塔河油田复杂故障控制关键技术探讨

叶 诚，邓小卫

（1.中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆 轮台 841600；2.中石油西南油气田分公司开发事业部，四川 成都 610066）

随着塔河油田勘探开发的推进，钻井地质认识不断深化，钻井工艺技术不断发展进步，井下复杂故障控制水平逐步提高。但通过近年的实践发现，目前仍面临一些问题，主要有碎屑岩水平井吸粘卡钻、长裸眼（裸眼井段4500m以上）中完卡层过程中井漏失返引起卡钻、灰岩地层漏失状态下钻进卡钻、目的层溢流及稠油上返四大类工程地质难题，制约着钻井进一步提速提效[1]。本文针对这些难题提出了关键性的预防及处理技术，能有效遏制复杂故障发生并提高处理效率。

1 塔河油田复杂故障井典型井身结构

塔河油田主要井身结构有二开制侧钻井、三开制长裸眼井、二/三开制碎屑岩定向井，主要地层序列有新近系、古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系[1]。二开侧钻井在石炭系巴楚组—奥陶系桑塔木组地层进行套管开窗侧钻，进入一间房组/鹰山组4m 中完；三开制长裸眼井二开井段钻遇新近系库车组—奥陶系地层，进入一间房组/鹰山组4m二开中完；二/三开制碎屑岩井主要以白垩系、三叠系为储层，在渗透性较好的砂岩储集体转水平钻进。典型井身结构和易发生的复杂故障见表1。

表1 典型井身结构及复杂故障类型

2 塔河油田复杂故障井地层特点及原因分析

2.1 井漏引起的复杂故障原因分析

（1）长裸眼井二开井底漏失。一间房组地层溶洞、孔隙裂缝十分发育，易漏失；一间房组孔隙压力当量钻井液密度1.05～1.10g/cm3，二开井段采用钻井液密度1.32～1.35g/cm3；为确保目的层裸眼完井的井壁稳定（有利于后期采油），目的层单独揭开，要求三开制井的二开长裸眼井段进入一间房组4m中完，明显增加了工程风险，部分井井底失返性漏失后，液柱压力迅速降低、岩屑快速下沉，造成井壁失稳卡钻和沉砂卡钻，大量钻具被埋，井筒无法处理，例如TPA井，井底失返后卡钻，大量钻具被埋，被迫从2182m 井深侧钻，经济损失巨大。

（2）目的层漏失状态下钻进。为尽可能地揭开和保护一间房组储层，目的层钻进过程中发生漏失后，还未钻至设计井深，一般不专门采用堵漏的方式封堵储层，需要在漏失状态下钻进，井眼净化受到较大影响，且储集体裂缝发育，沉砂卡钻和钻至裂缝带卡钻风险高。

2.2 碎屑岩定向井段吸粘卡钻原因分析

（1）三开制碎屑岩井吸粘卡钻。三开制碎屑岩定向井主要以白垩系、三叠系为储集体，由于区块长期开采，地层亏空，压力系数逐渐下降，部分区块孔隙压力当量密度低至0.90g/cm3左右，实钻钻井液密度1.20～1.35g/cm3，导致压差增大；且储层井段砂体发育，孔隙度在8.7%～45.6%之间，渗透率在25～479mD 之间，易形成虚厚泥饼；定向井段需要采用滑动钻进，钻时慢，钻具静止时间长；易造成吸粘卡钻[2-5]。

（2）二开制侧钻井一开下套管卡钻。二开制侧钻井一开井段主要钻遇石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系中上统地层，砂岩井段孔隙度在5.8%～31%之间，渗透率在14～257mD之间，压力系数1.20～1.25g/cm3，实钻钻井液密度1.30～1.35g/cm3，压差较小，但渗透性较好；此类井多从177.8mm 或193.7mm 套管开窗侧钻，采用149.2mm 随钻扩孔或165.1mm 钻头钻进[6-7]，下 入139.7mm套管，环空间隙小，套管与地层接触面积大，随钻扩孔井眼采用149.2mm钻头通井，无法完全破坏砂岩井段的虚厚泥饼，在下套管过程中易造成吸粘卡钻或虚厚泥饼堆积卡钻。2018年发生4起卡一开套管故障。

