葉 誠，鄧小衛(wèi)

（1.中石化西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心，新疆 輪臺(tái) 841600；2.中石油西南油氣田分公司開發(fā)事業(yè)部，四川 成都 610066）

隨著塔河油田勘探開發(fā)的推進(jìn)，鉆井地質(zhì)認(rèn)識(shí)不斷深化，鉆井工藝技術(shù)不斷發(fā)展進(jìn)步，井下復(fù)雜故障控制水平逐步提高。但通過近年的實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，目前仍面臨一些問題，主要有碎屑巖水平井吸粘卡鉆、長裸眼（裸眼井段4500m以上）中完卡層過程中井漏失返引起卡鉆、灰?guī)r地層漏失狀態(tài)下鉆進(jìn)卡鉆、目的層溢流及稠油上返四大類工程地質(zhì)難題，制約著鉆井進(jìn)一步提速提效[1]。本文針對(duì)這些難題提出了關(guān)鍵性的預(yù)防及處理技術(shù)，能有效遏制復(fù)雜故障發(fā)生并提高處理效率。

1 塔河油田復(fù)雜故障井典型井身結(jié)構(gòu)

塔河油田主要井身結(jié)構(gòu)有二開制側(cè)鉆井、三開制長裸眼井、二/三開制碎屑巖定向井，主要地層序列有新近系、古近系、白堊系、三疊系、二疊系、石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系[1]。二開側(cè)鉆井在石炭系巴楚組—奧陶系桑塔木組地層進(jìn)行套管開窗側(cè)鉆，進(jìn)入一間房組/鷹山組4m 中完；三開制長裸眼井二開井段鉆遇新近系庫車組—奧陶系地層，進(jìn)入一間房組/鷹山組4m二開中完；二/三開制碎屑巖井主要以白堊系、三疊系為儲(chǔ)層，在滲透性較好的砂巖儲(chǔ)集體轉(zhuǎn)水平鉆進(jìn)。典型井身結(jié)構(gòu)和易發(fā)生的復(fù)雜故障見表1。

表1 典型井身結(jié)構(gòu)及復(fù)雜故障類型

2 塔河油田復(fù)雜故障井地層特點(diǎn)及原因分析

2.1 井漏引起的復(fù)雜故障原因分析

（1）長裸眼井二開井底漏失。一間房組地層溶洞、孔隙裂縫十分發(fā)育，易漏失；一間房組孔隙壓力當(dāng)量鉆井液密度1.05～1.10g/cm3，二開井段采用鉆井液密度1.32～1.35g/cm3；為確保目的層裸眼完井的井壁穩(wěn)定（有利于后期采油），目的層單獨(dú)揭開，要求三開制井的二開長裸眼井段進(jìn)入一間房組4m中完，明顯增加了工程風(fēng)險(xiǎn)，部分井井底失返性漏失后，液柱壓力迅速降低、巖屑快速下沉，造成井壁失穩(wěn)卡鉆和沉砂卡鉆，大量鉆具被埋，井筒無法處理，例如TPA井，井底失返后卡鉆，大量鉆具被埋，被迫從2182m 井深側(cè)鉆，經(jīng)濟(jì)損失巨大。

（2）目的層漏失狀態(tài)下鉆進(jìn)。為盡可能地揭開和保護(hù)一間房組儲(chǔ)層，目的層鉆進(jìn)過程中發(fā)生漏失后，還未鉆至設(shè)計(jì)井深，一般不專門采用堵漏的方式封堵儲(chǔ)層，需要在漏失狀態(tài)下鉆進(jìn)，井眼凈化受到較大影響，且儲(chǔ)集體裂縫發(fā)育，沉砂卡鉆和鉆至裂縫帶卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高。

2.2 碎屑巖定向井段吸粘卡鉆原因分析

（1）三開制碎屑巖井吸粘卡鉆。三開制碎屑巖定向井主要以白堊系、三疊系為儲(chǔ)集體，由于區(qū)塊長期開采，地層虧空，壓力系數(shù)逐漸下降，部分區(qū)塊孔隙壓力當(dāng)量密度低至0.90g/cm3左右，實(shí)鉆鉆井液密度1.20～1.35g/cm3，導(dǎo)致壓差增大；且儲(chǔ)層井段砂體發(fā)育，孔隙度在8.7%～45.6%之間，滲透率在25～479mD 之間，易形成虛厚泥餅；定向井段需要采用滑動(dòng)鉆進(jìn)，鉆時(shí)慢，鉆具靜止時(shí)間長；易造成吸粘卡鉆[2-5]。

