江 朝

(中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029)

伊朗雅達油田F13井嚴重瀝青侵復雜情況的處理

江 朝

(中國石化集團國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029)

在雅達油田Kazhdumi地層鉆井施工過程中，瀝青的侵入導致了鉆井液污染、井涌、噴漏共存等井下復雜情況的發(fā)生。F13井在鉆Kazhdumi地層遭遇嚴重瀝青侵，引起溢流和噴漏同存。通過25次艱難的探索施工處理，成功運用水泥漿配鈉水玻璃促凝劑實現打塞封堵，最終轉換地質目的層側鉆成水平井。該井復雜情況處理的經驗和教訓，對處理類似情況具有一定的借鑒意義。

雅達油田 鉆井 井下復雜 瀝青 噴漏同存 水泥塞 鈉水玻璃

伊朗雅達油田開發(fā)中需鉆越Kazhdumi地層，該層含有分布不規(guī)律且性質迥異的瀝青[1]。早期鉆井生產過程中，因瀝青侵導致各種問題，產生了較多的非生產時間[2]。

國內外有關瀝青影響鉆井施工的文獻不多[3-5]，針對瀝青侵引起的噴漏同存，相關處理過程和有效方法鮮見報道。F13井是繼F19后鉆遇的又一口瀝青侵入井，由于嚴重瀝青侵引起的噴漏同存，被迫放棄原地質目的。在高含H2S條件下，耗時約41 d，成功打塞封堵臨時棄井，之后套管內開窗側鉆[3-5]轉成以Sarvak為地質目的層的水平井[6]。

1 F13井概述

1.1地質概述

雅達油田大體為以南北為軸的背斜構造，碳酸鹽巖孔隙性油藏，自上而下鉆遇第三系和白堊系地層。三開井段自上而下包含的地層為Asmari，Pebdeh，Gurpi，Ilam，Lafan，Sarvak，Kazhdumi，Burgan， Dariyan，和Gadvan。其中Asmari砂巖孔滲較好，Sarvak石灰?guī)r孔隙發(fā)育，Pebdeh、Gurpi、Ilam和Sarvak在其他已鉆井中偶見小漏失或失返性漏失。Sarvak和Fahilyan為主力儲層且高含H2S，本井地質目的層為Fahilyan地層。

1.2工程概述

F13井設計井深4 585 m，設計鉆完井周期為105 d。設計井身結構如表1：

表1 F13井設計井身結構

鉆井液設計：一開上部采用預水化膨潤土鉆井液，防止上部地層漏失，下部加入適量聚合物膠液抑制地層造漿；二開在Gashsaran膏鹽層前使用低粘低切KCl聚合物鉆井液，利于沖刷井壁，避免泥巖井段縮徑，進入Gashsaran膏鹽層前轉化為聚合物欠飽和鹽水泥漿，避免膏鹽侵入污染鉆井液；三開在Kazhdumi地層前使用KCl聚合物鉆井液，控制好K+含量避免泥灰?guī)r井段縮徑，進入Kazhdumi地層前轉化為低土相NaCl欠飽和聚磺鉆井液[7]；四開采用抗高溫屏蔽暫堵KCl聚合物鉆井液，防止在Fahliyan Lower地層易發(fā)的壓差卡鉆[8]。

1.3復雜情況發(fā)生經過

三開井段2011年8月1日1 636 m開鉆，8月22日夜鉆至Kazhdumi頂3 473 m。8月23日0:00至5:40，鉆壓30～40 kN，鉆井液入口密度1.52 kg/L，自3 478 m鉆至3 486.65 m，平均機械鉆速1.52 m/h。5:40至5:44，由3 486.66m始，平均機械鉆速猛增到5.24 m/h，5:44鉆進到3 487m，泵壓突然由17.9 MPa增至22.8 MPa，大鉤載荷由1 280 kN降至1 200 kN。停一泵檢查。6:17振動篩發(fā)現瀝青，鉆井液出口密度1.47 kg/L，發(fā)現溢流1.2 m3，停另一泵后，立即硬關井。初始關井立壓5.6 MPa，關井套壓5.5 MPa。2 min后，關井立壓和套壓均降至2.4 MPa。關井立壓隨后降至0 MPa，試圖開泵頂通，以0.04 m3/min間斷共泵入7.92 m3，每次停泵后立壓檢查始終為0 MPa，初步判斷井下存在漏失。

