塔中TZ井溢漏同层堵漏实践

宋周成，邓昌松，段永贤，王锦生，丁亮亮 （中石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

塔中TZ井的钻探目的是为建立该井区缝洞系统高产稳产井组，提高储量动用程度，增加塔中I号气田东部产能和产量。其地质特征为准层状碳酸盐岩礁滩体岩溶型凝析气藏，储集岩为碳酸盐岩，储集空间为裂缝、岩溶孔洞和洞穴，为高含凝析油的凝析气藏、微－低含H2S的特征，钻井过程中要注意做好防井喷、井漏和防硫工作。

井漏发生经过如下：精细控压钻进至井深5629.57m，准备单点测斜，上提活动钻具时发生井漏，立管压力由21.9MPa下降到16.5MPa，池体积由124.27m3下降到123.70m3，井口严重失返。井漏时上层技术套管直径200.3mm，下深5335m。当时所用钻头直径168.3mm，井深5630m，水平位移273.21m，井底压力65.9MPa，井底当量密度1.23g／cm3。堵漏时井内钻具组合为∅127mm铣齿接头×0.47m＋∅88.9mm钻杆若干。

1 溢漏同层原因分析

塔中TZ井区储层厚度大，发育较为连续，为碳酸盐岩孔洞型和裂缝－孔洞型储层。该储层的裂缝、孔洞连通性非常好，存在开泵漏失、停泵溢流的特点。钻遇裂缝－孔洞地层的裂缝时，地层流体尤其是天然气与井眼内的钻井液因存在密度差而发生重力置换漏失[1]。钻井液进入地层裂缝，如果地层中有足够的空间容纳漏失的钻井液，漏失越严重，进入井眼的流体越多，处理越复杂。同时进入井眼的气体滑脱上升过程中体积不断膨胀，使得井底液柱压力进一步降低，更多地层气体进入井眼。因此钻遇复杂的裂缝性储层，发生重力置换性漏失，堵漏和压井都非常困难，没有安全钻井液密度窗口，无法按常规近平衡钻井技术进行下部井段钻井作业[2－3]。

2 堵漏施工难点

（1）先压井还是先堵漏的问题。如果先压井，压井液到漏层后不知去向，高压气层还是压不住；如果先堵漏，井不能打开，而堵漏时必须控制回压，回压值高了会井漏，低了气体会继续进入井眼[4]。

（2）注水泥浆之前先注入桥浆，有可能使漏速减慢，造成水泥浆在套管内的液面过高，形成高塞位，甚至可能将钻杆封固在井内。此外，注入水泥浆量较多，且利用钻杆注浆，在钻杆内水泥浆接触时间过长，水泥浆可能在钻杆内外附着凝固，造成起钻困难 （或拔不出），因此存在较高工程风险。

（3）地层流体与注入的压井液一直在发生重力置换作用，这些地层流体会对水泥浆的性能造成污染，尤其上窜的气体在水泥浆凝固过程中形成 “段塞流”式的水泥塞段，或在水泥塞内形成流体窜槽通道，严重影响注水泥塞效果，存在再次堵漏失败的风险。

（4）井底地层压力较低，水泥浆出钻杆后可能发生漏失，从漏失会造成液柱压力进一步降低，液柱压力不能很好地平衡地层压力致使更多的地层流体进入井内，也可能诱发井涌、井喷。

（5）冬季沙漠环境夜间作业，温度很低，高压管线特别要注意防冻保温，钻井泵区管线、地面高压管汇、立管、水龙头、水龙带、方钻杆、旋塞、浮阀等部位容易结冰，冻结的管线易发生堵塞产生憋压而引发事故。

3 前5次堵漏施工简述

3.1 第1次堵漏

第1次堵漏，下光钻杆至5298m，正挤堵漏浆31m3，排量由12L／s降到7L／s、泵压由0MPa上升到22MPa、套压由3MPa上升到22MPa。注完堵漏材料后控制套压10MPa进行节流循环并点燃常明火，橘黄色伴黑烟的火焰高4～5m，节流循环2h后火焰逐渐熄灭；短起钻至套管鞋内停泵静止观察，立、套压均为零，出口不外溢，说明堵漏已成功。

