雅达油田F13井沥青层喷漏同存复杂情况的处理

江朝张华卫黄在福侯立中吴旭辉

1.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司；2.中国石化石油工程技术研究院

雅达油田F13井沥青层喷漏同存复杂情况的处理

江朝1张华卫2黄在福1侯立中1吴旭辉1

1.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司；2.中国石化石油工程技术研究院

伊朗雅达油田F13井在Kazhdumi地层钻井施工中遭遇严重沥青侵引起的溢流和喷漏同存，处理时国内外可参考的文献和应对措施有限，在历经多次探索施工失败后，被迫采用先打塞进行封堵，再转换地质目的层侧钻成水平井的策略。详细介绍F13井喷漏同存发生和处理的过程，分析了各处理手段失败的原因，以及最终选用硅酸钠溶液作为促凝剂的原因。在室内实验的基础上，应用硅酸钠溶液加隔离液配合水泥浆进行了沥青污染环境下的打水泥塞封堵作业。现场应用结果表明，硅酸钠溶液促水泥浆闪凝是一种应对沥青污染情况下的可行的打水泥塞封堵作业方法。该井沥青层喷漏同存处理的经验和教训、形成的硅酸钠溶液促水泥浆闪凝打水泥塞封堵作业方法，对油田后续在Kazhdumi地层钻井作业的顺利进行具有重要的借鉴价值。

雅达油田；钻井；沥青侵；喷漏同存；水泥塞；促凝剂；硅酸钠；伊朗；F13井

伊朗雅达油田在开发轻质油主力产层Fahliyan时，需钻越含有沥青且沥青性质迥异（有干、有稀、有稠）、分布不规律的Kazhdumi地层［1-2］。在早期的8口井钻井生产过程中，F18和F02井由于钻井液被沥青严重污染导致下尾管后开泵顶通极为困难，HOS2侧钻井由于沥青侵导致的微溢流压而不死。一期钻井生产的前期，F23井由于沥青侵严重而不得不将尾管悬挂器的卡瓦移除，F19井的沥青侵导致钻井和固井过程中产生了较多的非生产时间［3］。

国内外有关沥青影响钻井施工的文献不多［4-6］，展现沥青侵引起的喷漏同存的处理过程和有效方法的文献鲜有。F13井是继F19井后钻遇的又一口严重沥青侵井，面对这一世界级技术难题，在高含H2S风险（排污口测得最高40 000 mg/L）、历经25次施工处理、消耗210 m3柴油（用做沥青乳化剂）和5446 m3钻井液、排放几千m3沥青污染液、历时约41 d，才成功地实现打塞封堵临时弃井，而后套管内开窗侧钻［4-6］转成以Kazhdumi地层以上Sarvak层为地质目的层的水平井［7］，成为雅达油田第1口由于严重沥青侵引起的喷漏同存而不得不放弃原地质目的的井。笔者详细地介绍了F13井严重沥青侵发生的过程，喷漏同存的处理难点、手段和认识，运用硅酸钠溶液促水泥浆闪凝打水泥塞的原因、可行性和施工方法。该井复杂处理过程中的教训与认识具有较好的借鉴价值，也为雅达油田的后续开发积累了宝贵的经验。

1 F13井概况

Well F13 generalization

雅达油田是一个整体大致以南北为轴的背斜构造，碳酸盐岩孔隙性油藏，自上而下钻遇第三系和白垩系地层，主要含油层为白垩系上统的Sarvak和下统的Gadvan、Fahilyan地层，其中Sarvak和Fahilyan为主力储层且高含H2S。

F13井地质目的层为Fahilyan地层，设计井深4585 m，设计钻完井周期105 d。井身结构设计：一开Ø444.5 mm钻头钻至300 m，下入Ø339.7 mm套管至298 m；二开Ø311.2 mm钻头钻至1 640 m，下入Ø244.5 mm套管至1 638 m；三开Ø212.7 mm钻头钻至4 000 m，下入Ø177.8 mm套管1 488～3 998 m；四开Ø149.2 mm钻头钻至4 585 m，下入Ø114.3 mm尾管3 928～4 583 m。三开井段自上而下包含的地 层 为 Asmari、Pebdeh、Gurpi、Ilam、Lafan、Sarvak、Kazhdumi、Burgan、Dariyan 和 Gadvan。其中 Asmari砂岩孔渗较好，Sarvak石灰岩孔隙发育，Pebdeh、Gurpi、Ilam和Sarvak在油田其他已钻井中偶见小漏失或失返性漏失。