井下鉆具組合：φ212.7 mmPDC鉆頭+鉆頭短節(jié)(浮閥)+φ165.1 mm鉆鋌3根+φ212.7 mm扶正器+φ165.1 mm鉆鋌1根+φ212.7 mm扶正器+φ165.1 mm鉆鋌11根+φ165.1 mm震擊器+φ127 mm加重鉆桿15根+φ127 mm鉆桿。

2 現場處理過程

2.1鉆柱內正向堵漏和壓井[9]

鉆頭位于3 473 m，套管內環(huán)空體積49 m3，裸眼內環(huán)空體積約41 m3，鉆桿內容積約31 m3。

(1)第一次堵漏和壓井：1.55 kg/L橋堵漿(8%核桃殼(中)+7.5%單封+4%碳酸鈣(細))20 m3，1.55 kg/L鉆井液44 m3頂替。3 h后用1.55 kg/L鉆井液289 m3壓井，返出物是瀝青和氣，最大H2S濃度1 200 mg/L，關井立壓0，關井套壓6.6 MPa。

現場分析認為井下漏失，環(huán)空中液柱當量不足以平衡Sarvak地層壓力導致高濃度H2S出現。下步調整橋堵配方，加大橋堵漿濃度和體積。

(2)第二次堵漏和壓井：1.55 kg/L橋堵漿(6%核桃殼(中)+2%單封+14%云母+8%復合堵漏劑)40 m3，1.55 kg/L的4%橋堵鉆井液41 m3頂替。6.75 h后用含4%橋堵1.55 kg/L鉆井液285 m3壓井，返出物是瀝青和氣，最大H2S濃度40 000 mg/L，關井立壓0.9 MPa，關井套壓3.4 MPa。

分析認為井下仍然漏失，環(huán)空中液柱當量不足以平衡Sarvak地層壓力，存在關井立壓意味壓井鉆井液密度過低。下步增加鉆井液密度，增大排量以形成紊流促使環(huán)空中的瀝青返排。

(3)第三次堵漏和壓井：1.65 kg/L橋堵漿(8%云母(細)+2%單封+1.5%纖維+7%核桃殼(中)+1.5%復合堵漏劑)43 m3，1.65 kg/L鉆井液31 m3頂替。13 h后用1.62 kg/L鉆井液187 m3壓井，返出物是瀝青鉆井液混合物和氣，最大H2S濃度400 mg/L，關井立壓0，關井套壓0.6 MPa。

分析認為井下仍然漏失，環(huán)空中液柱當量足以平衡Sarvak地層壓力。下步降低鉆井液密度減少漏失，調整橋堵配方和堵漏方案，降低壓井排量。

(4)第四次堵漏和壓井：1.55 kg/L橋堵漿(9%云母(細)+6%單封+15%核桃殼(中)+2%碳酸鈣(中)+4%碳酸鈣(細)+2%坂土粉)20 m3+1.55 kg/L鉆井液50 m3+1.55 kg/L橋堵漿(配方同上)15 m3+1.55 kg/L鉆井液60 m3+1.55 kg/L橋堵漿(配方同上)10 m3+1.55 kg/L鉆井液91 m3。1.75 h后用1.60 kg/L鉆井液92 m3壓井，壓井過程中返出物中鉆井液占比逐漸增加，立壓先增加至6.9 MPa后突然降至0.3 MPa。關井立壓0，關井套壓0.7 MPa。

分析認為井下仍然漏失，鉆井液密度不足以壓穩(wěn)瀝青，環(huán)空中的瀝青和鉆井液混合物會導致套壓變化，影響對井下的判斷。下步增加鉆井液密度，增大排量盡量以紊流促使環(huán)空中的瀝青返排。

(5)第五次壓井：用1.62～1.63 kg/L鉆井液172 m3壓井，返出混有瀝青的鉆井液1.40 kg/L(脫氣后)，最大H2S濃度4 000 mg/L。調整排量繼續(xù)以1.65 kg/L鉆井液80 m3壓井，返出混有瀝青的鉆井液1.34～1.40 kg/L(脫氣后)，關井后套立壓均為0，開井溢流檢查無溢流。繼續(xù)開井以1.65 kg/L鉆井液51 m3循環(huán)，鉆井液耗盡后關井，套立壓均為0。

