王 軍 范翔宇 賀立勤 孫月明

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院 2.中國石油集團(tuán)公司川慶鉆探工程有限公司川西鉆探公司

0 引言

在四川盆地九龍山構(gòu)造深部海相地層的鉆進(jìn)中經(jīng)常遇到噴漏同存的復(fù)雜情況，由于堵漏與壓井的相互制約，處理起來成功率低，對氣層傷害大，治理周期長，且材料損失量巨大，處理不當(dāng)還會引發(fā)卡鉆、鉆具氫脆斷裂等次生事故，嚴(yán)重影響了該地區(qū)勘探開發(fā)進(jìn)度和經(jīng)濟(jì)效益。因此一直都是制約鉆井工程的難題之一。對于此類復(fù)雜，工程上一般采用多級套管對地層精細(xì)化分隔，精細(xì)控壓鉆井等技術(shù)。然而，這些手段在面對極端復(fù)雜的地質(zhì)情況時(shí)，依舊存在著局限性，新的處理手段仍有待于探索[1-5]。

針對以上問題，通過堵漏材料優(yōu)選、工藝上壓井和堵漏相結(jié)合、正反推控制井口壓力、吊灌措施優(yōu)化、注水泥封隔噴漏地層等措施和手段的綜合應(yīng)用，已在龍?zhí)?井取得了很好的效果。及時(shí)總結(jié)可以為今后該區(qū)復(fù)雜井鉆井施工提供參考。

1 龍?zhí)?井噴漏同存復(fù)雜發(fā)生經(jīng)過

1.1 發(fā)生經(jīng)過

該井是中國石油天然氣股份有限公司在四川盆地九龍山主體構(gòu)造上部署的一口風(fēng)險(xiǎn)探井，主探龍王廟組，兼探三疊系飛仙關(guān)組、二疊系茅口組、棲霞組，設(shè)計(jì)井深6 750 m。

原設(shè)計(jì)?219.08mm套管下至飛仙關(guān)組底（約5 300 m），由于該井在嘉二段鉆遇高壓鹽水，提前將?219.08 mm套管下至井深4 729 m（嘉一段頂），不得不將地層承壓能力較低的飛仙關(guān)組和地層壓力系數(shù)高的二疊系茅口組、棲霞組放在同一個(gè)?190.5 mm井眼中（表1），技術(shù)上無法再使用套管進(jìn)行封隔。

表1 龍?zhí)?井?190.5 mm井眼內(nèi)地層壓力系統(tǒng)表

六開的?190.5 mm井眼鉆開二疊系茅口組—棲霞組高壓地層之前，通過對飛仙關(guān)地層進(jìn)行承壓堵漏，將飛仙關(guān)組的承壓能力提高到當(dāng)量密度2.17 g/cm3，使得該地層的安全密度窗口得到了一定程度的擴(kuò)展，基本滿足下步二疊系大隆組、吳家坪組、茅口組精細(xì)控壓鉆井設(shè)計(jì)鉆井液密度要求。

該井眼段使用密度為2.16 g/cm3的鉆井液精細(xì)控壓鉆進(jìn)至井深5 906.16 m，控制套壓2.7 MPa，出現(xiàn)液面上漲1.7 m3，套壓升高至4.4 MPa，液氣分離器出口火焰高升高，最高達(dá)10.0 m；立即停止鉆進(jìn)并關(guān)閉半封閘板，立壓由0↗6.1 MPa，套壓4.4↗8.3 MPa，經(jīng)計(jì)算，可知棲霞組新顯示層的地層壓力當(dāng)量密度為2.27 g/cm3，確定壓井液密度2.35 g/cm3。逐步控壓循環(huán)加重至2.35 g/cm3，立壓22～25.4 MPa，套壓0.2～10.4 MPa，出口剛剛見返2.35 g/cm3鉆井液后井下突然井漏失返，且在加重壓井過程中，鉆井液出口監(jiān)測到H2S最高達(dá)80 mg/L。井漏失返后，環(huán)空吊灌密度2.35 g/cm3的鉆井液，每10 min灌入1.0 m3，2 h以后液面回到井口，3 h以后出口處鉆井液呈小股狀外溢；關(guān)井觀察，立壓0 MPa，套壓0↗2.0 MPa。該井為壓穩(wěn)下部高壓氣層而加重，導(dǎo)致上部薄弱地層出現(xiàn)井漏，吊灌中漏噴轉(zhuǎn)換發(fā)生溢流，屬于典型的下噴上漏。

