控压循环堵漏压井技术在渤海喷漏同层井中的应用

卓振州，武治强，邢希金，杨 喜，叶周明

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 （天津300452）

2.中海油研究总院 （北京100028）

3.中海石油（中国）有限公司天津分公司 （天津300452）

渤海油田某区块沙二段Ⅲ油组存在异常高压层，钻完井过程中存在“喷漏同存”的复杂工况，如果处理不当，将会引起各种复杂情况及安全事故的发生，所以处理“喷漏同存”的压井技术是多年来中海油主攻的难题之一。井喷与井漏共存的危害性极大,实属破坏性与灾难性的事故。井漏不仅会导致井喷,而且导致完井失败[1-2]，耽误更多生产时间,处理也极为困难,成本增加。

B11井是渤海油田某区块一口大斜度定向注水井，该井在完井射孔作业后出现溢流，为了避免复杂工况的发生，现场随即展开对该井的压井作业。压井作业采用控压循环堵漏压井技术，从压井方式选择、压井数据计算、现场施工等方面进行了设计和优选[3-9]，最终完成对B11井压井作业的成功处置。

1 基本数据

1.1 单井数据

B11井为6井区沙河街一口注水井，采用三开井身结构，二开244.5 mm（958″）套管下深至2 755 m，三开177.8 mm（7″）尾管下深至3 599.23 m，177.8 mm尾管射孔优质筛管简易防砂的完井方式，根据油藏需求下入分层注水管柱，见表1。

表1 B11综合数据表

B11井参照邻井注水情况对注入能力进行了钻后分析和配注，见表2。

1.2 实钻定向井轨迹

B11井为一口大斜度定向井，油藏实施方案要穿越1#靶点和2#靶点，如图1和图2所示，钻进至186 m初始造斜，钻进至827 m井斜增至60°，方位由25°增至44°，后稳斜钻进至2 311 m，方位由44°先降至30°后又增至58°，钻进至3 034 m井斜由60°增至74°，方位由58°降至357°，后稳斜稳方位钻进至完钻井深3 605 m。完钻数据：斜深3 605.00 m，垂深1 859.69 m，井斜73.41°，方位355.52°，闭合位移2 642.90 m，闭合方位30.39°，水垂比1.42。

表2 B11井钻后注入能力分析表

图1 B11井实钻定向井轨迹投影图

1.3 油藏数据

根据FMT测压和DST测试资料，该区块原始地层压力系数1.01～1.04，地温梯度3.0～3.5℃/100 m，属正常温压系统，见表3。

图2 B11井实钻轨迹三维投影图

1.4 风险提示

该作业井附近有一口注水井B22井，见表4。通过油藏所提供地质资料可知B11井与周边注水井B22井的储层不连通。

2 溢流复杂情况及处理过程

2.1 发现溢流

B11井射孔作业结束发现钻杆内和环空均有完井液溢出，立即关闭环形和上闸板防喷器，同时抢接顶驱。泥浆泵反循环1.03 g/cm3完井液排气，观察返出大量气体、原油以及少量完井液，累计循环完井液120 m3。缓慢停泵，观察环空有溢流，监测溢流量6 m3/h，并伴有大量气体、原油以及完井液。关井，观察关井立压2.2 MPa，关井套压3.0 MPa。

表3 油田实际测压数据表

表4 周边注水井情况统计表

2.2 压井参数计算

发现溢流后按照正确程序关井，根据关井后所记录的关井立管压力、套压和循环池钻井液增减量，计算所需压井液的密度及相关压井参数。

1）压井液密度计算如式（1）所示：

式中：Wl为压井液密度，g/cm3；W为钻柱内原钻井液密度，g/cm3；Δw钻井液密度增加值，g/cm3；Pd为关井立管压力，MPa；H为垂直井深，m；We为安全附加密度，一般附加0.07～0.12 g/cm3。

2）初始循环压力及最终循环压力计算如下：

式中：PTi为初始循环压力，MPa；Pci为压井低泵速下的循环压力，MPa；PTf为终了循环压力，MPa。

3）压井循环行程所需泵总冲数计算如下：

式中：VdT为井内钻具内容积，L；Vabs为井筒与钻具环空容积，L；Cp为泥浆泵每冲排量，L/冲。

4）压井液整个循环周行程时间计算如下：

式中：Tab为压井液充满钻杆内容积的时间，min；Tbs为压井液充满井筒与钻具环空容积的时间，min；Spm为泥浆泵泵效率，%。

3 压井作业处置过程

3.1 第1阶段反循环压井

B11井射孔结束起钻1柱至射孔段顶准备反循环压井，卸顶驱期间发现钻杆内和环空均有完井液溢出，立即关闭防喷器，同时抢接顶驱。泥浆泵反循环完井液压井，观察返出大量气体、原油以及完井液。

