强化充气钻井技术现状与应用

时间：2024-09-03

朱丽华，范黎明，韩烈祥，李枝林，邓玉涵，李雪

1中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2油气钻井技术国家工程实验室—欠平衡与气体钻井试验基地

0 引言

氮气钻井技术是以氮气作为部分(充氮气钻井)或纯循环流体(纯氮气钻井)的一种钻井方式，对于提高机械钻速、避免储层损害、及时发现和准确评价油气层具有积极作用，广泛用于衰竭油气藏、水敏性极强的储层钻进，是目前真正能实现钻进过程“零污染”的储层钻井技术。而充氮气钻井技术兼具氮气钻井和钻井液钻井特点，可实现精确调整井筒流体密度，维持井壁稳定，避免井漏并保护储层。

充气钻井分为立管充气法和环空充气法(强化充气)。立管充气钻井技术工艺简单、理论成熟，国内外已广泛应用，但存在一系列问题。如两相流不稳定、流态变化大；使用钻井液脉冲传输工具MWD/LWD的压力脉冲信号效果不好；气体导热系数低，在深井中井下仪器工具的工作温度会大幅升高，导致仪器性能不稳定甚至失效；马达出口流量和压差不稳定，导致橡胶定子应力持续变化，增加磨损和疲劳破坏风险；另外，氮气分子较小，容易进入定子橡胶，导致橡胶膨胀，在短起下、划眼等作业时容易出现穿刺、开裂问题[1]。相比而言，强化充气钻井技术因充气方式的改变，可有效避免立管充气法存在的问题。

随着钻井地层的复杂性和石油资源稀缺性的与日俱增，国外已将强化充气钻井技术与控压工艺相结合作为解决控压钻井压力控制的有效手段[2]，有效解决了钻井过程中存在的稳定井壁、防漏堵漏与保护储层的矛盾，成功用于含硫、裂缝性和衰竭性成熟油藏的大斜度井、水平井钻井。截至目前，墨西哥在勘探开发中已在400多个不同井段进行了套管充氮气控压钻井作业；在美国德州Buda天然裂缝性灰岩低压衰竭储层中采用原油充氮气作业，降低漏失，实现了边钻边产，成本降低35%，钻井总成本仅为其上覆岩层Eagle Ford页岩井的40%～45%；陕西彬长矿区的DFS-M85井组采用连通井充气技术开发煤层气，单日产气量最高达4 800 m3，是周边常规钻井的5～9倍。

1 强化充气钻井工艺类型

强化充气钻井工艺包括同心管(套管)充气、连通井充气和寄生管充气等3种工艺方法。

1.1 套管充气工艺

套管充气工艺是钻进时通过两层套管间的“微环空”将气体注入到井下钻具与套管环空(主环空)中，与循环钻井液混合以降低井底压力的方法。套管充气技术易将井底循环压力控制在作业窗口范围内，有效避免循环漏失，且与定向钻井工具兼容，水平井钻井成本较低，在国外被广泛用于储层钻井以提高单井产量，是开发低压低渗储层、压力衰竭性储层的重要钻井方式。其中，套管充气工艺的气体地面注入接口可与投产后气举系统互联互通，一起充当气举增产系统。

图1为套管充氮气示意图，图中生产尾管顶部坐挂—尾管悬挂器，尾管固井后回接同尺寸、带有混气短节(混气点处)的临时套管，形成同心环空注气通道，实现充氮气钻储层作业。

图1 套管充氮气示意图

1.2 连通井充气工艺

图2 连通多分支水平井结构模型图

1.3 寄生管充气工艺

寄生管充气工艺是将一根附着在套管外面、下端带有混气短节的油管随套管下入井中并注水泥固定，钻进时，钻井液全循环，气体通过寄生管在井下环空与钻井液混合，如图3所示。但由于寄生管下入成本高、技术可靠性不足、井完整性存在隐患，推广应用受到限制[5]。

图3 寄生管充气钻井原理示意图

2 两种强化充气钻井工艺技术

2.1 套管充气控压钻井技术

2.1.1 套管充气控压钻井设计的关键参数

套管充气控压钻井设计的重点是营造一种防止气体滑脱、流动稳定的两相流状态，获得平稳的井底压力。斯伦贝谢公司开发了瞬态两相流模拟软件(UbitTS)和稳态两相流分析软件，为技术的成功应用提供了分析手段。其中，UbitTS模拟软件采用OLGA多相瞬态流动力学建模引擎，适用于任何气液比的欠平衡动态辅助设计。

套管充气控压钻井设计的关键参数有初始临界注气量、注气压力、混气点位置、泵送氮气“微环空”、喷射短节总流道面积以及达到设计当量循环密度所需的氮气体积等。通过将估算的初始临界注气量输入UbitTS软件，模拟计算出临界注气量和稳定流动所需时间，最后将临界注气量输入稳态两相流分析软件，得到套管充气控压钻井安全作业窗口。注气压力的取值依据是能够举动环空中的钻井液液柱。混气点井深和井斜对临界注气量有直接影响，为找到最佳混气点位置，通常要模拟几种方案。以某井[6]为例，其Ø244.5 mm挂Ø193.68 mm同心管，混气口井深4 168 m/垂深4 111 m，Ø165.1 mm井眼钻至井深4 906 m/垂深4 393 m，模拟计算结果如表1和图4所示。模拟结果发现，为最大限度提高注氮有效性，设计时应将混气点尽可能接近完钻井深。

