顺北油气田钻遇局部异常高压的认识及对策

王 逸，陈 超，董小虎，宋泓钢

（中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆 轮台 841600）

顺北油气田主要目的层为一间房组和鹰山组的碳酸盐岩地层，该地层在走滑断裂作用下，地层构造破裂，易形成断裂和裂缝，早期的断裂及裂缝受溶蚀作用形成洞穴，成为良好的断控缝洞型储集体[1-4]，钻井施工过程中，钻遇定容特征[5-7]的异常高压储集体越来越多，溢流复杂频发，如何保证钻井安全成为了施工的关键。

1 碳酸盐岩油藏局部异常高压表现及施工难点

（1）当钻遇局部异常高压储集体时，通常存在压力体系突变，发生溢流，尤其是钻遇含气的储集体[8-10]，若钻井液密度不能有效抑制气体置换，存在地层气体持续侵入现象，需要不断循环排气，给工程施工带来极大的井控风险。

（2）压井施工过程中，由于溢漏并存，随着压井液进入储集体液量的增加，地层能量持续得到补充，地层压力越压越高[11-12]，同时油气在压井液重力置换作用下聚集在定容体顶部，开始向井筒内发生运移，井筒内液面升高，难以实现井筒动态平衡，压井施工困难[13]。

（3）压井液密度选择困难，需要不断增大压井液密度才能短时间压力平衡，且定容体量越小，越容易激发定容体特征，需要不断根据关井套压重新计算地层压力，考虑附加值后再选择二次压井的压井液密度。

（4）目前顺北油气田钻井井身结构基本固定，普遍下入177.8mm 或193.7mm 技术套管，目的层施工井筒容积大，循环压井时间长，期间井底不断发生重力置换，若稠油进入井筒堵塞环空，将进一步增大压井施工难度[14-15]。

2 顺北A井施工实例分析

顺北A是一口五级结构探井，165.1mm井眼钻至鹰山组7636.5m 发生溢流，对应垂深7541.71m，压井后控压钻至7654m发生放空、漏失，经长时间处理后进行中途测试及加深钻进作业。笔者以顺北A井现场施工情况为例，针对异常高压储集体的施工过程及处置措施，进行总结梳理分析，具体情况如下。

2.1 溢流及压井施工分析

钻进至井深7636.50m（井筒内情况见图1），发现溢流0.6m3，泥浆密度1.35g/cm3，关井立压15.4MPa，套压15.5MPa ，采用节流循环方法压井。泵入1.71g/cm3重浆38m3(出水眼2m3)，发现漏失，降排量。累计泵入量1.71g/cm3泥浆48m3，漏失1.71g/cm3泥浆12m3，停泵观察，立压0MPa，套压18.9↓17.2MPa，随即，采用平推方法压井，环空平推1.71g/cm3重浆112m3，停泵立压套压为零，压井成功，环空液面高度89m。

图1 溢流发生时井内情况

根据井筒压力平衡公式：

式中：ρe——地层当量密度，g/cm3；

ρm——钻井液密度，g/cm3；

Pd——关井立压，MPa；

H——溢流井深的垂直深度，m；

g——重力加速度，N。

分析：根据式（1）可求得地层当量密度ρe1=1.56g/cm3，压井施工过程中选择1.71g/cm3压井液，泵入48m3，漏失12m3，实际注入井筒钻井液36m3与水眼容积基本一致，因选取的压井液密度较高，施工过程中地层破裂，钻井液不断进入储集体，使地层能量得到补充，地层压力进一步升高。

2.2 压井后施工情况

压井施工结束，起钻更换常规钻具下钻，循环调整泥浆密度至1.68g/cm3，循环过程中全烃值最高22%，间断点火成功，火焰高度0.5~3m，单次持续时间70~160min不等，停泵关井套压3.5~5.4MPa。

采用1.68g/cm3进行控压试钻进至7654m，连续出现间断放空，井段7654~7671.12m，期间为控制套压低于5MPa，逐步调整密度至1.74g/cm3；钻至7680m 发生溢流，关井观察，立压1.8MPa，套压11.5MPa。使用1.76g/cm3钻井液节流循环，期间累计漏失29.8m3，套压仍呈上涨趋势，停泵观察，套压32MPa。采用2.0g/cm3泥浆平推压井，压井后水眼液面高度308m，环空液面高度410m，起钻转入中途测试。

分析：循环降密度期间始终处于漏失状态，井内流体受重力差异影响不断置换，地层气体持续侵入，且节流循环排污效果不明显，钻井液密度被迫提高，漏失量持续增加的同时地层能量越来越高，表现出典型的定容特征。

2.3 测井前通井情况

中途测试后下通井钻具至井深7300m（套管内）关井循环，测平均漏速5.4m3/h，调整密度至1.23g/cm3，至井深7412m开始划眼，划眼至井深7654.67m（鹰山组），发生溢流，关井观察，立压0MPa，套压1.1MPa，节流循环提密度至1.25g/cm3。针对本井地层压力变化特征，决定打重浆帽暂时控制井口后，起钻加装旋转控制头控压通井，通井划眼到底后，调整入口泥浆密度至1.33g/cm3，同时控制井口回压3~5MPa 试钻进至7684.3m,套压逐渐超过5MPa，关井节流循环套压呈上涨趋势，考虑持续在气层内循环置换严重，无法实现有效排污，控压短起至7340m套管内节流循环排污，调整泥浆性能进出口密度至1.35g/cm3，套压5↓0MPa，期间累计排出密度1.17~1.22g/cm3的盐水和混浆159m3，间断点火成功，火焰高0.5~3m。随后下钻到底，控制回压0~3MPa加深钻进至7695m后起钻测井。

