浅析精细控压钻井技术在磨溪X 井的应用
张君毅
摘要：磨溪X 井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪构造的一口评价井，处理井漏过程中出现漏喷复杂。为确保四开下部井段钻探作业能安全顺利实施，减少钻井液漏失，提高钻井时效，该井在下部井段采用精细控压钻井技术。精细控压钻井技术实施带压作业，有效控制井底压力，大大的降低了井控风险。随着精细控压钻井技术的不断成熟，其已成为解决复杂地层钻井的有效方法。 关键词： 精细控压 安全密度窗口 井底ECD 负窗口
磨溪X 井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪构造的一口评价井，位于四川省遂宁市安居区，四开Φ215.9mm 井眼裸眼段较长，从嘉陵江至筇竹寺组地层压力较高，且存在多个压力系统，井段油气显示层位多，普遍含硫化氢，常规钻井作业使用钻井液密度高。该井在215.9mm 井眼四开钻井作业中采用2.27g/cm3钻井液钻至栖一地层发生井漏，由于裸眼段上部嘉陵江存在异常高压，处理井漏过程中出现漏喷复杂。为确保四开下部井段钻探作业能安全顺利实施，减少钻井液漏失，提高钻井时效，该井在下部井段采用精细控压钻井技术。
一、磨溪X 井基本情况介绍
1、嘉二2钻遇异常高压
用密度2.15 g/cm3钻进至井深3449.6m （嘉二2）发生溢流，关井套压由0↑12.1Mpa ，使用密度2.29g/cm3的压井液压井成功（该处分析为高压盐水含气层）。用密度2.29 g/cm3钻井液继续钻进，在井深3481.80m （嘉二2）发生气侵，全烃↑97.1771%, C1：↑94.5281%，提密度至2.30g/cm3后正常、恢复钻进。
2、栖一钻遇井漏
用密度2.27g/cm3钻进至井深4681.58m （栖一）发现井漏；循环观察，平均漏速30.0m 3/h。先后进行4次堵漏，然后采用密度2.20g/cm3钻进，漏速3.4m 3/h逐渐减小至停止。
二、精细控压钻进技术应用
1、目前精细控压钻井技术用途
（1）有助于穿越多套缝洞系统单元；提高钻井速度和水垂比；降低漏喷复杂事
故的发生，提高水平段的钻进能力、最大限度地裸露油气层，提高单井产能，延长油气井寿命。
（2）帮助实现缝洞型和缝-孔洞型单元组合井的开发。
（3）能大大降低压力敏感性储层钻井的井控风险，减少了泥浆漏失量，提高了生产时效，为最终实现地质目的提供了强有力的技术支持。
2、磨溪X 井精细控压技术应用难点
（1）地层对压力敏感、压力系数高，现无法确定合理的安全密度窗口，寻找压力平衡点需探索。根据前期压力分析，确定的地层压力系数和漏失压力系数范围均较宽泛，地层压力系数范围在2.15～2.27之间，但暂无法确定准确的安全密度窗口，寻找压力平衡点需要现场摸索。
（2）栖霞组至筇竹寺组部分层段可能含硫化氢。根据邻井测试资料，栖霞组至筇竹寺组部分层段高含硫，特别是龙王庙地层属于高含硫地层，但前期循环排气过程中未发现硫化氢，而高磨地区传统高台组～筇竹寺的地层压力系数为1.68，控压钻井的井底当量密度远大于地层压力，因此控压钻井井段出硫化氢的可能性较小，但需要做好硫化氢的防范工作。
（3）四开裸眼段长，属于多压力系统，特别是嘉二含高压盐水层。控压钻井裸眼段长，上部嘉二属于高压气水侵，降低泥浆密度时可能出盐水影响泥浆性能，同时钻下部低压层时可能出现井漏，出现严重的负窗口。
（4）安全密度窗口窄，起钻难度大。该井安全密度窗口窄，无法正常附加钻井液密度后常规起钻作业，起钻可能出现溢流或井漏的状态。
3、现场技术应用
1）井口组合及地面流程
井口组合：