2.3 奥陶系溢流及稠油上返原因分析

奥陶系溢流主要类型之一是井漏置换型溢流，随着井漏的持续，钻井液不断漏入储集空间，一方面给储集体补充能量，导致局部压力系数被动上升，另一方面，储集体内的油气置换进入井筒，油气随循环钻井液、重力分异和滑脱效应三种方式往上运移，失返性井漏的环空和水眼液面快速下降，井筒液柱压力不断降低，当不能平衡地层压力时即发生溢流。

稠油主要集中在六区、十区、十二区，稠油上返的主要原因是置换作用，稠油和钻井液或油田水置换，通过随循环钻井液和重力分异不断上升。稠油粘度随井筒温度的下降而呈现指数上升，原油在上升至井筒3000m 左右时，地层温度55℃～65℃，粘温曲线会出现拐点，由液态渐变成固态，稠油返出地面后，难以乳化，环保处理困难[8]。大量稠油可导致凝管现象，造成卡钻，TH10ACH 井在井筒作业期间发生稠油凝管卡钻。有些溢流伴随硫化氢逸出，增加了井控风险。

溢流关井后，钻具在斜井段、水平段的井，应考虑防止卡钻问题，TH12ACX等井平推压井后发生卡钻。

3 塔河油田复杂故障井预防及处理关键技术

3.1 预防及处置井漏卡钻关键技术

3.1.1 长裸眼井段预防及处置井底失返性漏失关键技术

（1）预防漏失技术。①控时钻进技术是目前风化壳卡层的关键，控制钻井参数，适当降低钻压和转速，保持钻井排量恒定，确保井筒内未返出岩屑为4m，防止进入一间房组过多导致井漏。②加强区域地质资料分析，收集邻井发生井漏的资料，对风险高的井，及时调整中完原则[9]。

（2）失返性漏失后处置技术。①应立即停止钻进，环控连续吊灌钻井液并起钻，先按照遇阻卡操作规程起钻，无法起出时，要果断决策，在钻具抗拉强度承受范围内活动钻具。②随着时间的推移，井筒液柱压力下降，上部三叠系等地层井壁持续垮塌，卡点不断上移。因此，确认卡钻后，应立即组织爆破松扣。③在等候测卡队期间，在钻具强度承受范围内可大幅度上下活动钻具，控制强扭不超过钻具上扣扭矩，防止过度紧扣影响倒扣作业；期间尝试开泵建立循环，定期顶通水眼，确保爆破工具能顺利进入钻具水眼。④卡点位于2000～3000m 井深时，无成功解卡先例，处理难度大，宜回填侧钻。

3.1.2 漏失状态下奥陶系灰岩地层安全钻进和卡钻处理技术

（1）安全钻进技术。①在井控安全的前提下，尽可能采用低密度揭开储集体，能够一定程度上减少漏速，同时按照设计要求加入随钻封堵和油气层保护材料。②发生井漏后，及时上提钻具至安全井段直至套管内，循环观察漏失情况。若能建立循环，可采取降低钻井液密度、加入可酸化屏蔽暂堵材料、降低排量等措施，调整钻压和转速进行试钻，观察扭矩及漏失速度变化情况，如漏速减少、扭矩正常可恢复钻进。若漏速超过10m3/h或扭矩波动异常，有阻卡现象，及时起钻简化钻具组合，坚持少打多提。如出现严重阻卡显示应停止钻进，转入完井测试。③若发生失返性井漏或放空，上提钻具至套管内，监测环空液面、验证漏失情况后进行探底。直井可原钻具强钻，斜井、水平井及时简化钻具。④漏失钻进期间，应储备足量的钻井液量，斜井、水平井应调整钻井液性能符合携岩和润滑要求，防止沉砂或压差卡钻。

