扎那诺尔油田679井井漏处理分析及应对方案探讨

陈来军，吕晓平，吴燕华，张海忠，李华元

（西部钻探工程有限公司国际钻井公司，新疆乌鲁木齐 830026）

扎那诺尔油田679井井漏处理分析及应对方案探讨

陈来军*，吕晓平，吴燕华，张海忠，李华元

（西部钻探工程有限公司国际钻井公司，新疆乌鲁木齐 830026）

扎那诺尔油田是中油股份阿克纠宾油气公司开发较早的一个区块，该区块下二叠系孔古阶组中下部地层存在巨厚盐岩层，部分井在盐层中间夹含若干段发育的塑性蠕动泥岩层；南区KT-1储层天然气较为活跃，地层压力比北区高，地层裂缝发育，溢漏同层，极易出现先漏后喷的复杂情况。中哈长城钻井公司2003年4024井在钻至井深2690m和2798m处先后出现2次井漏，2798m处的井漏直接导致天然气上窜，险些酿成井控事故；近年东方公司的5094、5081井都在该区块发生严重的井漏现象。

塑性泥岩；压力等级；井漏处理；堵漏

1　工程概况

679井是位于扎那诺尔油田南穹隆构造边缘上的一口三层结构开发井，完钻层位KT-1，设计井深2920m。2013年4月11日该井钻至二开中完井深2551m开始下Ø 244.5mm技术套管，下至井深2090.29m时因现场施工人员未严格执行灌浆技术措施导致套管粘卡恶性事故发生。经过2次解卡后，由于该井在二开过程中为防止2460～2520m塑性泥岩条形带发生蠕变，自2400m井筒泥浆密度已提至2.05g/cm3。高压高密度下处理卡套事故进而诱发了井漏的发生。根据现场施工实际情况，为避免在处理井漏过程中造成塑性泥岩发生蠕动、井眼闭合等更严重事故发生，经甲方同意在套管卡深Ø2090.29m处固井，并将设计三开结构井改为四开井，增加177.8mm的技套下到目的层石炭系的顶部2771m，至四开2920m目的层KT-1裸眼完井。井身结构见表1。

表1　井身结构表

2　施工风险分析及对策

2.1风险分析

（1）目前Ø244.5mm的技套没有把原设计要封固下二叠系P1k的塑性泥岩段2460～2520m封住。因此为平衡住塑性泥岩段，泥浆密度必须达到2.05g/cm3才行，而原设计的2551m技套以下井段只能采用不超过1.15g/cm3的密度，这完全是2个压力等级。若继续采用高密度钻进，就会发生井漏，一旦发生井漏，处理过程中，上部塑性泥岩段将会发生蠕动，造成井眼闭合，下部目的层井喷，最终将会导致事故恶性循环。

（2）仔细研究679井二开测井井径曲线发现，塑性泥岩段井径图为月牙形，井径扩大率为9.85%，而盐层井段的井径扩大率几乎为0。再三思考和分析，判断首先前期施工过程中，泥浆密度2.05g/cm3稍偏高，泥浆液柱压力过大，把塑性泥岩压回地层。

（3）再者是2090.29～2551m井段仍是Ø311mm的裸眼，而现在使用的是Ø216mm的钻头，根据临井井径资料和泥浆密度对比，在一定范围内降低泥浆比重，钻头穿过60m塑性泥岩段问题不大。