3.2 第2次堵漏

堵漏成功后实施了通井、划眼作业，漏失量逐渐增大。再往下钻进2.8m后井口再次失返，测不出环空液面高度，水眼液面高度862m。吊灌起钻，起出井底钻具组合并下光钻杆继续实施第2次堵漏。施工前环空液面高度为2190m，正注48.2m3堵漏浆后立压仍为0，停泵后测环空液面高度1954m，上涨了236m。后替泥浆23m3，测环空液面高度2104m，反而下降了150m。堵漏材料桥接不理想，液面继续下降，堵漏失败。

3.3 第3次堵漏

静止1d后实施了第3次堵漏，先正注42.5m3堵漏浆，立压为零，停泵测环空液面高度391m。替泥浆24m3，立压仍为0，套压0.1MPa。此后由于地层气体进入井眼并滑脱上升到井口，关井套压不断升高。关井观察期间套压如超过9MPa就反循环灌浆一次将气体压回地层，使套压降为零；立压超过5.0MPa就正循环灌浆将立压降为零。

3.4 第4次堵漏

鉴于前面堵漏失败的教训以及溢漏同层的特殊性，第4次采用水泥塞封堵漏层。采用了先正挤泥浆25m3，接着环空反挤稠浆41m3，再环空反挤凝胶48m3，然后环空反挤泥浆50m3。固井管线试压后，注密度1.0g／cm3的隔离液3m3，注密度1.87g／cm3水泥浆20m3，注密度1.03g／cm3的后置液1.5m3，后替钻井液21m3。注水泥塞施工完后，起钻至井深3500m。关井侯凝，6h后起套压，采取正挤和反挤的方法控制立压和套压，以及先正循环再反循环的方法打开放喷阀点火消除井内气体。由于气体上窜严重，堵漏再次失败。

3.5 第5次堵漏

第5次进行桥塞堵漏，先下机桥至5501m，再泵入45m3堵漏浆，该过程中立压一直为零，出口点常明火，并根据火势情况调节节流阀开度。注完堵漏浆后替钻井液21m3，将堵漏浆替出钻具水眼，防止堵塞钻具水眼。堵漏结束后井口仍未返浆，无压力变化，测液面上涨了700m。该次堵漏依然未达到预期效果，短起钻至井深4059m候堵，15h后往环空灌浆60m3未返浆，液面高度在2201m左右。

4 施工应急预案及主要技术措施

4.1 施工应急预案

在前5次堵漏失败的情况下，进行第6次水泥塞加桥塞堵漏。

由于水泥浆稠化时间只有150min，时间相对较短，注入桥浆时有可能在钻杆水眼发生堵塞或者水泥浆还在钻杆水眼，下部桥塞段已封堵成功，水泥浆停留在钻杆或将钻杆凝固在套管内，为防止发生此类事故，需要制定一项应急预案。

应急领导小组成员主要由钻井监督、井控专家、安全监督、钻井工程师、钻井队负责人、固井队负责人组成。应急预案的启动依据是施工期间，能测出环空液面的情况下，根据环空液面上涨速度及高度决定启动与否；不能测出环空液面时，根据环空出气和泵压变化情况决定是否实施该预案。应急处置程序：①启动预案后立即停止施工，应急小组安排各岗位在不妨碍井口应急处理的前提下，做好管线防冻防堵工作。②采用环空反推，控制水泥浆液面的上涨。③如果液面上涨与注入量不成正比，说明地层仍在漏失，立即自环空大排量注入钻井液40m3，控制水泥浆液面的上涨。如果环空液面的上涨得到了控制，立刻将水眼内水泥浆顶出水眼，抢起钻具；如果反推无法控制水泥浆液面上涨，则根据目前施工时间、液面高度等因素，组织人员抢起钻具。应急预案的终止：环空液面上涨如果得到控制，则终止本预案，请示领导做出下步施工措施；如果现场情况超出本预案的控制能力，则终止本预案，启动上级应急处置预案。