TF133/8"×95/8"-70套管头+TF95/8"×7"-70套管头+FS35-70/28-105四通+ FS35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+ 35-70剪切闸板防喷器+FZ35-70单闸板+ FH35-35/70环形防喷器+FX35-17.5/35旋转控制头。
地面流程：
图1 精细控压钻井地面流程图
该套控压设备能够随时调整井口回压，实现井底压力的实时控制。
2）钻具组合
Φ215.9mm 钻头+Φ165.1mm 止回阀（2只）+Ф165.1mm 存储式井下压力计
+Φ165.1mm 无磁钻铤1根+Φ165.1mm 钻铤1根+Φ215mm 稳定器+Φ165.1mm 钻铤
1根+Φ165.1mm 旁通阀+Φ165.1mm 钻铤18根+Φ165.1mm 随钻震击器
×3.7m+Φ165.1mm 钻铤3根+Φ127mm 钻杆
为预防井下硫化氢风险，上部2000m 的127mm 钻杆采用防硫钻杆。
3）钻井液安全密度窗口
钻井液密度控制在2.15～2.20g/cm3，钻进控压在0～1Mpa ，同时根据实测地
层压力，调整钻井液密度和井口回压值，保持井底压力当量循环密度在合适的范
围内。
4）施工过程简述
采用密度2.20g/cm3的钾聚磺钻井液控压钻进至固井井深5175m ，结束精细
控压钻井作业。精细控压钻井作业期间共起下钻4次，发现1个油气显示层，在
井段4681.58～5175m ，全烃值最高47%，出口点火焰高0.5~6m。精细控压钻进
进尺493.2m ，累计纯钻时间427.2h ，平均机械钻速1.16m/h。精细控压钻进期间
通过严格控制钻井液密度及井口套压，确保了钻探作业安全顺利的实施，减少了
钻井液漏失，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。实钻情况如下：
（1）精细控压第一趟钻（层位：栖一段～梁山组；井段：4681.58～4738.33m ；进尺：56.75m ）
使用钻井液密度2.30g/cm3钻进，控压0.5~2MPa，逐渐降低钻井液密度至
2.20g/cm3，钻至4681.58m ，出口火焰高0.5~1.5m，此时井底ECD 约为2.29，说明地层压力系数大于2.29，使用2.20g/cm3密度的钻井液能够满足钻进条件。然后不控压钻进，地层一直微漏，出口火焰间断熄灭，停泵补偿回压2.5MPa 。钻至4691m ，打入15m 3密度2.2g/cm3随堵，当随堵出钻头时控压3.5MPa 循环堵漏，此时井底ECD 约为2.38，漏失钻井液0.7m 3, 漏速约为2m 3/h；钻至4732m 时，再次用随堵循环堵漏，控压6MPa ，此时井底ECD 约为2.44，漏失钻井液0.6m 3，漏速2.4m 3/h。
图2 控压循环堵漏井下压力情况
钻进至4738.33m ，由于钻时升高，准备起钻更换钻头，本次起钻先提密度至2.30g/cm3，短起至3445.17m ，静止观察12小时漏失7.9m 3，漏速0.6m 3/h，然后下钻至井底，循环无后效，说明密度2.30g/cm3的钻井液能够平衡地层压力并且液面基本稳定，满足常规起钻的要求。
表1 井底ECD 与漏速关系
综上所述，当井底ECD 分别为2.30、2.38、2.48时，地层一直在漏失钻井液。当ECD 为2.30时，微量漏失钻井液，静止观察无后效，说明地层压力系数为2.30，漏失压力系数小于2.30，确定该井段为负窗口作业；当ECD 增加至2.38时，漏速增大，但是没有恶性漏失的发生，说明经过堵漏过后地层承压能力有所提高地层，并且从恶性漏失变化为渗透性的漏失。