分析：根据此次溢流情况算，地层当量密度ρe2=1.24g/cm3,分析因中途测试，地层能量得到有效释放，地层压力有所恢复，表明测试放压是降低施工密度的有效方法之一。

2.4 加深钻进情况

电测结束后因井内基本为1.60g/cm3泥浆，且环空液面高度180m，折算当量密度1.56g/cm3，尝试用1.55g/cm3建立循环，节流循环调整泥浆密度至1.55g/cm3控压试钻进，钻至7708m套压开始上涨，短起至套管内尝试放压，累计放浆68m3，同时排密度1.06~1.35g/cm3盐水和混浆89m3，液气分离器点火筒间断性点火成功，火焰高度0.3~3m 停泵后套压缓慢上涨至4MPa 稳定。继续钻至井深7717.82m，钻时突升，决定起钻检查，控压起钻至管鞋，平推密度2.0g/cm3重浆帽开井起钻，环空液面高度90m。更换钻头后下钻到底加深钻进，期间为了控制套压小于5MPa，将密度由1.55g/cm3逐渐上提至1.62g/cm3，控压钻进至井深7780m完钻。

分析：电测期间不断推入1.60g/cm3重浆维持井下漏失状态保证井控安全，在此过程中地层能量再次被补充，建立循环后地层气体活跃不断与钻井液发生置换，环空流体不断被污染，且钻井液无法抑制流体污染，难以实现井筒平衡。

3 异常高压储集体的认识

（1）该井以奥陶系一间房组和鹰山组为主要目的层，预测油气层位于断层和“串珠”附近（见图2），钻至7654~7675.12m 间断放空，累计放空13.33m（斜），体现出储层段内部较强均质性，且作业期间未见油花，通过分析天然气组分分析，干燥系数为0.94~0.96，处于气藏临界值，判断为凝析气藏。

图2 顺北A井地震时间偏移剖面图（放大）

（2）通过分析中途测试过程，使用1.20g/cm3盐水替浆完，油压65.97~65MPa，套压由45~37.14MPa，注入井筒总液量1257.1m3，排量与压力曲线趋势基本一致，最高油压116.4MPa，停泵压降98.4↓94.2MPa，显示未沟通规模储集体，确定地层能量是因钻井液漏失持续得到补充，使得压力越来越高。

（3）实测7497.8m处压力89.57MPa，温度149.96℃，压力系数1.22，温度梯度2.0℃/100m，属于异常高压地层[5]，根据中途测试数据显示，地层压力系数低于初次发生溢流时钻井液密度，分析溢流原因为井筒内流体发生置换。

（4）采用6mm 油嘴开井，油压79.8MPa，小时产液11m3，累产液51m3后见天然气，累计进入地层2833.12m3，累计产液3639.07m3，累计产气量86.82×104m3，采用缝洞试井软件解释本井控制缝洞体积约530×103m3，结合试油动态数据，判断本井控制的储集体规模较小，且根据测试结果拟合的单位压降曲线呈线性特征（见图3），表明该储集体呈定容特征。

图3 单位压降曲线

4 结论及建议

异常高压储集体受其井周连通性、流体介质类型及圈闭大小影响，表现出不同的特征，其处理手段及施工原则也有所区别，应加强异常高压地层的地质预测精度，逐步明晰储集体特征及流体性质，为工程施工提供参考，通过总结本井施工情况，针对钻遇异常高压地层的施工对策，提出以下几点建议：

（1）高开低走原则，针对邻井已钻遇定容体，且施工预测钻遇几率较大的，非目的层施工，钻井液密度按井控安全压力计算，采取较高密度钻井液施工，如钻遇定容体，便于及时压井控制，如未钻遇定容体，目的层前将钻井液密度降低。

（2）分步下探原则，如钻遇放空段，避免一次直接探底过多，待工况稳定后，再分步下探。根据循环观察情况分析判断定容体油气藏特征、流体介质及形态大小。

（3）近平衡压井原则，钻遇异常高压储集体发生溢流需立即关井，确定原始地层压力，选取与地层当量密度相当的压井液压井，并通过循环排污准确判断地层流体类型。若地层流体无开采价值，且流体介质对钻井液污染大，压力释放逐渐升高，再选择高密度钻井液配合控压施工。

（4）风险可控原则，若发现硫化氢或关井套压30MPa以上，因井控安全风险较高，需采用压回法方式压井，控制井口套压归零后再讨论下步施工方案。

（5）逐步释放原则，如分析定容体圈闭有限，当量密度在1.75g/cm3以下，且地层流体对钻井液污染可控，可采用控压钻进，逐步释放原则施工。控压钻进时，在旋转头安全范围内，按定排量、立压不变施工，还是控制套压动平衡施工取决于实钻工况。

（6）避开原则，若在断裂漏层前钻遇失返性漏失，应立即停钻，经地质分析后，如有避开空间，选择填井侧钻避开原则，如无法避开可考虑采用测试管柱释放，再揭开目的层。若钻遇较长放空段或判断进入定容体核心沟通区域，圈闭较大、压力高、能量大，当量密度在1.80g/cm3以上，若具有一定的可采价值，建议直接转测试，若无可采价值，考虑裂缝—串珠集合体堵漏、压井施工难度大，建议回填侧钻，避开定容特征区域。