4.2 主要技术措施

1）钻井队 施工前开安全生产协调会，宣布应急预案，优选施工人员并进行合理分工，保证所选人员能胜任所承担的工作，并能与各方协调好工作，确保施工过程配合无误。参与施工人员劳保防护用品穿戴整齐，施工时非本岗位人员不得乱岗窜岗，不得无故进入高压区。施工前对设备进行安全检查并试运行，必须做到不刺不漏，一旦发现故障，应立即通知指挥人员，暂停施工进行检修、更换管线、闸门或更改施工方案。同时划定压力在5MPa以上管线为高压区域，设置警戒线，安排有经验人员在施工期间巡查，其他人员未经许可不得靠近高压管线15m内的警戒区[5－6]。施工前还要先上提再下放至少一柱钻柱，观察并记录悬重变化，如有堵卡，必须排除问题后才能施工。

施工期间始终保持转盘以20～30r／min的低速转动，派专人监测泵压、套压及环空液面变化情况，及时发现环空液面上涨情况。若是由下部桥浆在桥塞位置架桥成功引起的上涨，此时须停止注水泥，并将水泥浆循环带出井筒；若是灌浆速度大于漏速引起的上涨，则先观察一段时间再向环空灌浆，必须使水泥塞面在钻具以下。同时派专人在施工期间从水泥车中取样每2min测一次密度，5min做一次试验。施工期间派专人在高架槽旁观察是否有泥浆返出，如有泥浆返出，则做好返出泥浆的计量工作，根据现场漏失情况及时调整水泥浆注入量，保证替到位时套管内仍有水泥浆；如发现返出口异常，立即汇报。

施工结束后，起钻要做到安全平稳快速，认真观察钻具悬重及环空液面变化情况。起钻中如果发生反喷泥浆，必须确认是水泥浆返到钻具以上还是井下复杂情况，如果是水泥浆返到钻具以上，则强行起钻至水泥塞面以上。

2）固井队 水泥车连接好固井管线后，用隔离液对其进行试压，要求管线不刺不漏。实验室应对水泥浆流动性进行充分试验，水泥浆试验严格遵循先做小样，再配大样，然后做大样复查的试验程序；现场采用便携式稠化仪进行大样稠化试验复查，确保水泥浆的大小样稠化时间差基本吻合、性能满足要求。还要进行水泥浆与井筒泥浆、桥浆、隔离液的相容性实验，确保施工安全可靠，注入合理的隔离液用量[7]，严格控制水泥浆密度、泵排量、注入量。固井队要尽量减少固井药水外溢，减少对井场的污染，作业结束不得在井场及其周边倾倒固井水，清洗水泥车要在指定地点，以指定方式作业。

5 水泥堵漏施工步骤

（1）第1步起钻至井深2900m，再以1m3／min的泵排量正挤密度为1.10g／cm3常规钻井液10m3，接着往环空反推密度为1.10g／cm3、粘度120s、由基浆和PAC-HV配制而成的稠浆90m3。

（2）第2步注入总浓度为40%的桥浆20m3（其组分为基浆、粗果壳、中粗果壳、粗SQD-98、细SQD-98、棉籽壳、锯木粉、膨润土粉）。

（3）第3步接入固井管线并试压25MPa，30min无压降。先泵入密度为1.10g／cm3的前置液2m3（其组分为隔离剂、石灰石粉、消泡剂），再注入密度为1.87g／cm3、液固比0.407、造浆率0.74的水泥浆40m3（其配方为阿克苏G级水泥、硅粉、微硅、防气窜剂FLOK-2、降失水剂LANDY-806L、分散剂LANDY-906L、消泡剂LANDY-19L、水），接着注入密度为1.03g／cm3后置液2m3。