分析認為井下仍然漏失，環(huán)空中液柱當量不足以平衡瀝青地層壓力。下步繼續(xù)以1.65 kg/L的鉆井液壓井，適當地控制套壓減少瀝青侵入。

(6)第六次壓井：1.65 kg/L鉆井液141 m3壓井，立壓由0.3 MPa逐漸增至3.4 MPa，返出物由純鉆井液變?yōu)槌頌r青返出(90%為瀝青)。最大H2S濃度1 600 mg/L，關井立壓0，關井套壓5.2 MPa。

分析認為井下仍然漏失，第五次壓井出現的關井套立壓均為0的情況，應屬瀝青污染鉆井液以及瀝青粘稠度隨井深溫度變化形成瀝青鉆井液混合物稠塞導致的假象。同時，漏層和涌層間可能已經建立了內循環(huán)。下步用高濃度堵漏漿堵漏增強地層承壓能力，降低鉆井液密度減少漏失，用低排量、控制套壓減少排出阻力，盡量將環(huán)空中的瀝青污染物快速排出，根據出口排出物情況逐步增加排量。

(7)第七次堵漏和壓井：1.55 kg/L橋堵漿(10%云母(細)+6%單封+5%核桃殼(中)+3%碳酸鈣(中)+4%碳酸鈣(細)+2%土粉+2%復合堵漏劑)48 m3，1.55 kg/L 鉆井液35 m3頂替。4.5 h后用1.55 kg/L鉆井液290 m3壓井，返出物是瀝青鉆井液混合物，最大H2S濃度50 mg/L，關井立壓0，關井套壓5.2 MPa。

分析認為井下漏失，瀝青和氣體污染鉆井液使得環(huán)空內純液柱當量難以提高。下步計劃向鉆井液中增添乳化劑以減少瀝青的流動阻力，配備至少300 m3鉆井液，及時處理返出污染的鉆井液并嘗試建立循環(huán)。

(8)第八次壓井：1.60 kg/L鉆井液7 m3+柴油5 m3+1.60 kg/L鉆井液28 m3，1.45～1.60 kg/L鉆井液嘗試建立循環(huán)并堅持20.5 h，出口處鉆井液密度1.15～1.45 kg/L(脫氣后)，最大H2S濃度200 mg/L，關井套立壓均為0。

分析認為井下仍然漏失，重漿漏失進地層置換[10]出瀝青，下步用柴油作為示蹤劑檢查井下是否漏失，用高濃度堵漏漿增強地層承壓能力，降低壓井鉆井液密度減少漏失。

(9)第九次堵漏和壓井：柴油5 m3，1.60 kg/L橋堵漿(3%核桃殼(中)+1%云母(細)+5%復合堵漏劑+1%單封+5%碳酸鈣(中)+4%纖維)33 m3，1.45 kg/L鉆井液28 m3頂替，關井擠入1.45 kg/L鉆井液5 m3。0.5 h后用1.50 kg/L鉆井液106 m3節(jié)流循環(huán)壓井，未測出H2S，出口密度1.48～1.52 kg/L(脫氣后)，關井立壓0，套壓5.5 MPa。

分析認為井下仍然漏失，漏層能承受壓力當量密度約為1.50 kg/L，涌層的壓力大于漏層的漏失壓力，應先治漏后壓井。下步計劃：考慮到鉆頭噴嘴限制了堵漏的粒徑及材料選擇，轉向從環(huán)空反擠大粒徑復合堵漏材料。

2.2環(huán)空內反擠堵漏[11]

(1)第一次環(huán)空內反擠堵漏：柴油8 m3和1.60 kg/L橋堵漿(5%復合堵漏劑+2%超細碳酸鈣+5%碳酸鈣(中)+6%核桃殼(中)+6%云母(細)+3%單封+4%纖維)101 m3，1.60 kg/L鉆井液35 m3頂替。10 h內間斷反擠1.60 kg/L鉆井液30 m3后關井。22 h等候橋堵膨脹，關井立壓由0.7 MPa增至1 MPa后又降至0.5 MPa，關井套壓由1.2 MPa增至1.3 MPa。

分析認為井下仍然漏失且為失返性漏失，漏失層位不確定，可能在Kazhdumi地層或者上部地層。下步計劃：增加堵漏材料粒徑，用凝膠托住橋堵降低漏失速度，以確保橋堵有足夠時間膨脹起作用。

