体措施或参考意见，如前所述，大部分平台的施工井是能够用气体钻穿须家河组地层的。

在普光气田开发中后期，普光分公司做了一个不成文的规定：“天然气进入井内或者出气量大于8×104m3/d、循环时间30个小时全烃含量仍大于20%，转化为常规钻井液钻井。”，虽然不能说完全科学正确，但具有基本的指导意义。就是这句话，也是在汲取了两口井发生放喷卡钻的基础上总结出来的。

2.3 气体钻井配套工艺和设备有待完善

应该说，气体钻井技术是成熟的，相应的配套工艺和设备也是比较完善的。但在局部区域，如普光及地区应用中也表现出了少许不尽人意之处，暴露出了部分工艺和装备的不足之处，不同程度地影响了气体钻井配套工艺的应用深度和广度。主要体现在如下几个方面：一是高含天然气情况下的安全钻进问题。在普光及地区实施气体钻井过程中，所装备的旋转控制头型号大多为：XF35×35-10.5/21，而钻开陆相气层后的最大关井压力为6MPa（P104-1井），应该说，应用氮气装备是可以在气层中实现安全钻进的，四川油气田在20世纪60年代就曾使用天然气钻井8口。但是，在普光及地区，只有11口井应用氮气或空气钻穿了须家河组地层，有9口井因为天然气含量偏高提前终止了气体钻井，其中有2口井在放喷点火期间发生卡钻事故，1口井发生回火爆炸、断钻具卡钻事故。这就说明，在普光及地区推广应用气体钻井技术时，依然存在高含天然气情况下的安全钻进问题，在控压钻进、安全泄压、井口井下防燃爆、防回火等方面还需要完善设备配套和工艺；二地层出油后的处理问题。P105-2、P101-2H、P204-2H分别钻至3385米、2835米、3530米时，地层轻质油进入井筒，造成钻具泥包、活动钻具严重阻卡情况，不得不终止气体钻井。目前，还没有查询到应对地层出油的有效办法；三是较深地层出水后的安全钻进问题。普光及地区浅层（60-600米）出水后，可转换成雾化钻进方式，安全实施气体钻井。但是在较深的地层（2000米以下）出水后，且出水量小于10m3/h，大都不能再正常实施气体钻井。P302-3、P203-1、P103-1和P3011-5井分别在下沙溪庙至自流井组地层（2007～2980米）发生出水现象，除P3011-5井（出水量小于5m3/h）成功处理、继续实施空气钻井外，其它3口井因发生复杂情况而终止气体钻井，其中P203-1井在转换泡沫过程中发生了卡钻事故。

普光及地区下沙溪庙至自流井组地层的出水量小于10m3/h，以当前气体钻井工艺水平而言，是可以成功转换成雾化或泡沫钻进的，究其效果差的主要原因是暴露段长，地层出水后发生不稳定的层位多。因此，在实施空气或氮气钻井时，为应对地层出水，提前加入处理剂以对井壁进行防塌和憎水性处理是有必要的。

2.3.1断空气锤头问题

使用空气锤钻进具有机械钻速高（平均达到了12.17米/小时）、易于控制井身轨迹、有效减轻钻具磨损和疲劳破坏、利于保护上层套管等优点。但是在普光及地区使用空气锤钻进中，累计发生10次空气锤头断落事故，损失时间128.43天，平均每次损失时间12.84天，有3口井因打捞无效填井侧钻。发生空气锤头高频率断落和高难度处理问题后，影响了施工队伍使用空气锤的积极性。

分析空气锤头断落的原因既有其高频振动所引发的机理原因，也有产品质量不稳定的因素，同时，还有一条不能忽视的因素就是钻进参数（主要是钻压和空气排量）有待合理优化。

2.3.2有待完善预防和处理复杂情况措施

气体钻井区别于常规钻井液钻井的显著特点是使用气体作为循环液，所钻出的井眼没有在径向上没有支撑，一旦因各种原因发生井眼不稳定（应力变化、出水、钻具碰撞、岩屑冲蚀、井下燃爆）、携岩效率低（大肚子井眼、排量降低、泡沫稳定性差）、钻具泥包（出水、出油）等现象，都会快速造成井下复杂情况，又由于气体携岩的特点，较大掉块难于携带出来，处理难度远比常规钻井液方式大。在普光及地区42口井实施气体钻井中，计发生了9次卡钻事故（其中2口井断钻具后卡钻），有6口井填井侧钻。

因此，保证设备正常运转、合理匹配钻进参数、井壁稳定性预处理、监测异常情况、把握转换方式时机是关键性的。

2.3.3气液转换中存在的问题

在42口井的气体钻进过程中，有24口井是因为发生复杂情况（出气、出水、出油、井壁不稳定、断钻具、断锤头、井斜超标、卡钻等）而中止气体钻井的，有12口井在气液转换过程中发生了较为严重的复杂情况（划眼、卡钻后的处理），平均转换时间耗时4.73天，转换钻井液后，划眼时间最长达23.97天。造成气液转换时间长的主要原因是干燥井壁在有钻井液失水的情况下发生应力变化，导致井壁不稳定，以及转换钻井液后部分施工井发生了井漏。在后期推广应用了润湿反转剂前置液，井壁掉块程度得到有效控制。

2.3.4 设备配套问题

普光及地区在实施气体钻井过程中暴露出设备配套方面的问题有：①大部分未装或安装了功能较差的简易的防回火装置；②未接入气举旁通阀，正确接入气举旁通阀可以提高排屑效率、降低底部井眼高压、调节空气锤排量、改善空气锤运行工况；③旋转密封胶芯工作时间短，密封可靠性差，引发施工人员在气层钻进的安全忧虑；④氮气设备不足，P102-1井因无氮气设备终止气体钻井，P204-2H等待氮气设备长达12.19天。

