土库曼雅士拉205井产层堵漏解卡工艺

赵建震 巫道富 陈 鑫 杨晓冰 高利华 张长庚

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室·川庆钻探钻采工程技术研究院，陕西西安 710021；2.川庆钻探国际工程公司，四川成都 610051）

雅士拉区块是土库曼斯坦钻井高难度区块之一。因该区块产层存在高含硫、漏、喷同层等问题，前期国外公司钻探的26口井均未钻达设计井深。雅士拉205井是川庆钻探工程有限公司国际工程公司承钻的预探井，四开钻进过程中发生了井漏、卡钻，分别采用反推法憋压堵漏、注清水降压解卡，成功处理了该井井下复杂情况，成为雅士拉区块第1口成功完井的5 000 m预探井。该井的成功完钻对该区块后续钻井施工具有重要参考价值。

1 地质工程概况

205井一开Ø660 mm牙轮钻头钻至521 m，Ø508 mm套管下深518.68 m；二开Ø444.5 mm PDC钻头钻至3 402 m， Ø339.7套管下深3 401 m；三开Ø308 mm双心PDC钻头钻至4 237 m， Ø244.5 mm套管×（0～3 200 m）+ Ø250.8 mm 套管 ×（3 200～4 235 m）；四开采用Ø212.7 mm双心钻头钻至5 000 m，Ø139.7套管下深5 000 m。

四开所钻遇的地层为上侏罗系牛津组—克里米德氏组、中下牛津组及卡洛夫组，岩性主要以灰岩为主， 地层高含硫，从上到下产层压力系数逐渐降低，孔隙发育，孔隙连通性好，易漏，易喷，易压差卡钻。

2 现场堵漏工艺

2.1 井漏经过

四开采用聚磺盐水钻井液体系（密度1.60 g/cm3，黏度60 s）钻进至井深4 350.82 m，泵压突然降低1.5 MPa，悬重从1 667 kN上升到1 690 kN，出口失返，停泵（漏失钻井液7.5 m3）。起钻至井深4 212 m，起钻过程中向环空内吊灌钻井液，井口不返；同时抢配堵漏浆，配浆过程中保持1.5 m3/10 m in速度吊灌钻井液，井口依然不返。此期间共计漏失钻井液25 m3。因该区块产层灰岩孔隙发育，采取粗颗粒与细颗粒堵漏剂及软性封堵剂相配合的堵漏浆配制工艺，封堵孔径不同的孔隙漏层。

2.2 堵漏浆配制

产层采用封堵型聚磺盐水钻井液体系，该体系含刚性粒子封堵剂超细碳酸钙、重晶石、软性封堵剂阳离子沥青XL-1、润滑沥青NRH、防卡降滤失剂PPL、润滑剂JN-302。在发生漏失时，可直接加入堵漏材料配制堵漏浆。堵漏浆配制以粗颗粒堵漏材料（GDJ-Ⅱ和GDJ-Ⅳ）为主，细颗粒堵漏材料（DF-A和GDJ-Ⅰ）为辅。配制密度1.60 g/cm3堵漏浆 20 m3，堵漏剂含量12%。

2.3 关井反推法憋压堵漏

考虑到产层高压高含硫，采用关井反推法憋压堵漏。反推便于把环空内受污染的钻井液推入地层，可有效控制预防溢流或井喷的发生。但反推憋压过高，会进一步压裂漏层，而憋压过低，堵漏剂将封堵不了漏层。因此依据气井安全压力附加值3～5 MPa，本井确定最大憋压值为套压3.5 MPa。从钻杆内注入堵漏浆20 m3并顶替堵漏浆到达漏层上部时，通过反循环压井管线挤堵，挤入堵漏浆，当最高套压升至3.5 MPa，停止挤堵开始憋压，压力缓慢下降至1～0 MPa时，连续反复挤堵憋压，期间共挤入钻井液11.04 m3，憋压5 h，开井，用低泵冲建立循环，确定井下不漏，逐渐增加循环排量至20 L/s，同时降钻井液密度至1.50 g/cm3。划眼到井底，增大排量到30 L/s，不漏。堵漏成功，恢复正常钻进。

3 卡钻及解卡处理

3.1 卡钻经过

采用聚磺盐水钻井液体系钻至井深4 750 m，钻遇层位上侏罗系牛津期卡洛夫阶，岩性为褐灰色灰岩。准备电测，短起钻至套管脚，静止观察24 h，开始下钻，下钻过程中无遇阻。顶驱接最后一个立柱，开泵正常，转动顶驱划眼，顶驱憋停（设定值15 kN·m），上提下放活动钻具遇阻，上提悬重至2 000 kN（原悬重1 880 kN），下压悬重至1 700 kN未解卡，提到原悬重，试开顶驱，无法开启，逐渐加大上提下压吨位，上提至最大3 000 kN，下压至500 kN，仍然未解卡。整个活动时间内，开泵正常。

短起前的钻井液密度1.36 g/cm3，黏度68 s，滤失量2.4 m L，滤饼0.2 mm，切力2 Pa/4.5 Pa，pH值10。

根据本井实钻情况，同时结合本区块地质特点，确认本次卡钻为压差卡钻，提出以下3种解卡方案：泡解卡剂解卡、泡酸解卡、注清水降压解卡。

3.2 泡解卡剂解卡

间断活动钻具，注解卡剂22 m3（配方：柴油12.4 m3+PIPE LAX 2 m3+水6 m3+重晶石粉9 700 kg），替钻井液34 m3（井内钻具内容积40.2 m3），上提悬重至2 800 kN，下压悬重至500 kN，反复活动未解卡。第2次顶替钻井液3 m3，每间隔15 m in活动钻具一次，活动吨位保持在最低500 kN至最高2 800 kN之间，并每隔15 m in顶替钻井液0.07～0.15 m3，仍未能解卡，随后开泵循环活动钻具，排出解卡液。