嘗試強起鉆作業(yè)，從3 473 m強起至3 431 m。

(2)第二次環(huán)空內反擠堵漏1.60 kg/L、含有8%～12%SNSD凝膠橋堵漿(3%復合堵漏劑+3%碳酸鈣(中)+10%核桃殼(粗)+6%云母(粗)+3%云母(中)+10%單封)22 m3，1.60 kg/L的橋堵漿(6%復合堵漏劑+2%碳酸鈣(中)+6%核桃殼(粗)+3%云母(細)+3%核桃殼(細)+3%核桃殼(中)+6%云母(粗)+3%云母(中)+6%單封)26 m3，1.60 kg/L的鉆井液44 m3頂替。施工期間套壓由1.8 MPa上升至6.6 MPa，鉆具不能上下活動，堵漏材料擁堵在扶正器或鉆頭位置(井下為雙扶正器)， 開節(jié)流閥泄套壓至0，井下鉆具活動恢復正常。

分析認為井下仍然漏失，漏失層縫隙過大導致常規(guī)橋堵方法無法見效。下步計劃：轉向打塞封堵臨時棄井，目的是后續(xù)能轉為無需鉆越Kazhdumi地層的Sarvak水平井。打塞前泵入柴油以乳化瀝青，同時使用稠鉆井液塞來減緩水泥漿的漏失。

2.3打塞封堵臨時棄井

為給打水泥塞留有足夠的空間，從3 431 m強起鉆至2 797 m后又強下鉆至3 149 m。每次打塞施工前均用高密度鉆井液將套壓和立壓消減至1 MPa以下，在經歷了13次堵漏、壓井和打塞封堵施工處理失敗后(見表2)，最終用鈉水玻璃促凝劑加隔離液配水泥漿成功地實現井眼封堵，后轉換成以Sarvak為地質目的層的側鉆水平井。

表2 打塞封堵臨時棄井施工

3 結論和建議

(1)鉆井液與瀝青在密度、黏度上差異較大，在環(huán)空反擠或正向循環(huán)壓井作業(yè)過程中，鉆井液會與瀝青發(fā)生黏性指進現象，使得瀝青難以被推回地層或被替出井筒。

(2)瀝青黏度有隨溫度降低而快速增大的特性，鉆井液受其污染后，受到瀝青流動阻力的影響，壓井過程中套壓數據會失真(甚至會在近井口井段形成瀝青稠塞帽而出現無套壓的假象)，增加井況判斷的難度。

(3)僅有常規(guī)手段及設備的條件下，應對由瀝青侵導致漏涌同存井下復雜情況，打水泥塞封堵應為優(yōu)選處理方案。

(4)在瀝青污染條件下打水泥塞作業(yè)，純水泥漿、氯化鈣速凝劑加隔離液配合水泥漿的成功概率較低，鈉水玻璃促水泥漿閃凝的手段是一種可行的方法。

(5)為減少由于瀝青侵引發(fā)的上部地層漏失風險，建議優(yōu)化井身結構：在揭開Kazhdumi地層前，套管先下至Sarvak地層的底部。

(6)建議開展瀝青層分布規(guī)律研究，調研和引進新技術或新工藝(如控壓鉆井等)。

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(編輯 韓 楓)

Handling serious downhole troublesome condition inducedby asphalt invasion of F13 well in Yada Oilfield,Iran

Jiang Zhao

(InternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,SINOPEC,Beijing100029,China)

During the process of drilling Kazhdumi Formation in Yada Oilfield,the asphalt invasion induced down-hole troublesome conditions such as mud contamination,well kick,blowout with leakage,and so on.The overflow and the blowout with leakage induced by serious asphalt invasion occurred during drilling Kazhdumi Formation of F13 well.F13 well was successfully sealed by plug with cement slurry and sodium silicate after trying 25 tough treatments.And then a sidetracking horizontal well was drilled by switching the geological target stratum.The experience and lessons learnt from this well can provide valued reference for handling similar cases in other oilfield.

Yada Oilfield;drilling;downhole troublesome;asphalt;blowout with leakage;cement plug；sodium silicate

10.16181/j.cnki.fzyqc.2017.02.019

2016-11-07；改回日期：2017-01-01。

江朝(1983—)，工程師，從事國外石油鉆井技術研究和管理。E-mail: zjiang.sipc@sinopec.com。

TE28

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