（2）二開制側(cè)鉆井一開下套管卡鉆。二開制側(cè)鉆井一開井段主要鉆遇石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系中上統(tǒng)地層，砂巖井段孔隙度在5.8%～31%之間，滲透率在14～257mD之間，壓力系數(shù)1.20～1.25g/cm3，實(shí)鉆鉆井液密度1.30～1.35g/cm3，壓差較小，但滲透性較好；此類井多從177.8mm 或193.7mm 套管開窗側(cè)鉆，采用149.2mm 隨鉆擴(kuò)孔或165.1mm 鉆頭鉆進(jìn)[6-7]，下 入139.7mm套管，環(huán)空間隙小，套管與地層接觸面積大，隨鉆擴(kuò)孔井眼采用149.2mm鉆頭通井，無法完全破壞砂巖井段的虛厚泥餅，在下套管過程中易造成吸粘卡鉆或虛厚泥餅堆積卡鉆。2018年發(fā)生4起卡一開套管故障。

2.3 奧陶系溢流及稠油上返原因分析

奧陶系溢流主要類型之一是井漏置換型溢流，隨著井漏的持續(xù)，鉆井液不斷漏入儲(chǔ)集空間，一方面給儲(chǔ)集體補(bǔ)充能量，導(dǎo)致局部壓力系數(shù)被動(dòng)上升，另一方面，儲(chǔ)集體內(nèi)的油氣置換進(jìn)入井筒，油氣隨循環(huán)鉆井液、重力分異和滑脫效應(yīng)三種方式往上運(yùn)移，失返性井漏的環(huán)空和水眼液面快速下降，井筒液柱壓力不斷降低，當(dāng)不能平衡地層壓力時(shí)即發(fā)生溢流。

稠油主要集中在六區(qū)、十區(qū)、十二區(qū)，稠油上返的主要原因是置換作用，稠油和鉆井液或油田水置換，通過隨循環(huán)鉆井液和重力分異不斷上升。稠油粘度隨井筒溫度的下降而呈現(xiàn)指數(shù)上升，原油在上升至井筒3000m 左右時(shí)，地層溫度55℃～65℃，粘溫曲線會(huì)出現(xiàn)拐點(diǎn)，由液態(tài)漸變成固態(tài)，稠油返出地面后，難以乳化，環(huán)保處理困難[8]。大量稠油可導(dǎo)致凝管現(xiàn)象，造成卡鉆，TH10ACH 井在井筒作業(yè)期間發(fā)生稠油凝管卡鉆。有些溢流伴隨硫化氫逸出，增加了井控風(fēng)險(xiǎn)。

溢流關(guān)井后，鉆具在斜井段、水平段的井，應(yīng)考慮防止卡鉆問題，TH12ACX等井平推壓井后發(fā)生卡鉆。

3 塔河油田復(fù)雜故障井預(yù)防及處理關(guān)鍵技術(shù)

3.1 預(yù)防及處置井漏卡鉆關(guān)鍵技術(shù)

3.1.1 長裸眼井段預(yù)防及處置井底失返性漏失關(guān)鍵技術(shù)

（1）預(yù)防漏失技術(shù)。①控時(shí)鉆進(jìn)技術(shù)是目前風(fēng)化殼卡層的關(guān)鍵，控制鉆井參數(shù)，適當(dāng)降低鉆壓和轉(zhuǎn)速，保持鉆井排量恒定，確保井筒內(nèi)未返出巖屑為4m，防止進(jìn)入一間房組過多導(dǎo)致井漏。②加強(qiáng)區(qū)域地質(zhì)資料分析，收集鄰井發(fā)生井漏的資料，對(duì)風(fēng)險(xiǎn)高的井，及時(shí)調(diào)整中完原則[9]。

