Key Technologies for the Safe Drilling of Fractured Carbonate Gas Reservoirs in the Shunbei Oil and Gas Field
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摘要:
为了解决顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏钻井过程中溢流和漏失同存的问题，保证钻井安全，分析了其溢流和漏失同存的原因，制定了首先暂堵裂缝阻止气体侵入井筒、然后在气体侵入井筒的情况下控制气体侵入量和上窜速度以保证钻井安全的技术思路，并将裂缝性气藏暂堵技术、控压钻井技术和高温气滞塞技术进行集成，形成了顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术。应用该关键技术时，先用裂缝性气藏暂堵技术阻止气体进入井筒；发现气体侵入井底时，用控压钻井技术控制气体侵入量；气体侵入井筒的情况下，用高温气滞塞技术降低气体上窜速度，保障钻井安全。顺北油气田在应用碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术后，解决了溢流和漏失同存的难题，提高了钻井速度，保证了钻井安全。
Abstract:In order to solve the problems created by the coexistence of overflow and circulation lost during drilling through fractured carbonate gas reservoirs in the Shunbei Oil and Gas Field and to ensure drilling safety, a technical solution was worked out by means of analyzing the causes of the coexistence of overflow and lost circulation in fractured carbonate gas reservoirs. According to this solution, the first thing to do is to temporarily block fractures that prevent gas invasion into the wellbore, and in the case of gas influx, it is necessary to control the amount of gas influx and the speed of gas channeling to ensure drilling safety. Based on this, tje key technologies for the safe drilling of fractured carbonate gas reservoirs involves integrating temporary blocking technology for fractured reservoirs, using MPD and implementing high temperature gas-block plugging. First, the temporary blocking technology for fractured gas reservoirs should be used to prevent gas from entering the wellbore. In case of gas influx occurs in the bottom hole, MPD should be used to control the influx amount, while high temperature gas-block plugging should be adopted to reduce the speed of gas channeling if the gas is found in the wellbore. After the application of such key technologies in the fractured carbonate gas reservoir in the Shunbei Oil and Gas Field, the coexistence of overflow and circulation lost was solved and drilling speed was increased and the drilling safety ensured.
