涩北气田钻井漏转喷风险预防措施

程欢，赵江源，董家滨，赵国明

中国石油青海油田分公司 工程技术处（甘肃 敦煌736202）

青海油田涩北气田由涩北1号气田、涩北2号气田和台南气田组成，是青海油田的天然气主力产区。2017—2019年，青海油田涩北气田完成钻井施工339口，其中143口井发生井漏，井漏次数242次,漏失钻井液9 020 m3，井漏发生率42.2%；平均单井漏失量63.08 m3，平均单次漏失钻井液37.23 m3，井漏复杂频发（表1）。井漏不但造成了钻井材料的大量消耗，同时造成了储层污染和井控风险的增加。

表1 涩北气田2017—2019年钻井井漏统计

1 涩北气田井漏原因分析

1.1 地质原因

柴达木盆地东部第四系生物气的形成（涩北气田），是晚第三纪盆地西部相对隆升，沉积中心逐渐东移，在三湖地区快速沉积巨厚第四系的结果。形成了涩北气田第四系以薄层砂、泥岩频繁间互为主的大面积稳定分布的砂泥岩层。并且通过钻井证实，储层钻遇率高，横向连通性好[1-3]。岩性主要为浅灰色、灰色泥质粉砂岩、粉砂岩以及灰色、灰绿色粉砂质泥岩、泥岩，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩心统计分析表明，孔隙度分布范围为8.3%～38.6%，平均为30.95%；渗透率分布范围0.01～0.387μ㎡，平均为24.32×10-3μ㎡，储层表现为高孔隙度，中-低渗透率的特点。总体上，由于构造运动和储层发育特点，涩北气田形成了地表疏松，地层成岩性差，连通性好，地层承压能力低的地质特性。

1.2 储层段地层压力亏空严重

涩北气田于1995年试采，2002年正式开发，经过长期开采，地层压力亏空严重，一号、二号主力层组压力系数在0.51～0.79，地层压力降低，是造成钻进、固井过程中井漏复杂频发的一个重要原因。

1.3 主力气层分布井段长，各层组地层压力差异大

1）浅层气发育活跃。录井气测异常显示200 m以浅地层局部存在全烃异常高值，表明浅气层零星发育，因此该井段钻井施工过程中仍需高度重视防漏防喷工作。

2）主力气层分布井段长。从浅层顶部（深度200 m左右）至底部（深度1 600 m左右）均有气层分布，浅气层主要分布于200～430 m，跨度为230 m左右，总体含气井段跨度长达1 400 m左右，纵向上由多个气藏叠置而成。如涩试2井，共分布单砂层149层，其中：气层88层，气水层4层，含气井段从浅层200 m到1 592.5 m，跨度达1 392.5 m。

3）纵向各层组开发动用程度不均衡，地层压力差异大，深部地层压力下降快，浅部下降慢，同一裸眼段内压力系数差值大于0.5，如图1所示。

图1 台3-45井地层孔隙压力预测剖面

涩北气田由于存在浅层气活跃、主力气层分布段长、纵向各层组之间压力系数差异大等特点，造成在钻井工程方面施工难度大，井身结构设计难度大，难以确定合理的钻井液密度，井漏和漏转喷风险增大。

2 涩北气田钻井防漏措施和堵漏方案

2.1 防漏措施

2.1.1 细化井身结构，封隔相对高压层

井身结构设计主要考虑2个方面：封固浅部易漏层和封固中浅层相对高压气层。在构造低部位风险相对较低的井位采用两层结构，在构造高部位或已钻井发生井漏复杂的井周围采用3层结构（图2）。结合已钻井地层压力预测、邻井实钻复杂情况，细化地质卡层，以有效封隔低压易漏及相对高压层段为原则，明确必封点，开展井身结构精细化设计工作[4-6]。

图2 涩北气田井身结构优化设计

2.1.2 选择合理的钻井施工参数和技术措施

1）减小钻井液静液柱压力。确定合理的钻井液密度，在确保井控安全的前提下，尽可能降低钻井液密度，减少钻井液静液柱压力[7]。

2）钻进过程中防止产生激动压力。缓慢开泵，小排量顶通、循环正常后方可提高到正常排量清洗井眼，避免憋漏地层。下钻时，控制下钻速度（不超过0.3 m/s），减少压力激动[8]。

3）降低钻井液当量循环密度。循环时，适当提高钻井液黏度，保持良好的流动性，减少流动阻力。严禁在漏失层段定点循环钻井液，钻井液保持良好的流变性并保持较小排量循环，避免漏失层的强烈冲刷导致反复漏失。钻漏层时，降低速度、排量，避免环空阻塞、憋压造成井漏[9]。

2.1.3 提高地层承压能力

钻井液预先加入3%～5%随钻堵漏材料，使其具有良好的造壁封堵作用。控制钻井液膨润土含量（5%），保证漏失层泥饼造壁性能好，并具有较好的承压能力。穿产层前补充3%QS-2+1.5%BYD-2，同时根据现场情况关停附近50 m以内的同层系采气井，避免负压漏失及造成采气井停产。

2.1.4 下套管、固井等关键工序做好预防措施

下套管前要彻底通井，尤其控制好套管的下入速度，防止在有限环空内冲击压力的增大而压漏地层。下完套管之后，单凡尔小排量循环一周后恢复正常排量循环。气层套管固井应在保证固井质量的前提下，尽可能地降低水泥浆密度防止固井过程中发生井漏[10]。

2.2 堵漏方案

在钻井施工前根据实际情况制定针对性堵漏方案，钻井过程中一旦发生井漏，立即按照预定方案进行堵漏。

1）一开堵漏。因没有安装井口装备，憋压堵漏措施无法实现，应以随钻堵漏为主。针对非失返性漏失，选用粗细堵漏材料复配，配制浓度20%～25%堵漏浆进行随钻堵漏。倘若发生失返性漏失，则建议打水泥浆堵漏，效果较好。