瞬态流动模拟结果表明，理论上混气孔总流道面积小于同心环空截面积的1%时，井内才是完全稳定的流动状态，而实际上这样小的混气孔易出现孔眼堵塞；世界各地的应用研究发现，为避免出现混气孔固体堵塞，最适合的配置是混气孔总流道面积约为70%同心环空截面积。图5显示钻井过程中稳定流动的关键参数。

套管充气控压钻井欠压值设计还需考虑有天然气产出和无天然气产出两种情况。有天然气产出时应在套管鞋、产层段中部和完钻井深等3处分别进行模拟，依据采油指数PI推算井控能力，以确定合理的充气量与最高回压控制值，同时考虑欠压值对井壁稳定的影响。

表1 计算的不同混气点氮气临界体积

图4 混气点深度灵敏性分析曲线

图5 UBitTS模拟的瞬态临界注气量与达到稳定流动所需时间

2.1.2 套管充气控压钻井关键技术

逃离的目的地是“代办”对接的一个工地，工地的具体位置，李高明已记不清，约莫记得是在临沧云县一个偏僻的山头上，要从这里修一条公路。抵达的第一天，真开心，餐桌上有鸡。浑浑噩噩的旅途后能饱餐一顿，这个开头算不错。

为防止悬挂同心套管在钻井中被卸扣，一般先下生产尾管固井，再回接临时套管。通常要求氮气注入通道的横截面积尽量小，因此，可在Ø244.5 mm套管内挂Ø193.68 mm、Ø311.2 mm套管内挂Ø269.88 mm非标尾管，配备非标专用井口，并进行气体冲蚀风险分析。

通过施加地面回压和调节气液比进行控压钻井井底压力控制钻进。为获得更小的循环摩阻、更大的负压差，以原油代替钻井液作为循环介质进行充氮气控压钻水平井[7]。原油充氮气控压钻井所用设备较多，还需增加原油分离处理系统和井下数据测量传输系统。而分离处理系统包括四相分离器、离心机组和储油罐3部分；井下数据测量传输系统包括LWD和PWD两部分，实时指导控制注气量和欠压值。在保证循环罐内原油满足钻进需求前提下，多余原油从循环罐输送至离心机组经过二次分离过滤处理，然后输送至储油罐储存和外运加工。

2.2 连通井充气工艺技术

连通井充气工艺技术采用多种对接井组形式进行，如图2所示，包括一口生产直井和一口多分支水平井，两井相距约200～300 m，通过直井内均匀充气以降低井筒压力[8]。先进行生产直井施工，采用二开井身结构，生产套管下至目的层以下60 m左右，钻穿储层后下玻璃钢套管并造穴(洞穴直径大于0.5 m，一般0.7～1.6 m，高2～4 m)，洞穴直井完钻后在储层以下预填压裂砂并下油管。随后进行多分支水平井的钻井施工，与直井对接后继续顺储层水平钻进，直井采用直井油管/钻杆注气方式实现三开水平段环空充气欠平衡钻进，并在主井眼上侧钻多个分支井。

连通井充气一般为井筒注气和下油管注气。井筒注气操作简单，成本较低，主要用于开发浅层煤储层；当井眼垂深超过500 m后，由于井筒体积较大，难以形成稳定的气液两相流，无法达到较好的效果，推荐改用下油管注气，压缩气体可在短时间内进入水平井环空，更容易实现井筒压力控制。

2.2.1 环空气液固多相流动井底压力计算方法

采用多分支水平井充气欠平衡钻煤储层过程中，合理的环空注气量、钻井液排量及注气压力是保证多分支水平井在煤层中实现欠平衡钻进的关键。通过水平井及竖直井井筒内多相流动压降计算模型，可确定井底欠压值，优化不同环空注气量条件下的钻井液排量及不同钻井液排量下的环空注气量。

当注气压力一定时，井底欠压值随钻井液排量的增大呈单调递减关系，且环空注气量越大，井底欠压值越大；不同注气压力条件下，在井底形成的欠平衡效果差异较大，当环空注气量一定时，注气压力越高、越接近煤储层压力，注气效果越好，井底欠压值随钻井液排量变化越稳定，随注气量变化越小，注气压力越低，井底压力越不稳定[9]。

2.2.2 造穴与磁导向技术

为易于实现水平井与直井在储层中可靠对接，需要在直井的储层部位造一洞穴。裸眼洞穴造穴技术目前主要有4种方式，人工动力造穴、水力射流造穴、机械工具造穴及裸眼化学造穴，当前主要采用水力喷射的射流造穴和机械造穴两种[10]。