1.2 主要難點(diǎn)

1.2.1 噴漏同存，關(guān)井條件下形成內(nèi)循環(huán)

該井安裝有28-105型防噴器組，以及105 MPa標(biāo)準(zhǔn)節(jié)流、壓井管匯，試壓75 MPa。安裝有旋轉(zhuǎn)防噴器和地面精細(xì)控壓設(shè)備，試壓5 MPa。

井下情況十分復(fù)雜：井漏失返造成井內(nèi)液柱壓力下降，井底棲霞組高壓地層流體在井筒負(fù)壓差的作用下向上部飛仙關(guān)低壓漏層自動(dòng)運(yùn)移，形成井下內(nèi)循環(huán)，產(chǎn)生“地下井噴”——井下流體在高、低壓層內(nèi)循環(huán)，同時(shí)少量氣體從漏層和環(huán)空“┠”形處進(jìn)入井筒（圖1），并滑脫向上運(yùn)移，造成一定周期內(nèi)環(huán)空液面自動(dòng)上漲，容易再次形成溢流[6]。

1.2.2 對“堵墻”強(qiáng)度要求高

飛仙關(guān)組承壓堵漏后地層承壓能力達(dá)當(dāng)量密度2.17 g/cm3，而為壓穩(wěn)下部棲霞組高壓氣層，全井鉆井液密度加重至2.35 g/cm3。因此，需要提高飛仙關(guān)組承壓系數(shù)0.18 以上，以飛仙關(guān)組漏層最大埋深5 400 m計(jì)算，折合需要提高地層承壓9.53 MPa 左右。對堵漏材料形成的堵墻抗壓強(qiáng)度提出了較高的要求。

1.2.3 鉆具組合的限制

圖1 龍?zhí)?井棲霞組井下“噴漏同存”井控示意圖

鉆具內(nèi)有MWD儀器和螺桿等組合，又未帶旁通閥接頭（?190.5 mmPDC鉆頭＋?165 mm彎螺桿＋回壓閥＋?101.4 mm加重鉆桿282.30 m＋轉(zhuǎn)換接頭×411*HT38＋?101.4 mm鉆桿2 032 m＋轉(zhuǎn)換接頭×DS410*HT38＋?127 mm鉆桿3 687 m），對堵漏材料的粒徑和濃度有較大限制，嚴(yán)重影響該井的堵漏和壓井施工。

1.2.4 高溫、高含硫

根據(jù)鄰井電測資料，該井井底溫度介于155～165 ℃。主要漏失層埋藏深度深，壓力大，且富含酸性氣體，如果殼、鋸末、植物纖維等堵漏材料在高溫高壓條件下強(qiáng)度下降，可能造成堵漏失效。同時(shí)由于飛仙關(guān)組—棲霞組氣層高含硫，如處理不當(dāng)也易引起鉆具的氫脆，增加處理難度。

2 思路及對策

針對下噴上漏的復(fù)雜裸眼條件，處理技術(shù)思路是把上部漏層與下部高壓氣層進(jìn)行隔離，再對漏層的承壓能力提高至平衡鉆進(jìn)要求的鉆井液密度。

2.1 正推、反推鉆井液法控制井口壓力

過高的關(guān)井壓力會引發(fā)更嚴(yán)重的漏失，且含硫天然氣的聚集可能造成鉆具的氫脆。因此必須設(shè)法降低井口壓力，只能多次正推、反推壓井液，將井筒內(nèi)的含硫天然氣和氣侵鉆井液推回漏層中[7-9]。

2.2 隔離法堵漏

在溢、漏層間注入一個(gè)水泥塞，隔斷噴漏兩層，阻斷井下內(nèi)循環(huán)，先處理上部井漏，提高漏層的承壓能力，再提高鉆井液密度壓制下部氣層，分兩步解決下溢上漏的難題。因此計(jì)劃從套管鞋以上100 m到井底注水泥塞，既可以對上部飛仙關(guān)組實(shí)施水泥堵漏，又封隔下部棲霞組高壓氣層，先提高上部薄弱地層的承壓能力，再繼續(xù)對棲霞組進(jìn)行鉆進(jìn)[10-11]。