2)二、三开堵漏。地层原始承压能力低，根据漏失程度不同采取不同的堵漏配方进行封堵。以桥浆堵漏为主，注入堵漏浆和保持原井浆密度一致，起钻至套管后憋压至1～2 MPa静止堵漏。如：漏速小于5 m3/h，配制浓度5%随钻堵漏浆；漏速5～10 m3/h，配制浓度8%～10%堵漏浆；漏速10～20 m3/h，配制浓度10%～12%堵漏浆；漏速大于20 m3/h或失返型漏失，若在目的层钻进，建议配制浓度15%～18%堵漏浆，进行堵漏。若堵漏一次未成功，则采用注水泥浆堵漏。若在非目的层钻进，则直接采用注水泥浆堵漏。

3）固井防漏堵漏。2017—2019年242次井漏复杂中，固井过程井漏达76次，占比31.4%。固井阶段，常规水泥浆密度高于钻井液密度，且水泥浆流变性差，导致开泵时激动压力较大，易引发井漏。纳米基低密度水泥浆体系密度调节范围为1.30～1.60 g/cm3，能较好地解决常规固井水泥浆密度高流变性差的问题。分析涩北气田已实施的10口纳米基低密度水泥浆固井效果，裸眼段声幅基本控制在10%以内，固井质量优质。该技术应用效果良好，建议在涩北气田推广应用。若固井过程中仍发生井漏失返，则应根据实际漏失情况，及时采取相应的补救措施。

3 涩北气田漏转喷井控风险预防措施

3.1 立足一次井控，严防漏溢转换

1）在钻井液密度选择时优先依据实钻数据选择合理的钻井液密度。另一方面，易漏层钻进时，在设计钻井液密度范围内，应尽量贴近设计下限钻进，同时优选钻井参数，严防井漏复杂发生。在起钻前充分循环钻井液，根据循环后效和全烃显示情况，调整提高钻井液密度，满足井控安全要求后再起钻。

2）严格落实各项防漏和井控技术措施。严格控制起下钻、下套管速度≤0.3 m/s，防止下钻压力激动造成井漏或起钻抽吸效应造成溢流。同时应严格落实起钻灌浆要求，确保井筒静液柱压力能够平衡地层压力。针对涩北浅层气活跃的特点，起钻至井深300 m以上或起至加重钻杆或钻铤时，采取连续灌浆方式，保持井筒液柱压力，做好井控工作。

3）针对已经发生井漏复杂的井，必须做好液面监测工作，根据漏失速度及时补充井筒钻井液，严禁液面不在井口而进行起钻作业，严防由漏转溢，引发险情。

3.2 优化设备、工艺和技术措施，避免井口失控

1）针对天然气井，漏溢转换快，险情发展迅速等特点，应尽量避免井口处于无控制状态。针对35 MPa及以下等级的防喷器采用Φ127 mm～Φ139.7 mm变径闸板，避免因下套管更换防喷器闸板等工序导致井口处于无控制状态。

2）针对涩北气田井控特点，提高现场管理标准，要求井队在钻台同时配备与井内钻具相匹配的旋塞阀和箭形止回阀。同时在钻具底部加装止回阀，防止在紧急情况下，天然气迅速从钻具水眼内溢出，造成抢装旋塞失败，引发井口失控。

3）针对起下钻铤等大直径工具速度慢，尺寸与闸板防喷器不匹配等问题，要求井队使用的钻铤提升短节，应使用与钻杆扣型相同或易与转换连接的非双公短节，方便在起下钻铤等大直径工具发生溢流时，可立即连接钻杆立柱或防喷单根下放钻具，关闸板防喷器控制井口。

3.3 强化过程管控，确保井控风险受控

1）针对涩北气田钻井周期短，井控装备拆装频次高的特点，建设方应加强对井控装备试压、井控装备安装标准验收和井控装备日常检查保养维护的监管工作，确保井控装备本质安全。

2）强化干部值班、坐岗制度和地质录井的预警工作。井队要认真落实干部24 h值班制度，严格落实人员专职坐岗制度，钻井队和录井队应采取错时记录，定点校核，确保坐岗有效性和坐岗记录的准确性。录井队要及时比对分析岩性，精准对层、全烃显示异常的预警工作，提示钻井队提前做好漏层、目的层钻进的各项风险预防工作。

3）严格落实各开次开钻和钻开油气层检查验收工作，确保各项井控工作落实到位。建设方和施工方井控主管部门要严格落实钻开油气层检查验收工作，确保在开钻和钻开油气层前，井队技术交底明确，各项技术措施和准备工作以及应急物资储备落实到位，满足施工条件方可开工。

3.4 严格落实“双盯”工作法

针对易漏层钻进、下套管固件等井漏和井控风险较高的工序，要严格落实“双盯”工作法，钻井公司或项目部应派驻经验丰富的工程师或技术人员盯井落实各项技术措施和施工方案执行到位，确保在发生井漏复杂或溢流事件时能够正确有效地进行处置，做到关井程序正确，压井方法正确，严防井控风险。

4 结束语

2020年在各项井漏预防和井控风险防控措施的有效落实下，涩北气田全年完成钻井施工257口，其中漏失58口，未发生一起溢流事件，漏失率从2017年的42.2%降至22.6%。但从漏失总井数上看，漏失井次仍然较高，井漏及漏转喷风险不可轻视。青海油田涩北气田在今后的井控管理工作中仍要以井漏和漏转喷风险的预防为管理重点，努力提升井控管理水平，杜绝井喷事故。