（2）失返性漏失后處置技術(shù)。①應(yīng)立即停止鉆進(jìn)，環(huán)控連續(xù)吊灌鉆井液并起鉆，先按照遇阻卡操作規(guī)程起鉆，無法起出時(shí)，要果斷決策，在鉆具抗拉強(qiáng)度承受范圍內(nèi)活動(dòng)鉆具。②隨著時(shí)間的推移，井筒液柱壓力下降，上部三疊系等地層井壁持續(xù)垮塌，卡點(diǎn)不斷上移。因此，確認(rèn)卡鉆后，應(yīng)立即組織爆破松扣。③在等候測(cè)卡隊(duì)期間，在鉆具強(qiáng)度承受范圍內(nèi)可大幅度上下活動(dòng)鉆具，控制強(qiáng)扭不超過鉆具上扣扭矩，防止過度緊扣影響倒扣作業(yè)；期間嘗試開泵建立循環(huán)，定期頂通水眼，確保爆破工具能順利進(jìn)入鉆具水眼。④卡點(diǎn)位于2000～3000m 井深時(shí)，無成功解卡先例，處理難度大，宜回填側(cè)鉆。

3.1.2 漏失狀態(tài)下奧陶系灰?guī)r地層安全鉆進(jìn)和卡鉆處理技術(shù)

（1）安全鉆進(jìn)技術(shù)。①在井控安全的前提下，盡可能采用低密度揭開儲(chǔ)集體，能夠一定程度上減少漏速，同時(shí)按照設(shè)計(jì)要求加入隨鉆封堵和油氣層保護(hù)材料。②發(fā)生井漏后，及時(shí)上提鉆具至安全井段直至套管內(nèi)，循環(huán)觀察漏失情況。若能建立循環(huán)，可采取降低鉆井液密度、加入可酸化屏蔽暫堵材料、降低排量等措施，調(diào)整鉆壓和轉(zhuǎn)速進(jìn)行試鉆，觀察扭矩及漏失速度變化情況，如漏速減少、扭矩正?？苫謴?fù)鉆進(jìn)。若漏速超過10m3/h或扭矩波動(dòng)異常，有阻卡現(xiàn)象，及時(shí)起鉆簡化鉆具組合，堅(jiān)持少打多提。如出現(xiàn)嚴(yán)重阻卡顯示應(yīng)停止鉆進(jìn)，轉(zhuǎn)入完井測(cè)試。③若發(fā)生失返性井漏或放空，上提鉆具至套管內(nèi)，監(jiān)測(cè)環(huán)空液面、驗(yàn)證漏失情況后進(jìn)行探底。直井可原鉆具強(qiáng)鉆，斜井、水平井及時(shí)簡化鉆具。④漏失鉆進(jìn)期間，應(yīng)儲(chǔ)備足量的鉆井液量，斜井、水平井應(yīng)調(diào)整鉆井液性能符合攜巖和潤滑要求，防止沉砂或壓差卡鉆。

（2）卡鉆處置技術(shù)。因灰?guī)r地層主要成分為碳酸鹽礦物，這類卡鉆最有效的方法是泡酸，同時(shí)應(yīng)注意以下幾點(diǎn)：①定期頂通水眼，間隔30min，保持水眼和環(huán)空暢通；一旦水眼堵死，處理將陷入困境，TK6ACX 和TH125AX井因水眼堵死導(dǎo)致無法有效泡酸，故障處理失敗。②及時(shí)組織鹽酸，HCl 濃度15%～20%，加入鐵離子穩(wěn)定劑，使用新配置的鹽酸，不宜采用酸化壓裂剩余的殘酸，入井前進(jìn)行反應(yīng)實(shí)驗(yàn)；酸液段前后使用隔離塞，酸出鉆頭后降低排量，防止替空[10]。③泡酸時(shí)間宜控制在6h以內(nèi)，防止對(duì)鉆具的過度腐蝕，泡酸期間30～60min 頂酸一次，每次頂入環(huán)空0.5～1m3；算準(zhǔn)酸液返出井口時(shí)間，做好人員防護(hù)。

3.2 預(yù)防及處置吸粘卡鉆關(guān)鍵技術(shù)

3.2.1 預(yù)防吸粘卡鉆關(guān)鍵技術(shù)

（1）隨鉆封堵技術(shù)。根據(jù)碎屑巖井段砂體孔隙度和滲透率，塔河油田最新引入了1200～2500 目超細(xì)碳酸鈣，具有較好的經(jīng)濟(jì)適用性和兼顧油氣層保護(hù)效果。滲透性砂體推薦隨鉆封堵配方：井漿+2.0%超細(xì)碳酸鈣（1200 目或更細(xì)目數(shù)）+1.5%～2.0%石灰石粉（過200 目標(biāo)準(zhǔn)篩碳酸鈣）+0.5%～1.0%非滲透處理劑+1.0%～2.0%瀝青（軟化點(diǎn)與地溫相匹配）。