2.3 優(yōu)選堵漏材料與工藝

針對九龍山地區(qū)井漏特點(diǎn)的分析，該地區(qū)理想的堵漏材料的選擇上應(yīng)優(yōu)先考慮抗高溫、高強(qiáng)度兩個(gè)特性的堵漏材料，并在使用中對于不同粒徑合理復(fù)配[12]。

因此，選用剛性顆粒做架橋材料（表2）并配合含有高濾失堵漏材料（如HHH材料）和可膨脹變形材料如核桃殼顆粒做進(jìn)一步填充（圖2）。并實(shí)施分批注入不同濃度和配方的堵漏漿的方法，達(dá)到更為有效的堵漏效果[13-14]。

表2 GZD剛性粒子等級和尺寸表

圖2 堵漏材料照片

工藝上采用先正注堵漏漿走前，壓井液走后的堵漏壓井方法，堵漏鉆井液出鉆具之前關(guān)閉井口，適當(dāng)控制回壓，向下平推堵漏鉆井液和壓井液。當(dāng)部分堵漏漿液進(jìn)入地層后，承壓能力得以提高，同時(shí)將井筒內(nèi)的含硫天然氣和氣侵鉆井液推入漏層，讓壓井液充滿漏層以上的井筒，在較短時(shí)間內(nèi)建立環(huán)空液柱壓力，即壓穩(wěn)下部高壓氣層又迅速清除溢流，達(dá)到又堵漏又壓井的目的[15]。

根據(jù)施工中井口壓力升高的時(shí)間和堵漏漿的注入量推算出漏層大致位置，同時(shí)根據(jù)每次堵漿的配方，可以大致推測漏失通道的大小、漏層對堵漿的吸收能力等漏層性質(zhì)，以此為依據(jù)不斷調(diào)整堵漏鉆井液的粒度、濃度、使用量，以獲得最好的堵漏效果[16-17]。

3 現(xiàn)場實(shí)施情況

3.1 正推、反推控制井口壓力

因下噴上漏的情況存在，先后進(jìn)行了多次正推、反推擠鉆井液來避免出現(xiàn)過高的井口壓力，目標(biāo)是通過正反推將套壓控制在1 MPa以下，并在吊灌期間對井口液面進(jìn)行監(jiān)測，具體操作如表3所示。

由表3可見，通過正反推成功降低了井口壓力，但前3次正反推后套壓先降后升，是因?yàn)橥茐壕簳r(shí)，由于不能將飛仙關(guān)漏層以下的溢流清除，導(dǎo)致環(huán)空有部分氣體殘留[18]。現(xiàn)場使用的壓井液黏度、切力較低，結(jié)構(gòu)力小，不能有效抑制油氣滑脫上竄。反推結(jié)束后漏層以下這部分殘留氣體繼續(xù)帶壓滑脫上升，使得套壓升高。

因?yàn)榈谌闻c第四次正反推鉆井液之間，使用2 m3/30 min的吊灌速率仍然發(fā)生溢流，為摸清噴漏轉(zhuǎn)換規(guī)律，使用液面監(jiān)測儀對環(huán)空液面距離井口的高度進(jìn)行了持續(xù)監(jiān)測，發(fā)現(xiàn)所測環(huán)空液面最低394 m，之后液面開始逐步回升，因此可以視394 m為高壓氣層進(jìn)入井筒的鉆井液最低液面值，對應(yīng)漏層當(dāng)量密度為2.15 g/cm3，與承壓堵漏后飛仙關(guān)地層破裂壓力基本吻合。結(jié)合九龍山構(gòu)造多口實(shí)例井的實(shí)踐證明，將動(dòng)液面確定為漏噴轉(zhuǎn)換液面井深一半的位置較為合理。因此加密觀測，測液面期間將吊灌速率擴(kuò)大至5～6 m3/30 min吊灌，先測液面后吊灌，保證環(huán)空液面不低于200 m，將含硫天然氣壓制在漏層中，在注水泥施工之前井口再未發(fā)生溢流[19]。

表3 正反推控制井口壓力表

由于無法建立正常循環(huán)，常規(guī)壓井方法已不能有效恢復(fù)該井循環(huán)及后續(xù)作業(yè)，加之鉆具內(nèi)有MWD儀器和螺桿等組合，又未帶旁通閥接頭，堵漏鉆井液中材料的粒徑和濃度都受到極大限制，嚴(yán)重影響該井的堵漏和壓井施工。結(jié)合當(dāng)前鉆具在套管內(nèi)，決定采用快干水泥封堵漏層，封隔高壓顯示層，先吊灌起鉆換光鉆桿，然后采用“GZD剛性粒子＋HHH高濾失”堵漏方案和快干水泥封閉方案。

