馬 驍，王 磊，胡勇科，武海棟

（1.中國石油冀東油田分公司工程監(jiān)督中心，河北 唐山 063000；2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北 唐山 063000）

溢流與井漏是鉆井施工過程中常見的問題，單獨(dú)發(fā)生溢流或井漏問題，處理流程相對簡單，可采取具有針對性的工藝技術(shù)。當(dāng)發(fā)生溢流時(shí)，采取壓井措施；當(dāng)發(fā)生井漏時(shí)，采取堵漏措施。但是，當(dāng)溢流與井漏同時(shí)發(fā)生時(shí)，堵漏與壓井相互制約，處理成本、處理難度成倍增加，井漏嚴(yán)重會造成井筒液柱壓力下降，溢流量增加，甚至存在由漏轉(zhuǎn)噴的風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，由于地層微裂縫、斷層、縫洞的發(fā)育，地層長期氣舉開采導(dǎo)致地層壓力體系混亂，在發(fā)生時(shí)間或者層位上，溢流與井漏都具有不確定性，鉆井風(fēng)險(xiǎn)增大[1-2]。

1 概況

XX13-1519井是一口位于XX3號構(gòu)造的開發(fā)定向井，主要鉆遇地層為第四系平原組、新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組、古近系東營組（一段、二段、三段）。新近系明化鎮(zhèn)組斷層發(fā)育，斷距為60～150 m，儲層平均孔隙度為30.9%，滲透率為624×10-3～5 480×10-3μm2，屬于特高孔特高滲儲層；館陶組斷層也發(fā)育，斷距為20～60 m，儲層孔隙度為23.6%～31.1%，滲透率為288×10-3～5 310×10-3μm2，屬高孔高滲儲層；東營組為中孔中滲儲層。由于泥巖微裂縫比較發(fā)育，明化鎮(zhèn)組、館陶組以及東營組地層均易發(fā)生井漏情況。同時(shí)，儲層構(gòu)造比較發(fā)育，圈閉面積較大，圈閉生、儲、蓋組合配置良好，油氣層顯示活躍，地層壓力系數(shù)較高，易發(fā)生溢流情況。

XX13-1519井原井眼施工期間多次發(fā)生井漏、溢流和溢漏同存等事故，完井通井期間井壁失穩(wěn)嚴(yán)重，造成井塌、卡鉆，于1 992 m處爆炸松扣，起出部分鉆具，打水泥塞后于1 918 m套管內(nèi)開窗側(cè)鉆。

2 XX13–1519井原井眼情況分析

2.1 原井眼溢漏情況

XX13-1519井原井眼鉆完井施工情況復(fù)雜（表1），鉆至東營組后，始終存在后效（甚至溢流）與井漏并存、進(jìn)出口鉆井液密度不一致的情況。雖多次堵漏、短起下釋放地層能量，但效果較差。

表1 XX13–1519井原井眼復(fù)雜情況

2.2 溢漏復(fù)雜原因分析

2.2.1 館陶組地層承壓能力低

館陶組地層埋藏淺、膠結(jié)差、壓實(shí)程度低、地層疏松，地層本身承壓能力低，這是造成館陶組地層井漏的根本原因。表2為XX13-1519井與鄰井館陶組的鉆井液密度使用情況對比，開發(fā)初期，該區(qū)塊館陶組地層施工鉆井液密度均為1.22 g/cm3，未發(fā)生漏失情況，該井完鉆時(shí)鉆井液密度為1.40 g/cm3，前期館陶組施工期間鉆井液密度最高提升到1.29 g/cm3，導(dǎo)致承壓能力較弱的館陶組地層施工過程中一直存在滲漏現(xiàn)象，這是該井前期施工發(fā)生滲漏的主要原因。

表2 XX13–1519井與鄰井鉆井液密度及漏失情況對比

2.2.2 鉆井液性能波動大

表3是XX13-1519井原井眼施工期間鉆井液密度、黏度波動情況，該井三開采用鉀鹽成膜鉆井液體系，三開鉆進(jìn)期間多次發(fā)生漏失、溢流等復(fù)雜情況，導(dǎo)致鉆井液密度、黏度波動較大，對玄武巖井壁穩(wěn)定造成嚴(yán)重的破壞。

表3 XX13–1519井三開鉆井液密度、黏度變化情況

2.2.3 處理效果差，井眼浸泡時(shí)間長

XX13-1519井上部館陶組發(fā)生漏失后，未能徹底封堵，后期施工時(shí)上部漏層再次發(fā)生漏失，漏層多且不易確定，現(xiàn)場前后共進(jìn)行15次堵漏，大大延長了浸泡時(shí)間，三開裸眼井段浸泡時(shí)間長達(dá)58 d，表4是該井承壓堵漏情況，該井先后共進(jìn)行了10次承壓堵漏，最高套壓3.5 MPa，井眼內(nèi)劇烈的壓力波動是造成井壁失穩(wěn)的一大誘因。

表4 XX13–1519井原井眼承壓堵漏情況

井壁失穩(wěn)是造成第一個井眼報(bào)廢的根本原因，而井壁失穩(wěn)是井漏與溢流雙重作用的結(jié)果。堵漏效果不佳引起反復(fù)堵漏，鉆井液對玄武巖井段浸泡時(shí)間變長；地層出水，破壞了地層的穩(wěn)定性；反復(fù)承壓堵漏引起壓力波動，造成井壁垮塌。