该井三开井段2011年8月1日1 636 m开钻，8月22日钻进至Kazhdumi顶3 473 m；23日0：00—5：40，钻压30～40 kN，钻井液入口密度1.52 g/cm3，从3 478 m钻至3 486.65 m的平均机械钻速1.52 m/h；5：40—5：44，从3 486.66 m开始，平均机械钻速猛增到5.24 m/h左右；5：44钻进到3 487 m，泵压突然由17.9 MPa增至22.8 MPa，大钩载荷由1 280 kN降至1200 kN，遂停一只泵检查；6：17振动筛发现沥青，钻井液出口密度1.47 g/cm3，发现溢流1.2 m3，停另一只泵后，立即硬关井，初始关井立压5.6 MPa，关井套压5.5 MPa，2 min后，关井立压和套压均降至2.4 MPa；关井立压随后降至0 MPa，试图开泵顶通，以0.04 m3/min间断共泵入7.92 m3，每次停泵后立压检查始终为0 MPa，初步判断井下可能存在漏失。

井下钻具组合：Ø212.7 mmPDC钻头+钻头短节（浮阀）+Ø165.1 mm钻铤×3根+Ø212.7 mm扶正器+Ø165.1 mm钻铤×1根+Ø212.7 mm扶正器+Ø165.1 mm钻铤×11根+Ø165.1 mm震击器+Ø127 mm加重钻杆×15根+Ø127 mm钻杆。

2 技术难点

Technical dif fi culty

（1）高浓度 H2S［8］。Sarvak层 H2S浓度约 3 200 mg/L，若无法将Sarvak地层压稳，H2S对井下钻具、地面设备和操作人员均会带来较大的风险。

（2）井下钻具组合对处理措施的牵制。钻头装有水眼，正向堵漏时会限制堵漏材料的粒径选择；若漏层在满眼扶正器之下，当环空内反挤堵漏时，堵漏材料可能会堵塞扶正器周围通道，憋漏上部地层，也可能会导致扶正器卡钻；若考虑将井内钻具组合全部强起出，井下钻具组合过防喷器时，H2S溢出的风险非常高。

（3）沥青对钻井液、水泥浆和处理材料的污染严重［9］。沥青对钻井液中的固相有包被作用，钻井液结构破坏导致增稠；水泥浆受沥青污染无法固化；堵漏材料易被沥青包被而无法形成有效的级配。

（4）Kazhdumi地层孔隙压力不明确。在已成功钻穿Kazhdumi地层的12口井中，使用钻井液密度1.34～1.65 g/cm3，均会出现不同程度的沥青侵。在发生井涌的HOS2和F19井，钻井液密度从1.38 g/cm3逐步增加至1.70 g/cm3，溢流量虽有减少的趋势但却一直存在，呈现“压而不死”的状态［3］。

（5）沥青侵入机理不明确。已提出的沥青侵入机理有蠕动侵入［1］和置换侵入［10］。蠕动侵入机理可以解释钻井液密度在较大范围内变化，侵入却一直存在的现象。但对于F13井这样的侵入量大且侵入速度快的情况，置换侵入机理似乎更为合理。

（6）井下喷漏同存，裸眼段长且地质条件复杂，难以判断漏层位置。

3 现场处理与分析

Onsite treatment and analyzing

现场处理经历了3个阶段：第1阶段，钻头位于3 473 m，钻柱内常规的堵漏和压井［11］，试图实现井下堵漏和建立循环；第2阶段，从环空内反挤进行堵漏，尝试用大颗粒堵漏材料先堵住漏；第3阶段，打塞封堵临时弃井，目的是后续能转为无需钻越Kazhdumi地层的Sarvak水平井。