3.2 吊灌起鉆換堵漏鉆具組合

起鉆并根據(jù)九龍山地區(qū)經(jīng)驗(yàn)按鉆具體積的2～3倍灌入鉆井液，在灌漿的同時(shí)嚴(yán)密監(jiān)測環(huán)空液面，同時(shí)做好液面上升到井口重新反推鉆井液的準(zhǔn)備。順利起鉆完，換光鉆桿帶牙輪鉆頭組合下鉆，準(zhǔn)備注水泥，環(huán)空液面始終保持介于78～197 m。

3.3 注水泥隔離與承壓堵漏

為保證水泥塞能成功封閉設(shè)想的井段，而不是大量漏入漏層，所以在水泥漿前后各走了一段低密度鉆井液，其密度和使用量按漏層壓力當(dāng)量密度2.15 g/cm3計(jì)算可得。

3.3.1 第一次堵漏

該井首先對4 927～5 906 m裸眼井段打水泥塞作業(yè)，將上部飛仙關(guān)組漏層與棲霞組高壓氣層進(jìn)行封隔。第一次注完水泥后，正替鉆井液井口未返漿；環(huán)空反灌鉆井液6.5 m3，發(fā)現(xiàn)環(huán)空液面回到井口。關(guān)井候凝過程發(fā)現(xiàn),套壓緩慢上升，最高上升至13.4 MPa。下鉆控壓鉆塞（套壓0.1～0.3 MPa），探得水泥塞面4 664 m，鉆塞至4 987.00 m，續(xù)漏失返（表4）。水泥堵漏失敗的原因可能是堵漏水泥漿與裂縫中的天然氣發(fā)生重力置換，難以形成連續(xù)有效的堵墻而導(dǎo)致封堵效果不好。接著采用沒有添加高濾失材料的單一功能的“架橋”顆粒材料的復(fù)合堵漏漿堵漏，關(guān)井候堵，套壓和立壓均為0，無法承壓。開井測環(huán)空液面94～200 m。

3.3.2 第二次注水泥塞

下鉆到4 289.00 m，正注密度2.35 g/cm3的水泥漿21 m3，井口未返漿。正替鉆井液，將水泥漿全部替出鉆具，井口未返出鉆井液；環(huán)空反灌密度2.35 g/cm3的鉆井液3 m3，發(fā)現(xiàn)環(huán)空液面回到井口，于是關(guān)井候凝，預(yù)測水泥塞面4 600 m。正擠鉆井液、清水，套壓9.4 MPa，關(guān)井憋壓候凝，立壓0 MPa，套壓9.0↗9.2↘8.6 MPa。下鉆探得水泥塞面井深為4 564.00 m，控壓1～2 MPa，鉆塞至5 103.84 m，發(fā)現(xiàn)井漏，漏速15 m3/h，起鉆至井深4 492.82 m準(zhǔn)備堵漏。

3.3.3 第三次堵漏

本次針對飛仙關(guān)組多漏層情況，需要從上到下依次對各個(gè)漏點(diǎn)實(shí)施封堵，共進(jìn)行了3次復(fù)合堵漏漿堵漏作業(yè)。

1）關(guān)井先正擠與第一次相同配方的復(fù)合堵漏漿17.0 m3；再正擠密度2.20 g/cm3、總濃度60%的HHH堵漏漿27.7 m3[堵漏漿配方：清水＋40%HHH＋重晶石＋10%GZD-O＋5%GZD-A＋5%GZD-B＋1%核桃殼（細(xì)）]；關(guān)井正擠、反擠鉆井液，憋壓候堵，立壓由0.7↗7.6 MPa，套壓由1.7↗7.0 MPa。泄壓，控壓循環(huán)，下鉆探得塞面在4 973.51 m；控壓循環(huán)觀察，鉆塞至井深5 113.46 m出口再次失返。證明井下可能存在多點(diǎn)漏失。