图3 钻进时井底ECD 保持在2.30左右
评价：如图3所示，采用2.20g/cm3密度的钻井液，保持井底ECD 约为2.30的微漏状态钻进能够实现安全钻井作业。
图4 第一趟钻井下压力曲线图
（2）精细控压第二趟钻（层位：梁山组～沧浪铺；井段：4738.33～4833.62m ；进尺：95.29m ）
本趟钻调整钻井液密度2.30↓2.16 g/cm3后开始钻进，控压1.5MPa ，此时井底ECD 约为2.27，停泵补偿回压3.5MPa ，出口持续点火燃，焰高3~8m，此时井底ECD 约为2.25，钻至4833.62m ，地质分层已进入沧浪铺，起钻更换专用钻头。起钻前钻井液加重至2.30g/cm3，火焰自熄灭，短起至4253.25m 静止观察5小时后，下钻循环无后效，常规起钻。
评价：此趟钻钻进时井底ECD 约为2.25，此时液面平稳，判断地层漏失压力系数为2.25。
（3）精细控压第三趟钻（层位：沧浪铺～筇竹寺；井段：4833.62～4955.45m ；进尺：121.83m ）
调整钻井液密度2.20 g/cm3开始钻进，控压0.5~1.0MPa，出口持续点火燃，焰高0.5~3m，此时井底ECD 约为2.30~2.31，停泵补偿回压3.5MPa ；11月7日9:30钻至4871m ，火焰熄灭，调整控压值为0，出口点火未燃，此时井底ECD 约为2.29，停泵不补压，无明显后效；11月10日22:10钻至4946m ，出口点火燃，停泵不补压，后效焰高0.5~1.0m，钻井期间地层微漏，漏速0.2m 3/h。钻进至4955.45m 进入筇竹寺。起钻前将钻井液密度加重至2.30g/cm3，未见漏失。
评价：说明上部漏层为应力裂缝型，地层压力系数在2.30左右波动。
（4）精细控压第四趟钻（层位：筇竹寺～灯影组；井段：4955.45～5175m ；进 尺：219.55m ）
调整钻井液密度至2.20g/cm3开始钻进，钻至5020m 出口点火燃，焰高
0.5~3m，钻至5095m 火焰熄灭，由于筇竹寺砂页岩含量较多，所以钻进过程中一直渗漏，漏速0.3m 3/h。钻至5175m ，地质分层筇竹寺底5173m ，钻达固井井深，结束精细控压钻井作业。起钻前处理钻井液，调整密度至2.30~2.32g/cm3循环无漏失。
评价：当井内钻井液为2.30~2.32g/cm3时，井底ECD 约为2.40~2.42，说明地层承压能力再次提高。
4、成果分析
1）采用精细控压钻井技术的原因：
（1）钻遇恶性漏失地层，常规堵漏处理困难，导致钻探作业无法进行；
（2）前期处理复杂过程中钻井液漏失量大，处理复杂时间较长；
（3）上部地层嘉二段含高压含水气层，降低密度易发生气水侵。
2）实现目标
（1）穿越易漏层段，实现钻探作业顺利进行；
（2）实现返出液体的含气量判断监控。一旦返出液体含气量超过15%，出口密度监测在仪器上就反映出失真状态，这可以作为后效和气侵的有效监控方式。
图5 控压钻井参数实时监控图
（2）减少了钻井液漏失量，节约了钻井成本，缩短了该井作业周期。精细控压钻进进尺493.2m ，累计纯钻时间427.2h ，平均机械钻速1.16m/h，控压钻井期间累计漏失钻井液仅80.8m 3。
表2 本井前期处理复杂统计
表3 控压钻进期间钻遇井漏统计
图6 控压钻井与常规钻井漏失量对比图
三、结论
精细控压钻井技术实施带压作业，有效控制井底压力，大大的降低了井控风险。同时使用精细控压钻井设备，可以适当降低密度，根据液面变化适时控压，掌握井下情况，再根据实钻情况就能准确掌握井下地层压力系数情况。磨溪X 井是精细控压钻井技术成功应用的实例之一，随着精细控压钻井技术的不断成熟，其已成为解决复杂地层钻井的有效方法。