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目前，渤海油田大部分稠油区块进入了中高含水期，强化注采、提高产液量已成为比较有效的增产措施，因此研究产液量变化情况下产油量与含水率的变化规律显得尤为重要[1–3]。Arps递减方法与水驱曲线法是预测已开发水驱油田开发指标及计算可采储量的有效方法。采用Arps递减方法预测产量时只关注产油量的变化规律而不会关注产液量与含水率的变化，而采用水驱曲线法预测油藏开发指标时大多假设定产液量生产[4–5]。前人研究成果表明，水驱曲线法与Arps递减方法之间存在着一定的联系，且乙型和丙型水驱曲线在定产液量条件下，产量递减分别符合调和递减规律和n=0.5的双曲递减规律[6–10]。在油田开发生产过程中，为保持产油量稳定，产液量会随含水率升高而增大，因此，很难满足定产液量生产的条件。杨宝泉等人[11–13]给出了变产液量下累计产油量与累计产液量的计算公式，但未给出乙型和丙型水驱曲线的产量递减规律。水驱曲线的累计产量公式反映了含水率与采出程度的关系，并没有要求产液量恒定。因此，笔者利用水驱曲线法来研究产液量变化时油田产量的递减规律。为了研究产液量变化情况下水驱油田的产量递减规律，将前人定产液量的产量递减计算公式扩展为产液量变化的递减率计算公式，并在此基础上推导了乙型和丙型水驱曲线在变产液量条件下的产量公式，并利用产量计算公式分析了水驱油田产液量变化的产量递减规律，分析结果可用于指导油田制定合理的工作制度。
1. 变产液量的递减率分析
文献[6]推导了4种常用水驱曲线在定产液量生产条件下的递减率公式。油田生产过程中产液量随着含水率升高逐渐增大，根据产量递减率的定义，产液量发生变化情况下产量的递减率为：
D=−dqoqodt=−d(qlfo)(qlfo)dt=−dfofodt−dqlqldt (1) 定义产液量变化率为
rl=dqlqldt ；当产液量ql 为常数时rl =0，式（1）可简化成含油率的递减率：Dc=−dfofodt (2) 式中：
D 为产量递减率，%；Dc 为含油率的递减率，%；rl 为产液量变化率，%；fo 为含油率，%；ql 为产液量，m3/a；qo 为产油量，m3/a。由式（1）和式（2）可知：定产液量生产时的产量递减率等于含油率的变化率；变产液量时的产量递减率等于含油率的递减率与产液量变化率之差。据此以及文献[6]中定产液量生产时的产量递减率公式，可以得到产液量变化时4种常用水驱曲线的产量递减率公式。对累计产量与含水率关系关于时间求导可以得到含油率的变化率，再结合式（1）同样可求得4种常用水驱曲线在产液量变化时的产量递减率公式。
甲型、乙型、丙型和丁型水驱曲线产液量变化时的产量递减率公式分别为：
D=bqofw−rl (3) D=bqo−rl (4) D=2b√qlqo√a−rl (5) D=2b√qlqo√a−1f32w−rl (6) 式中：
fw 为含水率，%；a和b为水驱曲线常数。2. 变产液量时的产量递减规律
前人总结出乙型和丙型水驱曲线在定产液量生产时的产量递减分别符合调和递减规律和n=0.5的双曲递减规律，但对于产液量发生变化时产量递减规律的研究较少。下面笔者对乙型和丙型水驱曲线在产液量变化情况下的产量递减规律进行分析。
由产液量变化率的定义可知，产液量变化率的表达式为：
rl=1qldqldt=ql(t+1)−ql(t)ql(t) (7) 由式（7）可知，产液量变化率即为单位时间内的产液量提高幅度。分析渤海Q油田北区与西区产液量随时间的变化规律发现，该油田某一时期内产液量呈指数增长（见图1），即产液量变化率为常数。
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图 1 渤海Q油田北区与西区的产液量变化规律Figure 1. Changing law of liquid production in the northern and western areas of Bohai Q Oilfield2.1 变产液量时的产量计算公式
预测产量时为了考虑产液量变化的影响，假设油田每年产液量的提高幅度保持一定，即产液量变化率
rl 为常数，根据乙型水驱曲线的产量递减率公式可得：−dqoqodt=bqo−rl (8) 若油田每年产液量的提高幅度发生变化，则产液量变化率
rl 不为常数，此时无法通过解析方法预测产量，但可以对式（8）进行离散，采用递推法求解该式：1−qo(t+1)qo(t)=bqo(t+1)−rl(t) (9) 对式（8）分离变量积分得到产液量变化时乙型水驱曲线的产量计算公式：
qo=qoi(1−e−rlt)Dcirl+e−rlt (10) 式中：
Dci=bqoi ，即预测初始时刻乙型水驱曲线的产量递减率。当
rl =0时，即定产液量生产，对式（10）求取极限即为定产液量生产时的产量计算公式：qo=lim (11) 式中：