（2）專項(xiàng)承壓封堵技術(shù)。為了改變近井壁地帶滲透性砂體孔隙度和滲透率，減少虛厚泥皮和壓力傳遞，先以較低密度鉆穿滲透性較好砂體后，配置專用的封堵漿至裸眼井段，起鉆至套管內(nèi)，關(guān)閉防噴器，緩慢開泵，壓力控制在4～6MPa，主動(dòng)進(jìn)行專項(xiàng)承壓封堵。

YDAH 井先后進(jìn)行兩次側(cè)鉆，第一次鉆井液密度采用1.35g/cm3，在鉆穿亞格列木組進(jìn)入三疊系地層后，下鉆過程中發(fā)生吸粘卡鉆，分析認(rèn)為吸粘卡鉆主要原因是壓差過大和存在一定虛厚泥皮，亞格列木組孔隙壓力當(dāng)量密度為0.90g/cm3，壓差23.5MPa。解卡后，因地質(zhì)原因調(diào)整軌跡進(jìn)行第二次側(cè)鉆，先用鉆井液密度1.25g/cm3鉆穿亞格列木組，之后泵入專項(xiàng)封堵漿10m3（裸眼容積4m3），起鉆至套管內(nèi)承壓封堵，控制最高立壓5MPa，穩(wěn)壓6h，緩慢泄壓2h，封堵漿進(jìn)入地層2m3，然后上提鉆井液密度至1.35g/cm3揭開侏羅系和三疊系地層，未出現(xiàn)吸粘卡鉆跡象，在下油層套管前，再次進(jìn)行專項(xiàng)承壓封堵，取得了良好的效果。

（3）控制滑動(dòng)鉆進(jìn)和鉆具靜止時(shí)間?？刂栖壽E平滑，控制連續(xù)滑動(dòng)定向時(shí)間小于2h；控制鉆具在井內(nèi)的靜止時(shí)間小于3min；每鉆進(jìn)60～100m或連續(xù)鉆進(jìn)48h，進(jìn)行一次短起下，破壞巖屑床，提拉井壁；托壓嚴(yán)重的情況下，應(yīng)及時(shí)處理，井況正常后再滑動(dòng)鉆進(jìn)。

（4）強(qiáng)化鉆參和采用水力振蕩器。在設(shè)備承受范圍內(nèi)，應(yīng)盡量提高鉆井排量。鉆井液在設(shè)計(jì)范圍內(nèi)采用適當(dāng)?shù)偷恼城校纬晌闪?，增?qiáng)攜巖效率及沖刷井壁；定向井段施工時(shí)鉆具組合中增加水力振蕩器。

（5）二開制側(cè)鉆井防吸粘卡套管技術(shù)措施。①在盲打前，將鉆井液性能調(diào)整至側(cè)鉆性能，避免在盲打過程中邊打邊調(diào)整形成劣質(zhì)的泥餅；②對(duì)于砂巖井段較多的井，采用重稠漿洗井；③優(yōu)化下套管封閉漿配置，提前1～2d單獨(dú)配置好下套管的專用封閉漿10～15m3，并進(jìn)行性能測(cè)試，重點(diǎn)優(yōu)化封閉漿潤滑（原油+固體潤滑劑）、封堵性能、泥餅質(zhì)量，要求FLHTHP≤10mL；④增加通井鉆具組合剛性，如果是隨鉆擴(kuò)孔井眼則采用偏心擴(kuò)孔鉆頭通井。

3.2.2 吸粘卡鉆處理關(guān)鍵技術(shù)

吸粘卡鉆最有效的方法是第一時(shí)間浸泡解卡劑，同時(shí)要注意以下幾點(diǎn)：

（1）解卡劑密度應(yīng)處于鉆井液密度和地層壓力之間。參考配方:柴油+5.0%～8.0%快T+5.0%～8.0%SR-301+1.5%～3.0%有機(jī)膨潤土+加重劑，浸泡卡點(diǎn)以下井段。

（2）浸泡時(shí)間10h 左右，頂通間隔30～60min，如果是斜井段，由于解卡劑浸入鉆具與地層接觸面較慢，應(yīng)延長浸泡時(shí)間5～10h。