3.1 钻柱内正向堵漏和压井

Plugging and killing well from drill string

钻井液密度1.45～1.65 g/cm3，使用中细颗粒为主、体积分数19.5%～38%的堵漏材料，钻柱内常规堵漏和压井作业 9次，立压0～0.9 MPa，套压 0～6.6 MPa。返出物为纯稠沥青、沥青污染钻井液和气，放喷口火焰高度1～4 m，H2S浓度30～4 000 g/L。

沥青和堵漏材料干扰浮阀的闭合，影响立压的真实性。沥青黏度随温度降低而升高，近井口井段易形成黏稠的沥青污染物段塞帽，影响套压真实性，增加对井下情况判断和分析的难度。井下漏失，环空中液体受沥青和气体的污染，当量密度不能平衡Sarvak地层孔隙压力，Sarvak地层中的H2S一直释出。沥青和钻井液在黏度上差异较大，低排量下黏性指进［12］现象突出，沥青难以被替出井筒。钻头喷嘴限制了堵漏材料的粒径选择，堵漏不成功，井下依然严重漏失，转入第2阶段，从环空反挤大粒径复合堵漏材料堵漏。

3.2 环空内反挤堵漏

Reverse-squeezing plugging from annular

使用密度1.60 g/cm3、中细颗粒为主、体积分数29%的桥堵浆136 m3进行环空反挤堵漏，关井22 h等候桥堵膨胀，立压由0.7 MPa增至1 MPa后又降至0.5 MPa，关井套压由1.2 MPa增至1.3 MPa。井下漏失严重，漏失速度过快，桥堵没有足够的时间膨胀。

增加堵漏材料粒径，用凝胶托住桥堵降低漏失速度。先用密度1.60 g/cm3、中粗颗粒为主、体积分数29%的桥堵浆（含有8%～12%SNSD凝胶）22 m3，再用密度1.60 g/cm3、中粗颗粒为主、体积分数38%的桥堵浆26 m3。顶替桥堵浆期间套压由1.85 MPa上升至6.55 MPa，发现钻具不能上下自由活动，堵漏材料可能拥堵在扶正器或钻头位置，泄套压后钻具可正常活动。

由于井下漏失严重，漏失层缝隙过大，沥青包被堵漏材料无法吸水膨胀，常规桥堵方法无效，转入打塞封堵，临时弃井。

3.3 打塞封堵临时弃井

Temporary abandoned well with plug

打塞封堵共计13次施工，每次打塞施工前均用高密度钻井液将套压和立压消减至1 MPa以下，采用的打塞方法有纯水泥浆、凝胶桥堵浆配合水泥浆、预水化膨润土浆水泥浆双液法、凝胶桥堵塞、重晶石塞、质量分数3%氯化钙促凝剂加隔离液配合1.89 g/cm3水泥浆（5次施工：氯化钙在水泥浆前1次，氯化钙在水泥浆后2次，氯化钙在水泥浆前后2次）。期间钻柱被卡2次：第1次使用氯化钙促凝剂时（置于水泥浆之后）钻头位于2 450 m，钻柱被卡，盲倒扣后强起钻至约1 900 m；第2次钻柱被卡时（疑为第1次使用的氯化钙残存导致）环空被封堵，后续5次打塞施工均未能将钻柱内封堵。

沥青黏度随温度降低而升高，井筒内沥青黏度随井深变化。钻井液与沥青在密度和黏度上存在差异，低排量下黏性指进现象突出，沥青难以被推回地层或漏层。漏层应有两个或者两个以上：因环空先被封堵推测1 900 m之上有漏层，后续5次打塞施工过程中，井下吞纳能力没有明显变化，证实1 900 m之下也有漏层。井下漏失速度较大，高密度的水泥浆在重力的作用下容易快速地进入漏失层。在有沥青污染的情况下，纯水泥浆无法实现固化，氯化钙促凝剂可以促使水泥浆快速固化，但固化成功率较低且具随机性，分析其原因可能是氯化钙与沥青存在黏度差异，低排量下黏性指进使得氯化钙易分散于沥青之中，降低了氯化钙与水泥浆碰触的概率。另外，在有沥青污染的情况下，氯化钙也无法快速地促凝水泥浆。因此，后续作业应选用能降低或消除与沥青黏性指进、具有闪凝特性的水泥促凝剂。