{q_{{\rm{oi}}}} 为初始产油量，m3/a；{D_{{\rm{ci}}}} 为预测初始时刻的产量递减率，%。由式（11）可知，当产液量变化率为0，即定产液量生产时乙型水驱曲线的产量递减符合调和递减规律。产液量发生变化时产量的递减规律不再符合调和递减，而是符合式（10）的递减规律。因此式（10）更具有普适性，式（11）是式（10）产液量变化率为0的特例。同理求解得产液量变化时丙型水驱曲线的产量计算公式：
{q_{\rm{o}}} = \dfrac{{{q_{{\rm{oi}}}}}}{{{{\left\{ {{{\frac{{{D_{{\rm{ci}}}}}}{{{2r_{\rm{l}}}}}}}({{\rm{e}}^{\frac{{{r_{\rm{l}}}t}}{2}}} - {{\rm{e}}^{\frac{{ - {r_{\rm{l}}}t}}{2}}}) + {{\rm{e}}^{\frac{{ - {r_{\rm{l}}}t}}{2}}}} \right\}}^2}}} (12) 式中：
{D_{{\rm{ci}}}} = \dfrac{{2{{b}}\sqrt {{q_{{\rm{li}}}}{q_{{\rm{oi}}}}} }}{{\sqrt a }} ，即预测初始时刻丙型水驱曲线的产量递减率，%。当
{r_{\rm{l}}} =0时，即定产液量生产，对式（12）求取极限即为定产液量生产时的产量计算公式：{q_{\rm{o}}} = \mathop {\lim }\limits_{{r_{\rm{l}}} \to 0} \dfrac{{{q_{{\rm{oi}}}}}}{{{{\left\{ {{{\frac{{{D_{{\rm{ci}}}}}}{{{2r_{\rm{l}}}}}}}({{\rm{e}}^\frac{{{r_{\rm{l}}}t}}{2}} - {{\rm{e}}^{ \frac{{ - {r_{\rm{l}}}t}}{2}}}) + {{\rm{e}}^{\frac{{ - {r_{\rm{l}}}t}}{2}}}} \right\}}^2}}} = \frac{{{q_{{\rm{oi}}}}}}{{{{\left( {\dfrac{{{D_{{\rm{ci}}}}}}{2}t + 1} \right)}^2}}} (13) 由式（13）可知，当产液量变化率为0，即定产液量生产时丙型水驱曲线的产量递减符合n=0.5的双曲递减规律；产液量发生变化时产量的递减规律不再符合n=0.5的双曲递减规律，而是符合式（12）的递减规律。因此式（12）更具有普适性，式（13）是式（12）产液量变化率为0的特例。
2.2 乙型水驱曲线产量递减规律分析
对式（10）进行进一步分析可知：当
{r_{\rm{l}}} = {D_{{\rm{ci}}}} ，{q_{\rm{o}}} = {q_{{\rm{oi}}}} 时，即单位时间内产液量的提高幅度等于初始时刻的产量递减率时，产量保持稳定；当{r_{\rm{l}}} < {D_{{\rm{ci}}}} ，{q_{\rm{o}}} < {q_{{\rm{oi}}}} 时，即产液量的提高幅度小于初始时刻的产量递减率时，产量降低。若产液量变化率为常数，对式（7）分离变量进行积分可得产液量计算公式：{q_{\rm{l}}} = {q_{{\rm{li}}}}{{\rm{e}}^{{r_{\rm{l}}}t}} (14) 式中：
{q_{{\rm{li}}}} 为预测初始产液量，m3/a。绘制产量年递减率为24%时不同产液量提高幅度下的生产曲线，如图2所示。由图2可知，逐步提高产液量可以减缓产量递减幅度甚至保持稳产，但是产液量却要呈指数增长。由于产液量不可能无限制提高，因此在油田开发过程中要结合实际情况制定合理的工作制度，不能为追求稳产而将产液量提高幅度制定得过高。除了合理提高产液量，还可以通过不断完善井网，增大水驱波及范围来提高水驱储量的动用程度，从而降低油田的产量递减幅度。
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图 2 不同产液量提高幅度下产液量和产油量的变化规律Figure 2. Changing law of liquid production and oil production under different liquid production increasing amplitudes3. 应用实例
渤海BZ油田自2010年投产以来的生产数据如表1所示。该油田的产出液最大处理能力为11 100 m3/d，平台寿命35 a，预测该油田不同产液量提幅度下的产油量。
采用乙型水驱曲线对BZ油田投产以来的生产数据进行拟合，结果见图3。由图3可知，该油田乙型水驱曲线的斜率b为0.006 2。根据2017年的年产油量，考虑平台寿命以及产出液最大处理能力，利用式（10）和式（14）分别计算了产量递减率
{D_{{\rm{ci}}}} 为22.6%，年产液量提高幅度为0，5%，10.0%和22.6%时2018—2044年的产油量及产液量，结果见图4和表2。![]()