（3）等候泡卡期間，應(yīng)保持鉆井液循環(huán)，將排量開到最大，增強(qiáng)對(duì)井壁沖刷作用，適當(dāng)降低鉆井液密度，減少壓差。泡卡次數(shù)宜控制在三次以內(nèi)，如未解卡應(yīng)采取其他處理手段。

TPACH、ADACH2、YDAH等井卡套管或卡鉆后均通過泡解卡劑方式解卡。

3.3 控制及處置奧陶系溢流關(guān)鍵技術(shù)

（1）溢流及稠油上返控制。①奧陶系井漏后密切監(jiān)測(cè)環(huán)空液面高度，定期灌入適量的鉆井液，保持環(huán)空液柱壓力。②九區(qū)、AT區(qū)塊氣井井漏時(shí)，強(qiáng)化灌漿和液面監(jiān)測(cè)，每15min監(jiān)測(cè)液面一次，定期對(duì)環(huán)空進(jìn)行平推，將進(jìn)入井筒的天然氣壓回地層，確保井筒絕對(duì)安全。③堅(jiān)持“早發(fā)現(xiàn)、早關(guān)井、早處理”原則，減少溢流量。

（2）溢流及稠油上返處理。對(duì)于溢流關(guān)井后，鉆具在斜井段、水平段的井，在處理溢流時(shí)要防止卡鉆。①關(guān)井后立壓為零、套壓小于2MPa 的井，通過節(jié)流管匯泄壓，觀察返出量，如出口流量降為零或呈線流狀態(tài)，可開井強(qiáng)起鉆具至安全井段，再進(jìn)行壓井作業(yè)。②井口見大量稠油或硫化氫的井，平推壓井分兩步走，第一步盡快使用高密度（1.5～1.9g/cm3）壓井液平推壓井，在盡可能短的液柱高度下形成高的液柱壓力，減少壓井時(shí)間和裸眼段壓回地層的鉆井液量，待井口立套壓為零后，立即開井，強(qiáng)起鉆具至安全井段后關(guān)井，第二步，繼續(xù)平推，將硫化氫和稠油壓回地層，總?cè)刖畨壕毫繛?～1.5倍井筒容積。③井口未見硫化氫顯示和少量稠油的井，可采用節(jié)流循環(huán)壓井。

4 應(yīng)用效果

2019 年，塔河油田施工93 口井，總進(jìn)尺33.7×104m，鉆井階段井下故障4 起，總損失臺(tái)時(shí)612.33h，萬米故障損失臺(tái)時(shí)18.17h/104m，較2016～2018年度降低35.07%，創(chuàng)近年故障控制最好水平。

其中長裸眼卡層期間發(fā)生井漏7 起，及時(shí)發(fā)現(xiàn)，其中失返1起，均順利起出裸眼段，未發(fā)生埋鉆；奧陶系漏失井26口，漏失鉆進(jìn)期間均未發(fā)生卡鉆；碎屑巖定向井施工11口，僅發(fā)生吸粘卡鉆故障1起；二開制側(cè)鉆井24口，均未發(fā)生卡套管故障。發(fā)生溢流及稠油上返復(fù)雜14起，均有效處理，未發(fā)生因處理不當(dāng)導(dǎo)致的次生故障。

5 結(jié)論和建議

（1）屏蔽暫堵和承壓封堵技術(shù)能有效改善砂泥巖井段泥餅質(zhì)量和改變近井壁地帶地層孔隙滲透率，可有效預(yù)防碎屑巖定向井吸粘卡鉆問題。

（2）通過控時(shí)鉆進(jìn)工藝，可減少井漏發(fā)生；漏失發(fā)生后采用強(qiáng)起和連續(xù)灌漿的措施，可有效降低風(fēng)化殼卡層期間發(fā)生失返性井漏卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)。

（3）采用隨鉆封堵+降低鉆井參數(shù)+簡化鉆具+少打多提組合技術(shù)，可有效降低奧陶系漏失鉆進(jìn)卡鉆風(fēng)險(xiǎn)，保持水眼暢通并及時(shí)泡酸是解決這類卡鉆最有效的方案。

（4）平推法壓井是處理稠油溢流的主要方式，兩步平推法可快速處置稠油上返，并降低壓井后卡鉆風(fēng)險(xiǎn)；氣井井漏后定期平推，將受氣侵的鉆井液壓回地層，可防止溢流發(fā)生。