2）關(guān)井正擠密度2.35 g/cm3、濃度40%復(fù)合堵漏漿17.0 m3[堵漏漿配方：井漿＋7.5%GZD-A＋7.5%GZD-B＋7.5%GZD-C＋7.5%GZD-D＋10%核桃殼（細(xì)）]；再正擠密度2.20 g/cm3、濃度54%的HHH堵漏漿27.7m3[堵漏漿配方：清水＋35%HHH＋重晶石＋8%GZD-A＋10%GZD-B＋1.2%核桃殼（細(xì)）]。關(guān)井正擠、反擠鉆井液，每30 min反擠一次，每次1 m3，累計(jì)擠入8.5 m3，套壓0↗12.7 MPa。憋壓候堵，立壓由16↘15 MPa，套壓由12.5↘12.0 MPa。

表4 處理井漏工藝及效果統(tǒng)計(jì)表

候堵24 h進(jìn)行控壓循環(huán)，循環(huán)微漏，漏速6 m3/h,且因?yàn)槁┦е脫Q造成鉆井液氣侵嚴(yán)重，出口密度2.20～2.24 g/cm3，節(jié)流循環(huán)，控壓1～2 MPa，液面波動(dòng)較大，出口硫化氫監(jiān)測最高40 mg/L，分離器出口點(diǎn)火焰高6～8 m。

本次堵漏作業(yè)建立了循環(huán)，但井下仍有漏失，并且因?yàn)楦呙芏茹@井液漏失而對漏層中的氣體產(chǎn)生了置換，因此只有對漏點(diǎn)進(jìn)行徹底有效的封堵，才能制止漏失，并消除因置換效應(yīng)而造成的嚴(yán)重氣侵，恢復(fù)井筒的“U”形管封閉體系，因此決定再實(shí)施一次堵漏作業(yè)。

3）正注密度2.35 g/cm3、濃度40.0%復(fù)合堵漏漿14.0 m3[堵漏漿配方：井漿＋7%GZD-A＋8%GZD-B＋8%GZD-C＋7%GZD-D＋10%核桃殼（細(xì)）]，套壓5.3～6.2 MPa，立壓6.3～10.2 MPa，分離器火焰高4.0～7.0 m；期間漏失密度2.35 g/cm3的鉆井液3.7 m3；替入鉆井液開始關(guān)井?dāng)D注。使用排量為11 L/s，套壓2.3～6.6 MPa，累計(jì)擠入鉆井液10 m3。憋壓候堵，立壓由7.6↘6.1 MPa，套壓由6.5↘5.9 MPa。開井節(jié)流循環(huán)，出口密度恢復(fù)至2.32～2.34 g/cm3，立壓5 MPa，套壓0.5 MPa，泥漿池體積無明顯變化，未檢測到硫化氫，堵漏、壓井成功。節(jié)流控壓循環(huán)15 h、分離器排氣口火焰逐漸熄滅。

3.4 施工效果和后續(xù)作業(yè)

隨后采用密度2.33～2.35 g/cm3鉆井液鉆穿剩余水泥塞，鉆完棲霞組氣層，并平穩(wěn)鉆入志留系6 m，下?168 mm套管固井，封固裸眼內(nèi)不同壓力體系、從嘉陵江組至棲霞組1 385 m裸眼井段。期間再未發(fā)生井涌、井噴現(xiàn)象，上部飛仙關(guān)組薄弱地層未出現(xiàn)復(fù)漏現(xiàn)象。

4 經(jīng)驗(yàn)總結(jié)與建議

1）“剛性顆粒＋核桃殼＋高濾失”是該區(qū)深部地層承壓堵漏的適宜配方。配合擠壓堵漏的方式，最終使上部薄弱地層的承壓能力提高到了2.35 g/cm3循環(huán)不漏的標(biāo)準(zhǔn)，擴(kuò)大了鉆井液安全密度窗口。

2）施工過程中進(jìn)行環(huán)空液面動(dòng)態(tài)監(jiān)測，可以準(zhǔn)確快速地測取環(huán)空液面數(shù)據(jù)，以此快速估算漏層壓力，制定合理化的吊灌措施，有利于保證井控安全，對指導(dǎo)壓井和堵漏作業(yè)具有重要的指導(dǎo)意義。

3）在關(guān)井條件下下噴上漏的井漏形式形成了井下內(nèi)循環(huán)，必須要進(jìn)行正反推鉆井液作業(yè)，防止井口壓力在堵漏準(zhǔn)備的過程中升高，規(guī)避溢流險(xiǎn)情的發(fā)生。

4）該區(qū)今后可能鉆遇噴漏同存復(fù)雜井段時(shí)，應(yīng)提前制定連續(xù)、有效、多套的技術(shù)方案或預(yù)案，防止井下復(fù)雜化。