采用控压释放技术处置地层圈闭效应.pdf

文章编号：10007393(2023)02017905DOI:10.13639/j.odpt.2023.02.008采用控压释放技术处置地层圈闭效应王军1晏凌1李洪兴1杨博仲21.川庆钻探有限公司川西钻探公司；2.川庆钻探有限公司钻采工艺研究院引用格式：王军，晏凌，李洪兴，杨博仲.采用控压释放技术处置地层圈闭效应J.石油钻采工艺，2023，45（2）：179-183.摘要：因井漏或者反推钻井液引起的圈闭压力给现场井控措施的制定带来较大困扰，而控压释放技术是应对钻井过程中地层圈闭效应的有效方法。在充分分析圈闭压力的特点及实钻情况的基础上，开展了圈闭压力控压释放技术的探索与实践，形成了圈闭压力控压释放配套技术，通过严格执行关井求压、控压释放、循环排污和节流降密度的工艺流程，让圈闭内流体按一定比例匀速进入井筒，逐步降低圈闭内压力，较好地解决了漏失地层形成的短期圈闭压力难题。川西南部 YT1 井的成功应用表明，采取合理的控压释放方法能够安全降低圈闭内压力，扩展钻井液密度窗口，在溢流与井漏的矛盾中找到压力平衡点，有利于井控安全。关键词：漏失地层；圈闭效应；控压释放；安全密度窗口；井控中图分类号：TE28文献标识码：ATreatment of trap effect via pressure-controlled releaseWANGJun1,YANLing1,LIHongxing1,YANGBozhong21.CCDC Chuanxi Drilling Company,Chuanqing Drilling Co.,Ltd.,Chengdu 610051,Sichuan,China;2.CCDC Drilling and Production Technology Research Institute,Chuanqing Drilling Co.,Ltd.,Guanghan 618300,Sichuan,ChinaCitation:WANGJun,YANLing,LIHongxing,YANGBozhong.Treatmentoftrapeffectviapressure-controlledreleaseJ.OilDrilling&ProductionTechnology,2023,45(2):179-183.Abstract:Trappressurecausedbylostcirculationorinjectingdrillingfluidsintoformationsbringsgreatchallengestotheformulationofon-sitewellcontrols.Pressure-controlledreleaseisaneffectivetechniquetodealwithformationtrapeffectsduringdrilling.Afteranalyzingthecharacteristicsoftrappressureandactualdrillingdata,attemptsweremadetodevelopthepressure-controlled release technique for trap pressure.By strictly implementing the technical workflow of shut-in pressure calculation,pressure-controlledrelease,circulatingblow-offandchoke-manifoldmud-densityreduction,thetrappedfluidsenterthewellboreataconstantrateaccordingtoacertainproportion,andthetrappressureisgraduallyreducedtosolvetheshort-termtrappressureproblemofthiefzones.ThesuccessfulapplicationinWellYT1,southwesternSichuanBasin,showsthatareasonablepressure-controlledreleasecansafelyreducethetrappressure,expandthedrillingfluiddensitywindow,andseekapressurebalancebetweenwellkickandlostcirculation,whichisfavorableforwellcontrol.Key words:thiefzone;trapeffect;pressure-controlledrelease;safedensitywindow;wellcontrol在钻井作业中因井漏和堵漏作业、特殊井控工艺需要向地层反推钻井液，当钻井液漏入地层的速度大于地层通过自身漏失通道向远端延伸的漏失速度，因漏斗效应会在一定范围、一定时间内形成圈闭压力1-2，停止循环后，前期漏失进入地层中的钻井液又回吐到井筒，形同溢流。