浅析精细控压钻井技术在磨溪X 井的应用
张君毅
摘要：磨溪X 井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪构造的一口评价井，处理井漏过程中出现漏喷复杂。为确保四开下部井段钻探作业能安全顺利实施，减少钻井液漏失，提高钻井时效，该井在下部井段采用精细控压钻井技术。精细控压钻井技术实施带压作业，有效控制井底压力，大大的降低了井控风险。随着精细控压钻井技术的不断成熟，其已成为解决复杂地层钻井的有效方法。 关键词： 精细控压 安全密度窗口 井底ECD 负窗口
磨溪X 井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起磨溪构造的一口评价井，位于四川省遂宁市安居区，四开Φ215.9mm 井眼裸眼段较长，从嘉陵江至筇竹寺组地层压力较高，且存在多个压力系统，井段油气显示层位多，普遍含硫化氢，常规钻井作业使用钻井液密度高。该井在215.9mm 井眼四开钻井作业中采用2.27g/cm3钻井液钻至栖一地层发生井漏，由于裸眼段上部嘉陵江存在异常高压，处理井漏过程中出现漏喷复杂。为确保四开下部井段钻探作业能安全顺利实施，减少钻井液漏失，提高钻井时效，该井在下部井段采用精细控压钻井技术。
一、磨溪X 井基本情况介绍
1、嘉二2钻遇异常高压
用密度2.15 g/cm3钻进至井深3449.6m （嘉二2）发生溢流，关井套压由0↑12.1Mpa ，使用密度2.29g/cm3的压井液压井成功（该处分析为高压盐水含气层）。用密度2.29 g/cm3钻井液继续钻进，在井深3481.80m （嘉二2）发生气侵，全烃↑97.1771%, C1：↑94.5281%，提密度至2.30g/cm3后正常、恢复钻进。
2、栖一钻遇井漏
用密度2.27g/cm3钻进至井深4681.58m （栖一）发现井漏；循环观察，平均漏速30.0m 3/h。先后进行4次堵漏，然后采用密度2.20g/cm3钻进，漏速3.4m 3/h逐渐减小至停止。
二、精细控压钻进技术应用
1、目前精细控压钻井技术用途
（1）有助于穿越多套缝洞系统单元；提高钻井速度和水垂比；降低漏喷复杂事
故的发生，提高水平段的钻进能力、最大限度地裸露油气层，提高单井产能，延长油气井寿命。
（2）帮助实现缝洞型和缝-孔洞型单元组合井的开发。
（3）能大大降低压力敏感性储层钻井的井控风险，减少了泥浆漏失量，提高了生产时效，为最终实现地质目的提供了强有力的技术支持。
2、磨溪X 井精细控压技术应用难点
（1）地层对压力敏感、压力系数高，现无法确定合理的安全密度窗口，寻找压力平衡点需探索。根据前期压力分析，确定的地层压力系数和漏失压力系数范围均较宽泛，地层压力系数范围在2.15～2.27之间，但暂无法确定准确的安全密度窗口，寻找压力平衡点需要现场摸索。
（2）栖霞组至筇竹寺组部分层段可能含硫化氢。根据邻井测试资料，栖霞组至筇竹寺组部分层段高含硫，特别是龙王庙地层属于高含硫地层，但前期循环排气过程中未发现硫化氢，而高磨地区传统高台组～筇竹寺的地层压力系数为1.68，控压钻井的井底当量密度远大于地层压力，因此控压钻井井段出硫化氢的可能性较小，但需要做好硫化氢的防范工作。
（3）四开裸眼段长，属于多压力系统，特别是嘉二含高压盐水层。控压钻井裸眼段长，上部嘉二属于高压气水侵，降低泥浆密度时可能出盐水影响泥浆性能，同时钻下部低压层时可能出现井漏，出现严重的负窗口。
（4）安全密度窗口窄，起钻难度大。该井安全密度窗口窄，无法正常附加钻井液密度后常规起钻作业，起钻可能出现溢流或井漏的状态。
3、现场技术应用
1）井口组合及地面流程