2.4 未能针对不同地质构造优化应用方式

普光及地区的岩性构造、流体类型、流体压力、能量在各支线间和支线区域内都存在着差异，若忽视这些差异，试图采用统一的应用方式，不但影响气体钻井应用成效，还易发生复杂情况，增加施工成本。如：试求在P104平台穿越须家河组地层，发生了2次放喷卡钻事故，而若在P102平台使用氮气穿越须家河组地层，显然又增加了施工成本。

初步推论，在普光及地区西部区域的平台，如：P101、P102、P201、P202、P301、P302等平台使用空气钻穿须家河组地层的可能性很大；中部区域的平台，如：P103、P203、P303、P304、P305等平台使用氮气是可以钻穿须家河组地层的；东南部区域的平台，如：P204、P104、P105、P106、P107等平台则不必强求用气体钻井方式穿越须家河组地层，可以采用控压钻井方式。

2.5 缺乏陆相储层的能量和衰减速率的合理评估限制了控压钻井技术的应用

前已述及，由于地质资料和测试数据的不完整，以及岩性构造、流体类型、流体压力及能量在各支线间和支线区域内都存在着差异，现场不能准确确定陆相气层的压力、能量、衰减速率。当使用钻井液钻井时，即使钻井液密度偏高，达到了过平衡状态，由于气体具有很好的压缩储能特征，一旦压力波动（包括在过平衡状态下）即会“回吐”井眼，发生气侵，易被认为是“高压”气层，使得施工人员对实施控压钻井的可行性和井控安全产生忧虑。

使用气体钻开须家河气层后最大的关井压力为6MPa，是在P104-1井，该井钻开3836米气层放喷时发生卡钻，在侧钻过程中，钻井液密度最高调到了1.60g/cm3，后维持在1.47g/cm3，显然，该气层压力系数是不可能达到1.30（1.47-0.17）的，在钻井液柱压力高出气层压力49.26MPa的情况下（0.0098×1.47×3836－6=49.26），之所以还存在气侵的情况，也说明了气层的压缩储能和置换发生着作用。

2.6 事故多发的问题

在普光及地区42口井中应用气体钻进进尺118725.69米，累计发生各类事故66次，损失时间585.58天，万米事故发生次数5.56次/万米，万米损失时间49.32天/万米。其中：断钻具46次，损失时间134.90天；断空气锤头10次，损失时间128.43天；卡钻7次，损失时间310.62天，钻具脱扣2次，损失时间1.18天；井身轨迹调整1次，损失时间10.45天。可以看出：气体钻井发生断钻具事故次数较多，发生卡钻后事故处理难度大，损失时间多。其原因分析在此不再赘述。

2.7 专业化气体钻队伍技术水平不一致

注：施工总井次为47次，是因一口井由两个专业化气体钻队伍分段施工

由上表可以看出，由威德福施工的气体钻井平均机械钻速达到11.30米/小时，是其侧重于应用空气锤钻进之故；发生卡钻事故最多的是中原管具，达到3次；发生卡钻事故几率最高的是长庆研究院，达到50%。

气体钻井机械钻速的高低和发生卡钻事故的多少虽然不能完全判断专业化气体钻队伍技术水平的高低，但是，在忽略统计概率偏差的情况下，二者之间还是有一定的关系的。因为钻井施工队伍在气体钻井方面的经验很少，气体钻进中诸如钻具结构、钻进参数、异常情况监测以及复杂情况处理等方案和措施，多是由专业化气体钻队伍建议和指导。

3.气体和控压钻井技术优化应用建议

普光地区主体钻井工程已经完成，根据其推广应用先进钻井技术的经验，提出了优化应用建议，以期对普光周边区域施工井有所裨益。由于川东北地区陆相海相间、各区块间存在构造差异，地层流体类型、压力、能量和分布规律各不相同，应用单一的先进技术往往成效较小，针对先进钻井技术在应用中存在的关联、交替、交叉关系，需要把井身结构设计、气体钻井、垂直钻井、复合钻井、钻头优选、定向井轨迹控制（必要时引进旋转导向技术）等成型的先进钻井技术有机的结合起来，进行优化应用，才能更大限度的提高钻井速度。

3.1 以纵向上构造差异选择选择应用先进技术种类，以横向上构造差异优化先进技术应用方式。

3.2 把多项先进技术有机的结合起来，优化应用，提高系统应用效果。

3.3 鉴于川东北地区地质构造的复杂性、多样性以及部分先进技术应用中所具有的局限性，合理评估和选择先进技术的应用层段、深度、方式和时间。

3.4在安全前提下，充分应用气体钻井和控压钻井技术。结合地质、测试和邻井资料初步评估陆相气层的压力、能量和衰减系数； 若对陆相气层压力、能量和衰减系数掌握不准，参考资料较少，气测显示偏大，地层出水量较大时，建议使用控压钻井技术钻穿陆相地层；控压钻进期间，根据不同层位的气测显示和井口回压值调整钻井液密度，以期初步获得千佛崖至须家河组地层中各气层的压力范围、能量大小和衰减特征，为进一步降低钻井液密度提供依据；通过控压钻井实践，根据初步掌握的各气层的压力、能量和衰减速率，或直接进行中途测试，评估陆相地层全程实施气体钻井的可能性；条件具备时，可考虑改变井身结构满足在陆相地层全程应用气体钻井的安全要求。

3.5 应用先进钻井技术时，不能忽视钻具结构、钻进参数的优化，还要强化设备配套、异常监测和应急预案落实工作，并提前为下一道工序做好准备。

3.6 应用先进钻井技术，既要达到提高钻井速度目的，还要满足安全生产和控制成本的需要。

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