这给现场制定井控措施带来困扰，并且存在较大井控风险。国内外学者基于井控安全考虑对钻井过程中的基金项目:中国石油天然气集团有限公司重大科技专项“陆上井控应急关键设备与配套技术研究”(编号：2021ZZ03-4)。第一作者:王军(1979-)，2000 年毕业于西南石油大学，现从事钻井技术研究及管理工作。通讯地址：(610051)四川省成都市三友路213号技术应用与研发中心。E-mail:wangjuncx_第45卷第2期石油钻采工艺Vol.45No.22023年3月OILDRILLING&PRODUCTIONTECHNOLOGYMar.2023圈闭效应进行了大量研究，并取得了一定程度的进展。但受重视程度与研究方向的限制，大部分研究主要集中在圈闭压力产生的机理，对地层回吐和井下溢流的识别总结不全面。对圈闭效应的判别主要是反复采用司钻法对井筒排出流体循环检查并以此作为下步措施的依据，对圈闭效应的处置技术主要依靠求取关井立压、加重钻井液压井3-4。这不但增加了井控工作量和作业风险，而且对窄密度窗口井段而言，加重钻井液进一步增加了井漏的风险，让更多的钻井液漏入圈闭之中，停泵后会有更多的流体回流，导致地层圈闭效应更加严重，钻井现场陷入堵漏和压井的恶性循环。因此，笔者提出了新的处置方法，即根据圈闭效应的特殊性质，利用其停泵回流的特性，通过地面控压设备，以少量、多次、受控的方式将圈闭内的流体引入井筒，以达到降低圈闭内压力、减弱圈闭效应的目的。但具体实施过程当中，部分井效率低下，周期较长，降压效果并不明显，部分井因判断失误、操作不当引发井控问题。为了确保圈闭压力的安全有效处置，必须对控压释放的主要方法和工艺、适用性评价、风险分析以及防控等方面进行深入研究，以期达到最佳效果。1 技术难点(1)在停泵钻井液外溢的情况下，容易混淆钻井液回吐和井下溢流，判断错误将导致现场技术措施失当。(2)即使是在回吐过程中，天然气等地层流体因与钻井液存在密度差而易通过置换方式侵入井筒，若天然气持续侵入井筒则钻井液回流将转化为溢流，易造成高套压等井控难题。(3)现场实际操作中，缺乏规范，主要依靠经验施工，可能会因为在施工中控压不严、或者过量释放引起井控险情。(4)对释放效果缺乏评价方法。由于释放效率受多种因素影响，因此根据当前川渝地区控压释放统计结果，其效果差异性较大，部分井释放效率较低、周期较长，降压效果却不够理想。2 技术措施 2.1 正确区分溢流和回流(1)溢流为原始地层流体侵入井筒，而回流为圈闭内钻井液再次返回井筒5-6。在释放之前需仔细分析研究井筒中漏失压力、油气水层压力并判断入侵井筒流体的性质，特别是在同一个裸眼井段中有不同压力系统气层和漏层。若井底压力高于气层压力低于漏失压力且出口处存在停泵不断流的现象，则漏失钻井液回流井筒的可能性比较大。(2)对井筒排出的流体进行循环检查是判断溢流和回流最直接的方法。(3)回流前肯定会出现漏失或者因井控要求进行反推的情况，最终回流量不会大于漏失量7。(4)若为漏失钻井液回流，则其关井立压与套压相近，且关井立压不大于漏失过程中的循环压耗。(5)若为漏失钻井液回流，则井口压力及单位时间内的回流量将始终呈现减小趋势；若压力或者回流量呈增大趋势时，则为裂缝内的地层流体侵入井筒，应及时启动井控程序。2.2 做好井下压力窗口的实时监测根据现场情况，在释放完一定数量的钻井液后，要关井求压以判断圈闭压力的变化，确保不因过度释放，造成钻井液密度小于安全密度窗口的下限而造成井控险情。2.3 选择合理的钻井液密度在窄密度窗口范围内尽量选用合理钻井液密度，从而有效降低漏失量、控压释放的工作量及井控风险。2.4 严格执行控压工艺流程根据现场经验把控压释放全过程划分为关井求压、释放、循环排污和节流降密度等 4 个环节，反复进行直至圈闭压力降至安全密度窗口内8。(1)形成圈闭压力，并出现停泵钻井液回流现象时，采用关井求压的方法，确定圈闭压力的大小。(2)适当开启节流阀，开始释放作业，保证少量、多次、控压地释放降压。根据施工经验，第 1 次释放量按照环空容积的 0.5%来考虑，若以后排污无井控风险时，再逐次提高 0.5%，但最多单次释放量最多不得超过环空容积的 5%，累计释放量不得超过总漏失量。若控压释放过程中单次环空释放量过大，造成进入井筒的天然气等地层流体过多，将使井筒压力下降，并可能使下步循环排污作业中产生高套压。(3)循环排污就是采用低泵冲参数，将井筒中受污染钻井液排放出去的过程。