井口组合：
TF133/8"×95/8"-70套管头+TF95/8"×7"-70套管头+FS35-70/28-105四通+ FS35-70四通+2FZ35-70双闸板防喷器+ 35-70剪切闸板防喷器+FZ35-70单闸板+ FH35-35/70环形防喷器+FX35-17.5/35旋转控制头。
地面流程：
图1 精细控压钻井地面流程图
该套控压设备能够随时调整井口回压，实现井底压力的实时控制。
2）钻具组合
Φ215.9mm 钻头+Φ165.1mm 止回阀（2只）+Ф165.1mm 存储式井下压力计
+Φ165.1mm 无磁钻铤1根+Φ165.1mm 钻铤1根+Φ215mm 稳定器+Φ165.1mm 钻铤
1根+Φ165.1mm 旁通阀+Φ165.1mm 钻铤18根+Φ165.1mm 随钻震击器
×3.7m+Φ165.1mm 钻铤3根+Φ127mm 钻杆
为预防井下硫化氢风险，上部2000m 的127mm 钻杆采用防硫钻杆。
3）钻井液安全密度窗口
钻井液密度控制在2.15～2.20g/cm3，钻进控压在0～1Mpa ，同时根据实测地
层压力，调整钻井液密度和井口回压值，保持井底压力当量循环密度在合适的范
围内。
4）施工过程简述
采用密度2.20g/cm3的钾聚磺钻井液控压钻进至固井井深5175m ，结束精细
控压钻井作业。精细控压钻井作业期间共起下钻4次，发现1个油气显示层，在
井段4681.58～5175m ，全烃值最高47%，出口点火焰高0.5~6m。精细控压钻进
进尺493.2m ，累计纯钻时间427.2h ，平均机械钻速1.16m/h。精细控压钻进期间
通过严格控制钻井液密度及井口套压，确保了钻探作业安全顺利的实施，减少了
钻井液漏失，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。实钻情况如下：
（1）精细控压第一趟钻（层位：栖一段～梁山组；井段：4681.58～4738.33m ；进尺：56.75m ）
使用钻井液密度2.30g/cm3钻进，控压0.5~2MPa，逐渐降低钻井液密度至
2.20g/cm3，钻至4681.58m ，出口火焰高0.5~1.5m，此时井底ECD 约为2.29，说明地层压力系数大于2.29，使用2.20g/cm3密度的钻井液能够满足钻进条件。然后不控压钻进，地层一直微漏，出口火焰间断熄灭，停泵补偿回压2.5MPa 。钻至4691m ，打入15m 3密度2.2g/cm3随堵，当随堵出钻头时控压3.5MPa 循环堵漏，此时井底ECD 约为2.38，漏失钻井液0.7m 3, 漏速约为2m 3/h；钻至4732m 时，再次用随堵循环堵漏，控压6MPa ，此时井底ECD 约为2.44，漏失钻井液0.6m 3，漏速2.4m 3/h。
图2 控压循环堵漏井下压力情况
钻进至4738.33m ，由于钻时升高，准备起钻更换钻头，本次起钻先提密度至2.30g/cm3，短起至3445.17m ，静止观察12小时漏失7.9m 3，漏速0.6m 3/h，然后下钻至井底，循环无后效，说明密度2.30g/cm3的钻井液能够平衡地层压力并且液面基本稳定，满足常规起钻的要求。
表1 井底ECD 与漏速关系
综上所述，当井底ECD 分别为2.30、2.38、2.48时，地层一直在漏失钻井液。当ECD 为2.30时，微量漏失钻井液，静止观察无后效，说明地层压力系数为2.30，漏失压力系数小于2.30，确定该井段为负窗口作业；当ECD 增加至2.38时，漏速增大，但是没有恶性漏失的发生，说明经过堵漏过后地层承压能力有所提高地层，并且从恶性漏失变化为渗透性的漏失。
图3 钻进时井底ECD 保持在2.30左右