3.2 第2阶段正循环排气压井

根据关井求压数据，导通正循环流程经油气分离器泥浆泵循环加重完井液正循环1.17 g/cm3完井液循环排气，观察返出为大量气体、原油以及完井液。继续正循环1.17 g/cm3完井液压井，通过阻流管汇液动节流阀控制环空压力和环空返出（保持泵入液体体积微大于返出液体体积）使井底压力保持恒定，监测返出液密度1.06～1.11 g/cm3波动，观察返出液体为大量完井液、气体及少量原油。缓慢停泵观察立压2.5 MPa，套压1.2 MPa。

3.3 第3阶段替入堵漏压井液

泥浆泵正替配置完成的1.30 g/cm3简易PRD压井液，控制泵压小排量将PRD压井液顶替至全井筒，通过阻流管汇液动节流阀控制环空压力和环空返出（保持泵入液体体积微大于返出液体体积），使井底压力保持恒定，监测循环漏失在逐渐减小。

3.4 第4阶段正循环压井成功

正循环1.30 g/cm3简易PRD压井液压井，观察泥浆池液面稳定，循环期间气全量逐渐下降至2%以下且呈下降趋势。缓慢停泵，关井，观察立压0 MPa，套压0 MPa，打开防喷器，观察井筒液面缓慢下降且无气泡，测井筒静态漏失1.6 m3/h。

采用反循环堵漏压井同时作业法替入常规PRD暂堵液堵漏使地层有一定的承压能力，有效建立环空液柱压力逐步平衡地层压力控制井下溢流和漏失，最终成功处理井漏溢流及压井作业。

4 原因分析及对策

1）由于油田的不断开发调整，注采井网不均衡，且储层局部断层发育，储层连通性差，局部形成高压圈闭，可能导致临近的小油组形成不同的压力系统，经过多次开发调整的油田完井时宜选用具有屏蔽暂堵性能的完井液，避免储层漏失过大导致井下复杂情况的出现[4-5]。

2）由于完井液密度原因造成其他层位井漏，如果井筒液柱压力高于储气层安全控制压力[6]，宜适当降低完井液密度，如果井筒液柱压力与储气层安全控制压力平衡，宜在完井液中添加可循环的堵漏材料。

3）由于井筒环空循环压力过高造成井漏，宜适当降低泥浆泵的循环排量和泵压，并在完井液中添加可循环的堵漏材料。

4）当漏层在储层下部发生上喷下漏或地下井喷现象时，宜先堵漏后压井或压井堵漏同时进行；如果漏层与储层垂直井段之间可以利用高密度钻井液达到整体井筒液柱压力平衡于储层压力状态，则先压井后堵漏[7-9]。如果漏层与储层垂直井段之间借助于高密度钻井液不能使整体井筒液柱压力平衡储层压力，采用可降解凝固封堵液分段或一次完成封堵储层和堵漏。

5 结论与建议

1）加重材料和堵漏的储备应根据储气层压力系数和钻完井液密度配比情况选择加重材料；要充分评估储气层地层压力和可能存在的漏喷情况并考虑钻完井液密度安全附加值，在平台储存堵漏材料和满足压井循环要求的加重钻井液备用。加重材料储备不足，会延长压井作业准备时间，而产生相应的不利因素，影响井控方案的决策和实施。

2）溢流或井喷发生后，选取的压井方法要根据溢流或井喷势态、井况和现场条件来决定。选取的原则是能使井底压力保持恒定，通过控压循环迅速平衡地层孔隙压力；同时还要考虑井口装置、套管及地层的承压能力。

3）出现“喷漏同存”复杂井况时，应优先采用成功率高的反循环堵漏压井同时作业法，提高地层的封堵和承压能力降低地层漏失，再通过控压循环迅速建立环空液柱压力平衡地层压力。

4）建议完善压力预测和监测系统，研究合理的井身结构，引进发展新型的堵漏压井技术，开展综合堵漏压井工艺技术研发，努力将处理喷漏共存的复杂井完井作业提高到一个新水平，为治理喷漏共存的堵漏压井提供可靠的技术保障。