3.3 泡酸解卡

泡酸解卡液配方：10%HCl 3 500 kg+1%缓蚀剂100 kg+1%铁离子稳定剂100 kg+清水6.9 m3；堵漏浆配方：1.36 g/cm3井浆50 m3+2 000 kg GDJ-1+1 000 kg DF-A+2 000 kg GDJ-4。

泵注密度1.70 g/cm3加重钻井液10 m3，用水泥车注 1.70 g/cm3、100 s 高黏钻井液 5 m3； 压裂车注10%盐酸液10 m3、再注清水0.3 m3（清洗管线）；泥浆泵顶替1.36 g/cm3井浆10 m3后顶替堵漏浆26.3 m3时，活动钻具时发生井漏。用灌注泵从环空吊灌钻井液1.6 m3，未返出，用泥浆泵顶替井浆7.1 m3，环空内钻井液液面恢复正常，整个过程漏失钻井液8.7 m3。每间隔15 m in活动钻具一次，活动吨位保持在最低500 kN至最高2 800 kN之间。再次用泥浆泵顶替井浆2.5 m3，环空内钻井液液面恢复正常。静止堵漏2 h后活动钻具，开泵循环，堵漏浆返出地面。循环除后效，气测值达到峰值7.36%，继续循环后液面无变化，每间隔15～30 m in活动钻具一次，不定点、不定吨位上提下放活动钻具未能解卡。

3.4 注清水降压解卡

因解卡剂解卡、泡酸解卡失败，通过对地层压力、井壁稳定、井控风险的分析论证，采用注清水降压解卡。当清水注满钻具及井底环空时，可降低钻井液柱压力，消除钻井液柱对黏吸的钻具部分或全部正压差，同时利用高压产层内的气体，推动钻具解卡。施工前依据本井的井身结构、钻具结构、地层压力等参数确定本井的环空压降值为7 MPa，环空当量密度由1.35 g/cm3降到1.20 g/cm3。施工中井口允许的最大关井压力为20 MPa，清水用量55 m3。准备密度1.70 g/cm3的压井液100 m3，15%～20%的堵漏浆40 m3。

3.4.1 第1次注清水降压解卡 用压裂车注高黏隔离液1.5 m3，泥浆泵注清水55 m3，泥浆泵替浆37.5 m3时，上下活动钻具，解卡。循环发现溢流，关井，由于液气分离器出液口堵死，无法节流循环（清理管线）。用1.36 g/cm3钻井液反挤压井，入井钻井液25.02 m3；用1.70 g/cm3钻井液反挤压井，入井钻井液34.14 m3，立压、套压为0，开井循环，循环期间发现溢流，溢流量5.4 m3，关井调节手动节流阀通过液气分离器节流循环，排气管口出现橘黄色火焰，高度达3 m，出口钻井液密度逐渐恢复至1.30 g/cm3。开井，循环。发现在处理溢流关井过程中，再次卡钻。

3.4.2 第2次注水降压解卡 泥浆泵注1.35 g/cm3高黏钻井液20.7 m3，泥浆泵注清水57 m3，上下活动钻具（400～2 600 kN），未解卡，再用泥浆泵替密度1.35 g/cm3井浆14.9 m3，活动钻具，下压，钻具解卡。钻井液出口流量增加，总池液面上涨2 m3，溢流，关井进行压井作业，套压16 MPa逐渐降为0 MPa，压井结束。后开井正注1.70 g/cm3重浆2.2 m3，起钻至套管脚；循环排后效，液面无变化。事故处理结束转为正常作业程序。

4 事故原因分析

（1）产层牛津组灰岩孔隙发育，存在两套差异较大的地层压力系数，预探井施工中很难一次性确定合理的钻井液密度，导致本井井漏、卡钻的发生。

（2）井眼存在较大狗腿度，第1只分体式双心PDC钻头有微增斜倾向，最大井斜20.89°（4 650 m），下第2只一体式双心PDC钻头开始降斜，由20.89°降到16.31°（4 750 m）是造成压差卡钻的原因之一。

（3）堵漏使钻井液性能有所下降，同时漏层的渗透率高，形成虚厚滤饼至0.2 mm，也是造成压差卡钻的原因之一。

（4）钻具组合不合理，施工中使用了5柱Ø165 mm钻铤（134 m），造成井眼与钻具间环空间隙小，是造成压差卡钻的原因之一。

5 结论

（1）产层堵漏时，采取关井反推法憋压堵漏，有利于控制预防溢流和井喷的发生。

（2）解卡剂解卡与泡酸解卡其实质是破坏井壁的滤饼。在裸眼井段存在多套压力系统时，采用解卡剂与泡酸解卡存在一定的局限性；降压解卡是解决压差卡钻的有效手段，降压施工前，要对井控设备的可靠性进行检查确认，确保井控安全。

（3）合理的钻具组合和钻头选型保证井眼的规则，可在一定程度上防止压差黏吸卡钻。

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