为了维持井筒压力平衡，特别是圈闭压力较大时，需要在整个循环排污过程中，考虑井下漏失等因素，选择适当排量，按照司钻法第一步严格控压，以避免天然气过度膨胀，出现180石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期高套压险情。在此过程中应注意调节节流阀，并在井底无溢流时附加 0.51MPa 套压，以确保侵入井筒的地层流体被顺利排出，并对钻井液性能进行监控，记录好立压和套压的变化情况。(4)若节流阀安全打开，出口流量很小或断流，但圈闭压力尚未降至安全密度窗口以内时，逐步递减钻井液密度，一次递减 0.020.03g/cm3。在循环降密度时控制节流压力，使井筒内不发生溢流。2.5 开展释放效果评价影响释放效果的主要因素有圈闭特征、井底压差、地层渗透率和释放流体的性质等8。圈闭压力下降主要取决于一定时间内累计释放量的大小，圈闭容积越小则释放效果越好。随着井底压差的增大和井口回压的下降，释放速度及圈闭压力下降速度均明显加快，利于控压释放技术的实施8。地层渗透率越低，地层压力回升越慢，对采用控压释放工艺技术有利。地层流体的特性同样会显著影响释放效果，因为气体与液体的压缩性不同，排放出的地层流体含气量越小，则其释放效果越好。据统计，当前川渝地区地层圈闭压力控压释放效果差异性较大，部分井释放效率较低、周期较长，降压效果不够显著。为了避免产生不必要的经济损失，可以在先期释放的过程中对地层圈闭特征、流体性质等进行判断。具体做法:观察初始释放时压力变化情况，若压力迅速减小且无回升现象时，可证明圈闭容积是有限的，可应用控压释放技术来降压，持续释放可达到降压目的；若压力下降不明显或能够迅速回升，则说明圈闭内部有足够的能量，持续释放可能无法达到降压效果，为节省钻井成本可采取堵漏后压井的方法继续钻进；如果圈闭内部压力在有效下降之后出现缓慢回升，则很可能是圈闭远端出现能量供给并且地层渗透率偏低所致，这时根据具体情况决定是否继续执行控压释放技术。3 现场应用实例及效果分析 3.1 应用实例YT1 井177.8mm 套管下深5748m(峨眉山组顶)，随后用149.2mm 钻头及密度 2.21g/cm3的油基钻井液在井深5190m 开始侧钻，所钻地层岩性均为玄武岩，钻至井深 5560.56m 发生漏失，平均漏速 4.0m3/h。该段为区域漏层，根据邻井电测资料，漏失通道以微裂缝为主，类型多为诱导缝。经多次堵漏效果不佳(油基钻井液堵漏效果差9-11)，之后漏速逐渐降低，继续观察钻进到井深 5561.17m，彻底止漏，累计漏失 73.6m3。进行短起的过程中发现出口外溢，随即关井，套压 6.2MPa，立压 5MPa，且压力在 5h 内基本稳定。经精细控压设备循环钻井液，全烃含量最高 62.6869%，焰高 0.51.0m，火焰持续 12min。该漏失井段岩性是玄武岩，属于硬脆性地层。初始漏速不高，分析认为是微裂缝造成的诱导性漏失，随着漏入的钻井液增加，地层漏失压力逐渐升高，漏速渐低直至不漏。停泵时，因为诱导性裂缝闭合，漏入裂缝中的钻井液又重新返流至井筒，井下由漏转溢，从现象上看形成了局部圈闭。套压略高于立压，这可能与少量地层流体在回流过程中进入井筒有关。按关井压力经过计算要平衡圈闭压力的当量钻井液密度为 2.32g/cm3。这时，若想采用堵漏工艺来提高地层的承压能力是十分困难的，也难以在溢流与井漏之间寻找到平衡点。该井所形成的圈闭压力达 120.44MPa，关井 5h后压力基本趋于稳定，由此可以看出要通过地层自身的漏失通道释放圈闭内压力需要较长的时间。YT1 井正眼实钻及完井测试资料显示，玄武岩井段的最大压力系数均未大于 2.05。侧钻段使用密度2.21g/cm3的钻井液钻井，出现井漏、液面位于井口，且钻井过程中油气显示不明显。分析表明，利用精细控压设备控压释放圈闭内压力是安全可控的。结合对圈闭的认识判断，尝试先在密度 2.21g/cm3的情况下采用控压释放技术，通过先期的释放判断进入井筒流体的性质、摸索单次释放量等关键参数以及进行效果验证和评估。密度 2.21g/cm3时控压释放施工数据见表 1。从前 4 次循环排污来看，该井地层气体并不活跃，在单次释放量 0.51.3m3的情况下，均能安全正常完成排污作业。对回吐流体进行取样检测，除井底部分钻井液密度因受气侵污染降低外，其他性能与井浆一致，回吐物为钻井液，且没有其他流体污染，处置的难度较小。然后再逐级加大释放量，当单次释放量达到 3m3以后，循环排污过程中的液面上涨量、最高气体流量及关井套压反而呈增大趋势，在循环排污阶段套压最高达到 22MPa，出口间断喷纯气，这说明过量释放造成大量气体进入井筒，排污过程中出现高套压，造成了井控风险。为了防止再次出现上述险情，规定之后的单次释放量不超过 2m3，同时严密观测回流速度、关井压力等参数。