图 4 不同产液量提高幅度下产油量及产液量预测结果Figure 4. Forecast results of oil production and liquid production under different annual liquid production increasing amplitudes表 1 渤海BZ油田投产以来的生产数据Table 1. Historical production data of BZ Oilfield in Bohai Area年份 年产油量/
104m3年产水量/
104m3累计产油量/
104m3累计产水量/
104m3含水率，% 2010 69.76 12.33 69.76 12.33 15.02 2011 55.73 23.68 125.49 36.01 29.82 2012 52.44 41.10 177.92 77.11 43.94 2013 47.81 58.31 225.74 135.42 54.94 2014 46.58 78.44 272.32 213.86 62.74 2015 39.74 95.85 312.05 309.71 70.69 2016 34.84 97.49 346.89 407.19 73.67 2017 36.30 128.08 383.19 535.28 77.92 结合表2和图4可知：产液量提高幅度越大，油田达到产出液最大处理能力的时间越早，剩余技术可采储量越大。单从油田稳产角度考虑，在未达到产出液最大处理能力之前，产液量提高幅度越大产量递减越慢，但是产液量提高幅度越大，产液量达到产出液最大处理能力后其产量递减幅度也越大。因此油田需要制定合理的产液量提高幅度，才能保证油田初期产量递减缓慢，又能避免产液量达到产出液最大处理能力后产量大幅降低。要确定BZ油田产液量最佳提高幅度，需要综合考虑海上产出液处理的成本和提液后增加的产油量。由于水驱曲线法预测无法考虑油田采取重大调整措施的情况，因此上文提出的方法只适用于预测油田在未来不采取重大调整措施时考虑产液量变化的产量递减规律。
表 2 产液量不同提高幅度下的开发效果Table 2. Development Effect of different liquid production increasing amplitudes产液量提高
幅度，%达到产出液最大
处理能力年份2044年油田
含水率，%剩余可采储量/
104m30 96.9 300.17 5.0 2035 98.2 393.24 10.0 2026 98.5 413.19 22.6 2021 98.6 423.84 4. 结论及建议
1）推导了产液量变化时的产量递减率通式，在此基础上推导了乙型与丙型水驱曲线的产量计算公式。分析表明：产液量变化时乙型和丙型水驱曲线不再符合Arps递减规律，定液量产量计算公式是变液量产量计算公式在产液量变化率为0条件下的特例。
2）由于甲型和丁型水驱曲线的产量递减率公式中存在含水率这一变量，难以采用解析方法进行求解，故笔者只推导了乙型和丙型水驱曲线在产液量变化情况下的产量计算公式。下一步应研究甲型和丁型水驱曲线在产液量变化情况下的产量递减规律。
3）若油田生产符合乙型水驱曲线特征，当产液量的提高幅度与初始时刻的产量递减率相等时，油田能够实现稳产，但通过提高产液量维持油田稳产会导致产液量呈指数增长。因此，在油田开发过程中要结合实际情况制定合理的工作制度，不要为追求稳产将产液量提高幅度制定得过高。
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图 1 裂缝性气藏与常规气藏压力系统对比
Figure 1. Pressure system comparison between fractured gas reservoir and conventional gas reservoirs
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图 3 控压起钻时的井底压力控制情况
Figure 3. Bottom hole pressure control during managed pressure POOH
表 1 顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏与国内其他碳酸盐岩气藏地质条件对比
Table 1 Geological condition comparison between fractured carbonate gas reservoir in the Shunbei Oil and Gas Field and the other carbonategas reservoirs in China