（2）卡钻处置技术。因灰岩地层主要成分为碳酸盐矿物，这类卡钻最有效的方法是泡酸，同时应注意以下几点：①定期顶通水眼，间隔30min，保持水眼和环空畅通；一旦水眼堵死，处理将陷入困境，TK6ACX 和TH125AX井因水眼堵死导致无法有效泡酸，故障处理失败。②及时组织盐酸，HCl 浓度15%～20%，加入铁离子稳定剂，使用新配置的盐酸，不宜采用酸化压裂剩余的残酸，入井前进行反应实验；酸液段前后使用隔离塞，酸出钻头后降低排量，防止替空[10]。③泡酸时间宜控制在6h以内，防止对钻具的过度腐蚀，泡酸期间30～60min 顶酸一次，每次顶入环空0.5～1m3；算准酸液返出井口时间，做好人员防护。

3.2 预防及处置吸粘卡钻关键技术

3.2.1 预防吸粘卡钻关键技术

（1）随钻封堵技术。根据碎屑岩井段砂体孔隙度和渗透率，塔河油田最新引入了1200～2500 目超细碳酸钙，具有较好的经济适用性和兼顾油气层保护效果。渗透性砂体推荐随钻封堵配方：井浆+2.0%超细碳酸钙（1200 目或更细目数）+1.5%～2.0%石灰石粉（过200 目标准筛碳酸钙）+0.5%～1.0%非渗透处理剂+1.0%～2.0%沥青（软化点与地温相匹配）。

（2）专项承压封堵技术。为了改变近井壁地带渗透性砂体孔隙度和渗透率，减少虚厚泥皮和压力传递，先以较低密度钻穿渗透性较好砂体后，配置专用的封堵浆至裸眼井段，起钻至套管内，关闭防喷器，缓慢开泵，压力控制在4～6MPa，主动进行专项承压封堵。

YDAH 井先后进行两次侧钻，第一次钻井液密度采用1.35g/cm3，在钻穿亚格列木组进入三叠系地层后，下钻过程中发生吸粘卡钻，分析认为吸粘卡钻主要原因是压差过大和存在一定虚厚泥皮，亚格列木组孔隙压力当量密度为0.90g/cm3，压差23.5MPa。解卡后，因地质原因调整轨迹进行第二次侧钻，先用钻井液密度1.25g/cm3钻穿亚格列木组，之后泵入专项封堵浆10m3（裸眼容积4m3），起钻至套管内承压封堵，控制最高立压5MPa，稳压6h，缓慢泄压2h，封堵浆进入地层2m3，然后上提钻井液密度至1.35g/cm3揭开侏罗系和三叠系地层，未出现吸粘卡钻迹象，在下油层套管前，再次进行专项承压封堵，取得了良好的效果。

（3）控制滑动钻进和钻具静止时间。控制轨迹平滑，控制连续滑动定向时间小于2h；控制钻具在井内的静止时间小于3min；每钻进60～100m或连续钻进48h，进行一次短起下，破坏岩屑床，提拉井壁；托压严重的情况下，应及时处理，井况正常后再滑动钻进。

（4）强化钻参和采用水力振荡器。在设备承受范围内，应尽量提高钻井排量。钻井液在设计范围内采用适当低的粘切，形成紊流，增强携岩效率及冲刷井壁；定向井段施工时钻具组合中增加水力振荡器。

（5）二开制侧钻井防吸粘卡套管技术措施。①在盲打前，将钻井液性能调整至侧钻性能，避免在盲打过程中边打边调整形成劣质的泥饼；②对于砂岩井段较多的井，采用重稠浆洗井；③优化下套管封闭浆配置，提前1～2d单独配置好下套管的专用封闭浆10～15m3，并进行性能测试，重点优化封闭浆润滑（原油+固体润滑剂）、封堵性能、泥饼质量，要求FLHTHP≤10mL；④增加通井钻具组合刚性，如果是随钻扩孔井眼则采用偏心扩孔钻头通井。