4 促凝剂室内实验与应用

The laboratory experiment and onsite application of accelerating agent

4.1 促凝剂的选择

The selection of accelerating agent

常用的油井水泥促凝剂有甲酰胺、三乙醇胺、氯化物（如 CaCl2，NH4Cl，MgCl2，AlCl3和 KCl）、碳酸盐、铝酸盐、硫酸盐、硝酸盐、硫代硫酸盐、硅酸盐和钠、钾、铵的氢氧化物［13］。

F13 井沥青在常压、80 ℃时，黏度为 1 670 mPa·s。沥青的黏度特性是随温度的降低而增加，随压力的增大而增加［14-15］。在低排量作业情况下，为降低与沥青间的黏性指进现象，应选用黏度尽量高的水泥促凝剂。从黏度和闪凝特性的角度综合考虑，选择硅酸钠作为促凝剂［16］。

4.2 室内实验

Laboratory experiment

影响硅酸钠溶液黏度的因素主要有温度、浓度和模数：随着模数和浓度增大，黏度增加；随着温度升高，黏度降低［17］。现场使用质量分数52%（密度1.61 g/cm3）、模数3.2的硅酸钠溶液。为能借鉴氯化钙促凝剂配合水泥浆施工的经验，水泥浆依然选用API G级油井水泥，密度1.89 g/cm3。取从井口排出的沥青，模拟井下2 000 m左右的地温65 ℃，进行了不同体积比例的沥青、硅酸钠溶液和水泥浆混浆初凝时间测定实验，结果见表1。

表1 混浆初凝时间测定实验（65 ℃）Table 1. Laboratory experiment on measuring the initial setting time of different mixture（65℃）

从表1可以看出：硅酸钠溶液具有使水泥浆闪凝的特性，在沥青体积占比较低时，硅酸钠溶液仍可使水泥浆闪凝，随着沥青体积占比的提高，水泥浆初凝时间也在不断地增加；当沥青体积占比达较高时，硅酸钠溶液也无法促使水泥浆胶凝。从沥青体积占比和初凝时间看，选定的硅酸钠溶液可用于沥青污染下促使水泥浆闪凝的打水泥塞封堵作业，水泥浆和硅酸钠溶液间须用适量的隔离液隔开［18］，以确保在泵入的过程中不会在钻杆内发生闪凝。

4.3 现场应用及效果

Onsite application and performance

为减缓井下的漏失和增加对井下沥青的清理，在泵入硅酸钠溶液、隔离液和水泥浆前，先泵入较大体积的低密度高黏预水化膨润土浆。现场具体施工步骤为：（1）钻杆内以0.57 m3/min的排量泵入1.12 g/cm3的高黏预水化膨润土浆20 m3，泵压2.1～10.3 MPa，共用时 45 min；（2）以 0.31～0.47 m3/min 的排量泵入1.02 g/cm3前置液1 m3+1.61 g/cm3的硅酸钠溶液1.4 m3+1.02 g/cm3隔离液1 m3+1.89 g/cm3的水泥浆 10 m3，泵压 10.3～2.9 MPa，共用时 40 min；（3）泵入1.02 g/cm3后置液1 m3后，以0.47～0.16 m3/min不断降低的排量泵入密度1.30 g/cm3的钻井液8 m3顶替，泵压0.3～4.2 MPa，共用时 45 min；（4）以 0.16～0.08 m3/min不断降低的排量泵入密度1.30 g/cm3的钻井液 6.5 m3顶替，泵压 4.2～16.9 MPa，共用时 75 min，停泵后立压17.2 MPa。