3 XX13–1519井新井眼實(shí)施情況

因XX13-1519井原井眼下部地層垮塌，決定于1 918 m處進(jìn)行套管內(nèi)開窗側(cè)鉆，為保證新井眼施工順利，在鉆井液性能、防漏堵漏工藝、井控措施等方面進(jìn)行了優(yōu)化。

3.1 強(qiáng)化鉆井液抑制封堵性能

表5是模擬地層溫度進(jìn)行的鉆井液滾動回收率實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)室以回收率大于95.00%作為鉆井液抑制性能滿足施工要求的最低標(biāo)準(zhǔn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，提高鉀鹽含量及聚銨含量能夠有效地提高鉆井液抑制能力。因此，考慮到新井眼可能會發(fā)生的復(fù)雜事故而導(dǎo)致裸眼井段浸泡周期延長，在保證鉀鹽成膜鉆井液體系不變的前提下，將鉀鹽含量由3.0%提高至5.0%，聚銨含量由0.5%提高至1.0%，并加入2.0%固壁劑及3.0%的防塌封堵劑，從而實(shí)現(xiàn)提高鉆井液抑制封堵能力的目的。應(yīng)用此種方法，新井眼順利施工，鉆完井期間未出現(xiàn)井壁失穩(wěn)情況。

表5 鉆井液抑制性評價(jià)結(jié)果

3.2 優(yōu)化堵漏配方及工藝

館陶組：降低鉆井液密度，提高機(jī)械鉆速。結(jié)合鄰井施工經(jīng)驗(yàn)，使用鉆井液密度1.22 g/cm3快速鉆穿館陶組地層，發(fā)生滲透性漏失，以隨鉆堵漏為主（單封和隨鉆堵漏劑）堵漏，在新井眼鉆至井深3 065 m時(shí)，對2 750～2 900 m漏層進(jìn)行注水泥堵漏，徹底封固上部漏層，提高館陶組的地層承壓能力。

東營組：由于油層段堵漏方法受限，無法采用最有效的水泥進(jìn)行堵漏，采用橋堵方式，從堵漏配方及工藝著手，優(yōu)化堵漏劑濃度及顆粒大小，采用3，5，8 mm粒徑果殼復(fù)配方式，分階段注入堵漏漿，使其起到充分填充、架橋作用。

對比新老井眼施工情況，上部薄弱地層采用水泥堵漏、下部油層采用橋堵的方法有效地提高了地層承壓能力。

3.3 做好動態(tài)承壓試驗(yàn)，確保上部地層穩(wěn)定

在鉆穿館陶組地層之前，對館陶組地層不做承壓試壓，會減少井眼壓力波動對玄武巖井段井壁穩(wěn)定性的影響。進(jìn)入東營組以后，鉆至主力油層前逐步將鉆井液密度提升至1.38 g/cm3左右，鉆開油氣層前對下部地層進(jìn)行承壓堵漏，確保裸眼段承壓能力達(dá)到當(dāng)量密度1.44 g/cm3（表6），解決了無鉆井液安全密度窗口、窄鉆井液密度窗口施工技術(shù)難題。

表6 XX13–1519井堵漏及承壓堵漏情況

3.4 優(yōu)化完井井眼準(zhǔn)備工作

新井眼油層鉆完井施工期間，氣測顯示活躍，多次采用起下鉆釋放圈閉壓力的方法，不能達(dá)到理想效果，油氣上竄速度均大于300 m/h，不能滿足完井測井、固井施工要求。由于地層承壓能力有限，裸眼井段不再提升鉆井液密度，采取下部裸眼段打封閉、技套內(nèi)提升鉆井液密度的方法，增加油氣上竄阻力。經(jīng)過兩次長短起靜止觀察，上竄速度滿足測井及下套管作業(yè)，順利完成該井施工。

4 結(jié)論與建議

XX13-1519井新井眼鉆完井期間，雖然多次發(fā)生漏失，且油氣顯示活躍，但由于采用了有效的封堵措施，提高了館陶組上部承壓能力，后期能夠進(jìn)行有效壓井，有力保障了該井鉆井、井控安全。根據(jù)本井施工經(jīng)驗(yàn)，對同類型井的施工，提出以下建議：

（1）溢漏同存井發(fā)生井漏后，采取吊灌技術(shù)抑制油氣進(jìn)入井筒，當(dāng)油氣進(jìn)入井筒后采用置換法控制關(guān)井井口不出現(xiàn)高壓力，堵漏壓井。堵漏壓井同時(shí)進(jìn)行，先解決井漏，再解決溢流，根據(jù)不同的復(fù)雜情況和現(xiàn)場條件實(shí)施正循環(huán)堵漏壓井、反循環(huán)堵漏壓井或反推法堵漏壓井[3-6]。

（2）對于上部地層易漏失、下部地層壓力高的井可實(shí)施承壓堵漏，鉆進(jìn)過程中，從提高鉆井液封堵造壁能力及隨鉆堵漏入手，提高地層的承壓能力，打開高壓油氣層前實(shí)施承壓堵漏，擴(kuò)展鉆井液安全密度窗口，必要時(shí)可采取水泥封堵的方法提高地層承壓能力[7-10]。