王军等：采用控压释放技术处置地层圈闭效应181表1YT1 井钻井液密度 2.21g/cm3时控压释放数据Table1Dataofpressure-controlledreleaseofWellYT1withthedrillingfluiddensityof2.21g/cm3序号停泵时间/h释放量/m3释放前套压/MPa后效描述全烃/%密度变化/(g cm3)控套压/MPa气体流量/m3/h焰高/m持续时间/min液面/m10.30.56.249.22.212.18无15不变21.50.75.4602.212.18无551.538不变321.05.8522.212.13无85240不变451.35.2492.211.9322.5346363不变5335.9522.211.43022280041107.26 17(11h后断流)1.11.5232.212.13无1201.52490.2通过 6 次释放，累计放出 7.6m3圈闭流体，套压降为 0，出口完全断流，关井套压明显降低，且圈闭内压力没有回升迹象，说明圈闭内体积有限，满足控压释放的前提条件。因此按照以下步骤实施后续控压释放作业。(1)出口完全断流或流速小于 0.05m3/10min 及关井套压有减小趋势的情况下，进行降密度作业(每次控制降低0.02g/cm3)；(2)控压释放，压力控制由地面控压装置进行控制，保证单次释放量不超过 2m3；(3)循环排污，在司钻法第一步控压值的基础上附加 0.51MPa，将释放出的圈闭内流体循环排出，并对钻井液性能进行调整；(4)在钻井液密度及流变性能得到充分调整的前提下，观察停泵时出口流速，每次释放后进行关井求压，检验压力恢复情况，并对比释放前套压及出口流速，对释放效果进行评价；(5)重复以上步骤，直到圈闭内压力降到目标值。YT1 井在不同密度下累计控压释放 34 次，再通过反复活动钻具抽吸等方式在可控的状态下，逐渐释放圈闭内能量，累计回吐钻井液 51.3m3(表 2)。从图 1 可知，在释放的初期，由于圈闭体的压力较高，圈闭流体快速进入井筒，造成初期圈闭压力迅速降低，随着进一步的释放，圈闭内的弹性能量逐渐被消耗，缺乏远端的能量补充，下降幅度逐渐变慢。由此可知，当量密度 2.10g/cm3以后再试图通过有限次的释放将无法短期内实现圈闭内压力的快速降低，在钻井液密度已经满足下部安全钻进的前提下，决定终止释放。表2YT1 井控压释放施工整体数据Table2Overallperformanceofpressure-controlledreleaseoperationinWellYT1钻井液密度/(g cm3)释放次数出口最终流速/(m3 (10min)1)释放前套压/MPa累计释放量/m32.21605.47.62.1930.043.29.92.1720.022.812.82.1520.012.614.82.131001.932.82.101100.951.32.082.102.122.142.162.182.202.220102030405060地层压力当量密度/(gcm3)累计释放量/m3图1YT1 井累计释放量与圈闭压力关系曲线Fig.1Cumulativereleasevs.trappressureinWellYT1 3.2 效果分析YT1 井通过控压释放的方法成功地处置了由井漏引起的圈闭压力，扩大了钻井液安全密度窗口，钻井液密度维持在 2.10g/cm3直至完钻，期间没有发生溢流和漏失的复杂现象。与周边邻井采用堵漏压井的处置方法相比，复杂时效降低了 54%，提高了钻井作业的连续性，钻井周期相比同区块邻井平均水平缩短了 32d。相比同区块邻井在遇到圈闭压力进行反复堵漏182石油钻采工艺2023 年3月（第45卷）第2期压井的处理方法，YT1 井采用控压释放的方法将安全密度窗口扩大至 0.10g/cm3，使漏失量下降 91%，降低了钻井液损失和物资消耗，同时避免了大量高密度钻井液对储层的伤害。4 结论及建议(1)控压释放技术为安全有效处置窄安全密度窗口井段地层圈闭压力提供了有效的技术保障，具有一定的现实意义和指导价值。(2)由于在控压释放过程中长时间停止循环，裂缝中地层流体侵入等原因，可能使回流的钻井液被污染导致性能恶化，给后期施工带来极大的安全隐患，这是施工过程中必须考虑的问题。(3)需要进一步加强单次释放量和井底压力降低值的精准预测和研究，进一步完善控压释放工艺技术。参考文献：刘德平,付焘,杨璨,等.漏失地层圈闭压力的形成与处置技术J.钻采工艺,2021,44（6）：40-44.LIU Deping,FU Dao,YANG Can,etal.Research 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