区块 埋藏深度/m 地层压力/MPa 地层温度/℃ CO2含量，% H2S含量，% 顺北 6 600～8 300 82.0～180.0 170.0～238.0 1.17～9.36 0.004～0.160 普光 4 356～5 157 55.0～61.0 120.0～134.0 8.64 15.160 元坝 6 710～7 160 66.0～69.0 145.0～158.0 7.50 5.140 龙岗 5 800～6 200 52.0～63.0 134.0～140.0 3.38 2.750 克拉 3 500～4 000 74.4 104.0 0.65 0 克深 6 500～8 000 113.0 167.0 0.81 0 
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表 2 暂堵堵漏浆封堵性能评价结果
Table 2 Evaluation on the plugging performance of temporary plugging slurry
岩心 缝宽/μm 正向液驱压力/MPa 正向气驱压力/MPa 滤失量/mL 反向气体突破压力/MPa 1 30～50 15 >8.0 0 0.6 2 90～150 15 >7.5 0.5 >3.5 3 150～250 15 >8.0 0.1 1.0 4 210～350 15 >8.0 0.4 0.8 5 270～450 15 >7.5 0.2 0.6
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表 3 低密度小球在不同黏度流体中的上升速度
Table 3 Upward velocity of low density pellets in fluids with different viscosity
测试流体 六速旋转黏度计读数 表观黏度/（mPa·s） 静切力/Pa 小球上窜速度/（mm·s−1） ϕ600/ϕ300/ϕ200/ϕ100/ϕ6/ϕ3 初切力 终切力 清水 2/1/0/0/0/0 1.0 0 0 37.5 高黏流体 45/30/24/15/4/2 22.5 0.5 1.0 3.0 低浓度高温气滞塞 23/23/23/23/22/22 11.5 8.0 12.0 0 注：低密度小球的密度为0.4 kg/L，直径为1.0 mm；3种测试流体的密度均为1.0 kg/L。
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表 4 抗高温提切剂性能评价结果
Table 4 Evaluation on the performance of high temperature resistant shear strength-improving agent
提切剂及加量 条件 六速旋转黏度计读数 静切力/Pa 塑性黏度/（mPa·s） 动切力Pa ϕ600/ϕ300/ϕ200/ϕ100/ϕ6/ϕ3 初切力 终切力 1%HE300 老化前 31/19/14/8/1/0.5 0.25 0.25 12 3.5 老化后 4/2/1/0.5/0/0 0 0 2 0 1%HEC 老化前 52/36/23/13/6/5 2.00 5.00 16 10.0 老化后 5/3/2/1/0/0 0 0 2 0.5 4%SMRM 老化前 24/20/19/16/9/8 4.00 6.00 4 8.0 老化后 14/13/13/13/16/16 8.00 13.00 1 6.0 注：老化条件是在200 ℃下滚动16 h；六速旋转黏度计的读数是在50 ℃下测得的。
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表 5 高温气滞塞在50和190 ℃下的流变性
Table 5 Rheological properties of high temperature gas-block plug at 50 °C and 190 °C
温度/℃ 六速旋转黏度计读数 密度/（kg·L−1） 终切力Pa 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa ϕ600/ϕ300/ϕ200/ϕ100/ϕ6/ϕ3 50 144/119/104/76/20/31 1.05 34 25 47 190 50/4846/45/22/18 15 2 23 注：测试压力为4 MPa。
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表 6 顺北油气田碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井模式
Table 6 Safe drilling mode of fractured carbonate gas reservoir in the Shunbei Oil and Gas Field
地层 漏失 气侵强度 弱 较强 强 一间房组、
上鹰山组否 旋转控制头 旋转控制头
控压节流管汇旋转控制头
控压节流管汇
回压泵
PWD下鹰山组 是 旋转控制头 旋转控制头
控压节流管汇旋转控制头
控压节流管汇
回压泵
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