缓慢将立压由17.2 MPa泄压到14.1 MPa开始候凝。候凝13.25 h，期间立压增加到16.5 MPa，泄立压至8.6 MPa后又增加到11.4 MPa。将立压泄至0后关井等待11 h，期间立压一直为0。钻杆内打压13.8 MPa，稳压5 min，证实钻杆内成功地被封堵。

5 结论

Conclusions

（1）沥青黏度特性易引发的黏性指进和钻井液处理剂、处理材料受沥青污染是采用常规方法不能成功处理沥青侵引发的喷漏同存复杂的主要原因。

（2）在处理严重沥青侵引发的喷漏同存复杂时，若仅有常规钻井设备，打水泥塞进行封堵应列为优选方案。

（3）有沥青污染的打水泥塞作业，纯水泥浆、氯化钙速凝剂加隔离液配合水泥浆的成功概率均较低，硅酸钠溶液促水泥浆闪凝的手段经现场验证是一种可行且能成功的方法。

（4）为减少由于沥青侵引发的上部地层漏失风险，建议优化井身结构：在揭开Kazhdumi地层前，套管先下至Sarvak地层的底部。为降低Kazhdumi地层钻井施工风险，建议开展沥青侵入机理、沥青层分布规律研究，调研和引进新技术或新工艺（如控压钻井等）。

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（修改稿收到日期 2017-06-20）

〔编辑 朱 伟〕

Handing of in fl ux-leakage coexisting complication in asphalt formation of Well F13 at the Yadavaran Oil field

JIANG Zhao1, ZHANGE Huawei2, HUANG Zaifu1, HOU Lizhong1, WU Xuhui1
1. International Petroleum Exploration and Production Corporation, SINOPEC, Beijing, 100029, China;2. Research Institute of Petroleum Engineering, SINOPEC, Beijing, 100101, China

Well kick induced serious asphalt invasion and infux-leakage coexisting encountered on F13 well at Yadavaran Oilfeld in Iran during drilling at the long open-hole section in the formation of Kazhdumi. It’s the frst time to deal with this kind of invasion and infux-leakage coexisting and the referred literature and treatment method was limited. After trying many times tough and exploratory treatment but failed, such as 9 times conventional plugging and killing by different mud weight and LCM recipe and two times reverse-squeezing plugging and killing, the strategy that F13 well frstly be sealed by cement plug and then sidetracked into a horizontal well by switching the geology target zone from Fahliyan into Sarvak formation was forced to be applied. It detailedly presents the occurrence and treating process of the invasion and infux-leakage coexisting, the reasons for failure of treatments and consideration for selecting sodium silicate accelerating agent of cement. On the basis of lab experiments, the sodium silicate with spacer to accelerate cement thickening was used in cement plugging operation with asphalt pollution existing. Field application shows that this method was effective and feasible to conduct cement plugging operation with asphalt pollution. The experience and lesson learnt from this well and the innovated method that sodium silicate with spacer to accelerate cement thickening provide valuable reference for smooth drilling at Kazhdumi formation of follow-up operations in Yadavaran Oilfeld.

Yadavaran Oilfeld; drilling; asphalt invasion; infux-leakage coexisting; cement plug; accelerating agent; sodium silicate; Iran; Well F13

江朝，张华卫，黄在福，侯立中，吴旭辉.雅达油田F13井沥青层喷漏同存复杂情况的处理［J］ .石油钻采工艺，2017，39（4）：528-532.

TE28

B

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0528 – 05

10.13639/j.odpt.2017.04.023

:JIANG Zhao, ZHANGE Huawei, HUANG Zaifu, HOU Lizhong, WU Xuhui. Handing of infux-leakage coexisting complication in asphalt formation of Well F13 at the Yadavaran Oilfeld［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 528-532.

中国石化集团科技部“伊朗雅达油田活跃沥青侵害防控钻井技术研究”（编号：P16014）

江朝（1983-），2006年毕业于西南石油大学石油工程专业，2009年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，现从事国外石油钻井技术管理和研究，工程师。通讯地址：（100029）北京市朝阳区惠新东街甲6号1610室。电话：010-69165279。E-mail：mrjz917@126.com