评价：如图3所示，采用2.20g/cm3密度的钻井液，保持井底ECD 约为2.30的微漏状态钻进能够实现安全钻井作业。
图4 第一趟钻井下压力曲线图
（2）精细控压第二趟钻（层位：梁山组～沧浪铺；井段：4738.33～4833.62m ；进尺：95.29m ）
本趟钻调整钻井液密度2.30↓2.16 g/cm3后开始钻进，控压1.5MPa ，此时井底ECD 约为2.27，停泵补偿回压3.5MPa ，出口持续点火燃，焰高3~8m，此时井底ECD 约为2.25，钻至4833.62m ，地质分层已进入沧浪铺，起钻更换专用钻头。起钻前钻井液加重至2.30g/cm3，火焰自熄灭，短起至4253.25m 静止观察5小时后，下钻循环无后效，常规起钻。
评价：此趟钻钻进时井底ECD 约为2.25，此时液面平稳，判断地层漏失压力系数为2.25。
（3）精细控压第三趟钻（层位：沧浪铺～筇竹寺；井段：4833.62～4955.45m ；进尺：121.83m ）
调整钻井液密度2.20 g/cm3开始钻进，控压0.5~1.0MPa，出口持续点火燃，焰高0.5~3m，此时井底ECD 约为2.30~2.31，停泵补偿回压3.5MPa ；11月7日9:30钻至4871m ，火焰熄灭，调整控压值为0，出口点火未燃，此时井底ECD 约为2.29，停泵不补压，无明显后效；11月10日22:10钻至4946m ，出口点火燃，停泵不补压，后效焰高0.5~1.0m，钻井期间地层微漏，漏速0.2m 3/h。钻进至4955.45m 进入筇竹寺。起钻前将钻井液密度加重至2.30g/cm3，未见漏失。
评价：说明上部漏层为应力裂缝型，地层压力系数在2.30左右波动。
（4）精细控压第四趟钻（层位：筇竹寺～灯影组；井段：4955.45～5175m ；进 尺：219.55m ）
调整钻井液密度至2.20g/cm3开始钻进，钻至5020m 出口点火燃，焰高
0.5~3m，钻至5095m 火焰熄灭，由于筇竹寺砂页岩含量较多，所以钻进过程中一直渗漏，漏速0.3m 3/h。钻至5175m ，地质分层筇竹寺底5173m ，钻达固井井深，结束精细控压钻井作业。起钻前处理钻井液，调整密度至2.30~2.32g/cm3循环无漏失。
评价：当井内钻井液为2.30~2.32g/cm3时，井底ECD 约为2.40~2.42，说明地层承压能力再次提高。
4、成果分析
1）采用精细控压钻井技术的原因：
（1）钻遇恶性漏失地层，常规堵漏处理困难，导致钻探作业无法进行；
（2）前期处理复杂过程中钻井液漏失量大，处理复杂时间较长；
（3）上部地层嘉二段含高压含水气层，降低密度易发生气水侵。
2）实现目标
（1）穿越易漏层段，实现钻探作业顺利进行；
（2）实现返出液体的含气量判断监控。一旦返出液体含气量超过15%，出口密度监测在仪器上就反映出失真状态，这可以作为后效和气侵的有效监控方式。
图5 控压钻井参数实时监控图
（2）减少了钻井液漏失量，节约了钻井成本，缩短了该井作业周期。精细控压钻进进尺493.2m ，累计纯钻时间427.2h ，平均机械钻速1.16m/h，控压钻井期间累计漏失钻井液仅80.8m 3。
表2 本井前期处理复杂统计
表3 控压钻进期间钻遇井漏统计
图6 控压钻井与常规钻井漏失量对比图
三、结论
精细控压钻井技术实施带压作业，有效控制井底压力，大大的降低了井控风险。同时使用精细控压钻井设备，可以适当降低密度，根据液面变化适时控压，掌握井下情况，再根据实钻情况就能准确掌握井下地层压力系数情况。磨溪X 井是精细控压钻井技术成功应用的实例之一，随着精细控压钻井技术的不断成熟，其已成为解决复杂地层钻井的有效方法。