（4）第4步以1.5m3／min排量注入密度为1.10g／cm3钻井液30m3顶替压井液。

（5）第5步在注完压井液后，迅速紧急起钻30柱，起钻期间是否灌浆及灌浆量须根据套压及环空液面决定。起到预定深度后关井候凝48h，关井期间甩钻具约1000m，加强液面检测，其中固井后38h内环空液面几乎无变化，38h后发现液面上涨，套压约1MPa，采取先反挤10m3钻井液，后正挤10m3钻井液，以控制液面上涨。灌浆7h后打开防喷器，并继续灌浆50m3，井口开始返浆，随后开始起钻，将铣齿接头取出，换上PDC钻头和一根钻铤后开始准备下钻探塞并钻塞。

6 施工效果及后续工作

水泥塞高约1500m，先循环放掉被污染的混浆后，再准备钻水泥塞。前900多米正常钻进，钻时大约为2min／m，进入前1000m后偶尔会出现钻具放空现象，钻时加快，1400m后出现异常，将从节流管线经液气分离器出来的气体点火，火焰呈橘红色，火焰高2～3m。停止钻进，循环钻井液半个小时后火焰逐渐熄灭。计量泥浆罐体积未发现明显异常，继续钻进，钻时明显加快。断断续续钻进，钻到5350m出套管鞋已有15m时停止钻进，将罐内钻井液全部放掉并清理罐底淤泥，重新配新浆，开始采用定向钻井技术钻新井眼。

7 结论与认识

（1）溢漏同层是钻井工程界的一个难题，该层位的泥浆安全密度窗口相当峡窄不易控制，在井漏未失返的情况下适用于精细控压钻井技术。易引发溢漏地层，采用常规钻井技术，即使在合适的泥浆密度范围内，也会因为泥浆与地层气体发生置换而易引发复杂，钻进时要特别注意做好防漏、防喷、防卡、防H2S工作。

（2）冬季沙漠地区作业要做好防冻保温工作，作业过程不能中断，即使中断也要立即对可能存在淤积泥浆的部位进行吹扫，防止冻结管线引发事故。板式浮阀在低温条件下易失效，建议与箭型止回阀串联使用，并要保证该部位不受冻。

（3）塔中TZ井共进行了6次不同的堵漏方法，先使用了不同堵漏材料配方的常规堵漏，后使用了注水泥塞堵漏、下桥塞堵漏，但这些堵漏措施均未收到理想效果。第6次堵漏在前一次桥塞的基础上进行了水泥浆堵漏，实现了漏层的封堵。堵漏成功的一个重要因素是先注入一定量的桥浆完成了先期堵漏，桥塞起到了一定的封堵效果，水泥浆注入量大，水泥塞位高，稠化时间短，能够分段将上窜的气体封固，并成功实现封堵溢漏地层，为侧钻创造了条件。

[1]舒刚，孟英峰，李皋，等 .重力置换式漏喷同存机理研究 [J].石油钻探技术，2011，39（1）：6-11.

[2]胥永杰 .高陡复杂构造地应力提取方法与井漏机理研究 [D].成都：西南石油大学，2005.

[3]郑述全，欧云东，曾明昌，等 .高含硫喷漏同存气井钻井与完井工艺技术研究 [J].天然气工业，2006，26（9）：65-67.

[4]张蔚 .气井喷漏同存堵漏压井技术 [J].新疆石油科技，2009，19（2）：14-15.

[5]张敬荣 .喷漏共存的堵漏压井技术 [J].钻采工艺，2008（5）：43-46.

[6]张卫平 .喷漏同层井段全井高密度随钻堵漏钻井液技术 [J].钻井液与完井液，2008，25（4）：58-60.

[7]张敬荣 .喷漏共存的堵漏压井技术 [J].钻采工艺，2008，31（5）：30-33.