3.2.2 吸粘卡钻处理关键技术

吸粘卡钻最有效的方法是第一时间浸泡解卡剂，同时要注意以下几点：

（1）解卡剂密度应处于钻井液密度和地层压力之间。参考配方:柴油+5.0%～8.0%快T+5.0%～8.0%SR-301+1.5%～3.0%有机膨润土+加重剂，浸泡卡点以下井段。

（2）浸泡时间10h 左右，顶通间隔30～60min，如果是斜井段，由于解卡剂浸入钻具与地层接触面较慢，应延长浸泡时间5～10h。

（3）等候泡卡期间，应保持钻井液循环，将排量开到最大，增强对井壁冲刷作用，适当降低钻井液密度，减少压差。泡卡次数宜控制在三次以内，如未解卡应采取其他处理手段。

TPACH、ADACH2、YDAH等井卡套管或卡钻后均通过泡解卡剂方式解卡。

3.3 控制及处置奥陶系溢流关键技术

（1）溢流及稠油上返控制。①奥陶系井漏后密切监测环空液面高度，定期灌入适量的钻井液，保持环空液柱压力。②九区、AT区块气井井漏时，强化灌浆和液面监测，每15min监测液面一次，定期对环空进行平推，将进入井筒的天然气压回地层，确保井筒绝对安全。③坚持“早发现、早关井、早处理”原则，减少溢流量。

（2）溢流及稠油上返处理。对于溢流关井后，钻具在斜井段、水平段的井，在处理溢流时要防止卡钻。①关井后立压为零、套压小于2MPa 的井，通过节流管汇泄压，观察返出量，如出口流量降为零或呈线流状态，可开井强起钻具至安全井段，再进行压井作业。②井口见大量稠油或硫化氢的井，平推压井分两步走，第一步尽快使用高密度（1.5～1.9g/cm3）压井液平推压井，在尽可能短的液柱高度下形成高的液柱压力，减少压井时间和裸眼段压回地层的钻井液量，待井口立套压为零后，立即开井，强起钻具至安全井段后关井，第二步，继续平推，将硫化氢和稠油压回地层，总入井压井液量为1～1.5倍井筒容积。③井口未见硫化氢显示和少量稠油的井，可采用节流循环压井。

4 应用效果

2019 年，塔河油田施工93 口井，总进尺33.7×104m，钻井阶段井下故障4 起，总损失台时612.33h，万米故障损失台时18.17h/104m，较2016～2018年度降低35.07%，创近年故障控制最好水平。

其中长裸眼卡层期间发生井漏7 起，及时发现，其中失返1起，均顺利起出裸眼段，未发生埋钻；奥陶系漏失井26口，漏失钻进期间均未发生卡钻；碎屑岩定向井施工11口，仅发生吸粘卡钻故障1起；二开制侧钻井24口，均未发生卡套管故障。发生溢流及稠油上返复杂14起，均有效处理，未发生因处理不当导致的次生故障。

5 结论和建议

（1）屏蔽暂堵和承压封堵技术能有效改善砂泥岩井段泥饼质量和改变近井壁地带地层孔隙渗透率，可有效预防碎屑岩定向井吸粘卡钻问题。

（2）通过控时钻进工艺，可减少井漏发生；漏失发生后采用强起和连续灌浆的措施，可有效降低风化壳卡层期间发生失返性井漏卡钻的风险。

（3）采用随钻封堵+降低钻井参数+简化钻具+少打多提组合技术，可有效降低奥陶系漏失钻进卡钻风险，保持水眼畅通并及时泡酸是解决这类卡钻最有效的方案。

（4）平推法压井是处理稠油溢流的主要方式，两步平推法可快速处置稠油上返，并降低压井后卡钻风险；气井井漏后定期平推，将受气侵的钻井液压回地层，可防止溢流发生。