2.2施工对策

（1）决定将泥浆密度降至2.0g/cm3，进行下部施工。

（2）根据地层资料及临井资料调研，该区块多以裂缝性漏失为主，提前备足相应堵漏材料。

（3）严密监测泥浆液面和泥浆总量变化。

（4）钻进中泥浆中始终保持一定量的随钻堵漏剂。

（5）精细现场操作，防止造成压力激动。

3　井漏发生经过

2013年4月30日，更改设计后的679井三开正常钻进至2582m时，泵压突然由13MPa降至3MPa，观察井口泥浆失返,判断井漏，5min泥浆漏失8m3。

此时钻井参数：钻压为14t，转速为90r/min，排量为27L/s，泵压为13MPa，钻时为60～90min/m。

钻具结构：Ø216mm牙轮钻头+Ø159mm钻铤×2+ Ø216mm扶正器+Ø159mm钻铤×19+Ø127mm钻杆。

泥浆性能：D=2.0g/cm3，FV=98s，FL=3.4mL，CHC=3/8Pa，Cs=0.8%。

岩性：砂岩、泥板岩、粉砂岩互层。

发现井漏后立即上提钻具到套管里面2060m（起18根立柱），起钻过程中正常，然后接方钻杆，每20min活动一次钻具，以防塑性泥岩因井漏上窜到套管里面导致卡钻。

4　井漏处理过程

经现场及临井资料分析，钻进过程中突然发生泥浆失返，该漏失为裂缝性漏失。立即组织准备好的堵漏材料配备堵漏浆。

4.1第一次堵漏

配泥浆60m3：3%坂土+0.3%FA-367+0.3%SP-8+ 3%SMP-3+25%NaCl+石粉。

性能：FV=126s，D=1.95g/cm3，CHC=2/6Pa。

配堵漏浆泥浆30m3：4%坂土+0.3%FA-367+0.3% SP-8+3%SMP-3+25%NaCl+石粉+综合堵漏剂3t。

性能：FV=186s，D=1.95g/cm3，CHC=2/6Pa。

5月1日开始下钻至2350m接方钻杆，以24L/s的排量打堵漏浆25m3，替浆30m3。施工过程中，泥浆一直不返，泵压稳在12～13MPa，替完浆后，提钻至套管里面2060m（10根立柱），静止4h，环空灌浆4m3，泥浆返出，泥浆液面再不下降。5月2日验证堵漏情况，开泵循环泥浆，返出量偏少，测量漏失泥浆12m3后，停泵继续静止堵漏。再次静止4h后，开泵循环，泥浆仍不返，Q=24L/s，P=13MPa，漏失泥浆7m3，堵漏失败。

4.2第二次堵漏

配堵漏浆30m3：4%坂土+0.3%FA-367+0.3%SP-8+3%SMP-3+25%NaCl+石粉+综合堵漏剂3t+NEOTOR超级综合堵漏剂2t。

性能：FV=192s，D=1.95g/cm3，CHC=3/7Pa。

5月3日继续采用20L/s排量注入堵漏浆并静止堵漏6h后，开泵循环，泥浆不返，第二次堵漏再次失败。

通过2次的堵漏、起下钻发现，一是从起出的钻杆泥浆留下的痕迹观察，判断泥浆液面稳定在离井口30m左右；二是打入堵漏剂进行替浆的过程中泵压能够稳在12～13MPa。从这两点分析，目前泥浆密度下的液柱压力接近漏失地层压力；再结合前面分析塑性泥岩蠕变性和311mm井眼两点分析。决定将密度再次降至1.9g/cm3，起钻简化钻具结构，采用光钻杆直接穿过塑性泥岩段至井底堵漏。

4.3第三次堵漏

配堵漏浆50m3：4%坂土+0.3%FA-367+0.3%SP-8+3%SMP-3+25%NaCl+石粉+综合堵漏剂5t+NEOTOR超级综合堵漏剂3t。

性能：FV=156s，D=1.90g/cm3。

配泥浆50m3：3%坂土+0.3%FA-367+0.3%SP-8+ 3%SMP-3+25%NaCl+石粉。

性能：FV=126s，D=1.90g/cm3，CHC=2/6Pa。

5月4日下光钻杆至2530m，下钻无遇阻，以20L/s排量打堵漏浆50m3，打入过程中泥浆不返。起钻至套管内2060m静止堵漏，起钻过程中，井口一直有泥浆返出。静止4h后小排量开泵，逐渐提排量至20L/s，井口返出正常，之后干加200kgFA-367，将泥浆循环均匀，下钻至2530m开泵循环，Q=20L/s，P=12MPa，井口泥浆返出正常，停泵起钻接钻头试钻进。5月5日换钻头，下钻铤，甩掉扶正器至井底无遇阻现象，开泵循环，试钻进，泥浆无漏失现象。679井堵漏成功。

5　井漏发生原因分析

（1）主要原因是井身结构不合理。前期卡套管事故造成更改设计后，原设计低密度完成的井段为防止塑性泥岩蠕动而采用高密度钻进，虽然采取了降密度措施，仍未避免井漏的发生。

（2）钻遇地层主要以砂岩、泥板岩、粉砂岩互层为主，孔隙发育，有裂缝，高密度泥浆下使孔隙裂缝撑大，从而导致井漏。

6　经验教训

（1）合理的套管程序是防止大型漏失造成重大事故与复杂的关键,这一点在地层不确定性大的井中尤为重要。在钻探探井时应该将上部疏松的流砂层用技术套管进行封隔。

（2）在钻井地质设计中给予较准确的地层承压压力等地质资料非常重要，特别是对可能出现的漏层应有明显的提示，以便在钻井过程中提前做好防漏堵漏技术工作准备。

（3）对只进不出的井漏，必须立即停泵强行起钻，简化钻具结构，加大钻头喷嘴，并不间断地从环空灌入钻井液或废水清水,以维持必要的液柱压，防止井壁坍塌。

（6）在易漏区块钻井，现场应储备足够的相应堵漏材料，可以尽快采取堵漏，减少事故复杂诱发。

[1]徐同台.钻井工程防漏堵漏技术[M].北京：石油工业出版社，1997.

[2]刘汝山.钻井井下复杂问题预防与处理[M].北京：中国石化出版社，2005.

[3] 马光长.井漏及其预防与处理技术[M].北京：石油工业出版社，2002.

[4]鄢捷年.钻井液工艺学[M].北京：中国石油大学出版社，2004.

TE28

B

1004-5716(2015)07-0051-03

2014-06-23

2014-07-11

陈来军（1986-），男（汉族），山东济南人，助理工程师，现从事钻井工程技术、钻井施工工艺等方面的研究和管理工作。