水平井眼进入储层后一定要与排采直井相互连通才可以钻主支和分支。由于井眼轨迹监测精度的影响，储层深度越大，计算的井底位置累计误差就越大，因此，两井连通是该类井施工的一大难点。两井连通过程中主要采用RMRS(Rotating Magnet Ranging Service)——近钻头电磁测距法，这种磁导向钻井技术是实现两井精准对接连通的关键技术。RMRS硬件主要包括永磁短节、强磁针和探管。利用直井裸眼洞穴中下入特制旋转磁场定位系统(磁信号接收装置)探测磁信号，通过线缆将信号传送至地面计算机进行信号解调，计算磁发射装置与接收装置两点间的水平距离、垂直深度差和连线方位。在水平井钻进至距直洞穴井50～60 m时，钻头和马达之间接入一根永磁短节，发射磁场，每钻进3～5 m，根据LWD轨迹数据、直井电磁测距数据核定并调整井眼轨迹，直至连通。

2.2.3 井壁稳定技术

在煤层中钻进时，由于煤层割理发育、机械强度低、易碎易跨，欠压值不宜过大，水平井节流管汇控制的井口套压值最好为零，以防止出现井壁失稳。钻井液除需使用合理密度外，应具有良好的润滑性、抑制性、携岩性和防塌性能。研究实验表明，绒囊钻井液低密度(0.85 g/cm3)高效封堵稳定体系可以通过黏结地层并改变岩石力学特性，有助于稳定井壁[11]。同时配套相应的工程技术措施：钻进中每打完一柱泵入1 m3高黏钻井液，加强净化设备的使用，控制含砂量小于等于0.1%，以保障井眼清洁；造斜点以下地层和煤层段全部采用滑动钻井，减少煤层井壁受到钻具干扰；尽量不用螺旋稳定器或采用欠尺寸螺旋稳定器，以减少对煤层井壁碰撞；快速钻完煤层水平段。

3 强化充氮气工艺现场应用

3.1 墨西哥南部套管充氮气控压钻低压裂缝性碳酸盐岩储层

墨西哥南部Samaria油田为衰竭低压、裂缝性碳酸盐岩储层，埋深约4 200～4 500 m，产层平均压力系数0.4，岩石围压103.42～137.89 MPa。墨西哥石油公司和斯伦贝谢公司利用套管充氮气单相和多相流控压钻井技术在400多个不同井段进行了大量应用，在Samaria油田的Samaria5111水平井成功应用了套管充氮气控压钻井技术。

2009年，先期采用地面注氮气工艺作业，未出现漏失、储层污染和压差卡钻，但钻杆中大量的氮气给随钻测量工具带来极大限制，因此，改用Ø165.1 mm套管充氮气控压钻井作业。设计从井深4 755 m钻至4 964 m，水平段井斜85°，作业窗口非常窄，ECD在0.51～0.57 g/cm3之间，采用套管充氮气控压钻井作业，设计临界注气速率86.146 m3/min(实际充气量120～140 m3/min)，油基钻井液密度0.92 g/cm3，平均排量1.00 m3/min，创下同心管氮气混气点最深纪录。

定向钻进进尺379 m，其中321 m为旋转钻进、58 m滑动钻进，机械钻速超过5.3 m/h，马达持续工作时间157 h，远超该地区其他钻井环境下的马达寿命，创单趟钻进最长进尺纪录，成功解决了前期定向仪器信号丢失、马达寿命短、氮气循环温升效应三大难题。由于不存在井眼清洁问题，提前10 d完钻。

2013年，墨西哥石油公司和哈里伯顿公司在墨西哥南部Tecominoacan油田采用同心套管充氮气水平井完钻一高抗压强度白云岩、低压高温储层[12]。Ø165.1 mm井眼井段作业窗口仅0.52 g/cm3，通过气液比与地面回压控制井底压力变化，即使在停泵测量或接单根时，均未出现大的井底压力波动，Tecominoacan油田705井创低压、高温环境的最深、最长同心套管氮气注入水平井控压作业进尺纪录，总井深达6 611 m，完钻水平产层段长862 m，平均井斜84°。

3.2 原油充氮气欠平衡钻德州Buda天然裂缝性低压灰岩储层

美国德州Buda天然裂缝性储层位于Eagle Ford页岩层下方，采用直井方式开采了几十年，由于没有像上覆Eagle ford页岩层那样高的油气饱和度而处于欠压状态，采用常规钻井液钻进易出现井漏、钻遇衰竭性裂缝时井涌，区域性含H2S，因此采用欠平衡钻水平井效果显著[13]。

至2016年，威德福公司在Buda灰岩低压储层采用原油充氮气欠平衡钻井技术，原油来自上覆岩层Eagle Ford页岩层，下Ø177.8 mm技术套管后固井，用原油替出钻井液，进行原油充氮气欠平衡钻至完钻井深。完钻的11口水平井平均水平段长1 518 m，最长1 950 m，均采取裸眼完井，降低了非生产时间，将漏失降至最低，并实现边喷边钻。通过优化钻柱设计、增大注氮速率、降低注液速率，实现低ECD 0.54～0.60 g/cm3钻进。机械钻速、产出原油量均有提高，折算边钻边产导致的成本降低35%，钻井总成本仅为Eagle Ford页岩井的40%～45%。