浅谈漏喷同存复杂地层的技术对策

万 昕 ，左 星 ，王佩珊 ，江迎军 ，邓 鹏 ，彭茂桓

(1中国石油西南油气田分公司勘探事业部 2中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 3中国石油欠平衡与气体钻井试验基地 4中国石油塔里木油田公司)

随着油气钻探不断深入，钻井作业面临的复杂问题日益突出，其中由压力系统多、密度窗口窄引发的严重井漏、漏喷同存井下复杂是最为显著的复杂问题之一。如川中深层三叠系～震旦系海相地层，地层压力系统变化大、地层裂缝发育，钻井过程井漏频繁，钻井时效低、井控风险大[1-2]；川西深层上三叠统须家河组气藏是典型的裂缝性致密砂岩气藏，由井漏引起的压力失衡造成的漏喷复杂也是普遍存在[3-4]。

对于此类问题，常规主要采用堵漏方式，但对于裂缝发育地层常规堵漏方式效果不佳。对于解决裂缝井漏的问题，可以尝试转变思路，立足于“防止井漏”，将防漏放在首位。发生井漏的主要原因在于井底压力大于地层漏失压力[5-6]，如果能控制井底压力在合理范围，保持井筒压力处于相对平衡状态，即可避免严重井漏的发生，那么由严重井漏引发的井喷、卡钻等系列问题都将迎刃而解，从而达到提高钻井作业时效、提升井控安全、确保钻井作业顺利进行的目的。

一、漏喷同存地层处理技术

严重井漏、漏喷同存井通常发生在油气埋藏较深地层。由于其受井身结构限制，多压力系统同存于一个裸眼井段，或裂缝极其发育，堵漏效果差而造成漏喷同存复杂情况。从目前来看，可分为三种情形：①上喷下漏；②漏喷同层；③上漏下喷。这里重点对漏喷同存的工艺原理、处置、适用条件进行分析与探讨[7]。

1. 上喷下漏地层处理技术

上喷下漏情况主要发生在同一裸眼段，其上部地层压力系数高，下部地层漏失压力系数低于上部地层孔隙压力系数，造成同一裸眼段无安全作业密度窗口状态，要么井漏严重，要么大量气体进入井筒发生严重井涌，无法找到不溢不漏安全状态，地层孔隙压力与漏失压力的关系见图1。

对于上喷下漏地层，可采用四种方式解决。

(1)通过堵漏方式提高漏层承压能力，建立安全作业密度窗口。直接采用常规堵漏方式，提高漏层承压能力，使其漏失压力系数与高压地层孔隙压力系数相当或略高，建立安全作业密度窗口，避免又漏又喷井下复杂。

该方式主要适用于孔隙性、微裂缝地层，采用常规堵漏方式具有较高的实施成功率，能够起到较好的堵漏效果，达到提高地层承压能力的目的，从而扩大密度窗口范围。如土库曼阿姆河右岸B区东部储层，多采用堵漏方式解决此类井漏问题，效果较好。

图1 上喷下漏三压力关系

(2)通过释放上部高压层地层能量，建立安全作业密度窗口。通过降低井筒压力，逐渐释放上部高压地层能量，降低地层孔隙压力，使其地层孔隙压力系数与下部地层漏失压力系数相当或略低，从而建立安全作业密度窗口，达到安全钻井的目的。

该方式主要适用于小圈闭、有限容积气层或水层，且不含硫化氢气体。目前，西南油气田磨溪-高石梯二叠系地层多采用该方式释放高压气层能量，降低地层孔隙压力建立安全作业密度窗口后再继续钻井作业；塔里木克深地区高压盐水地层通过释放地层盐水压力，建立安全作业密度窗口后，完成后续钻井作业。

(3)采用欠平衡钻井方式钻井，创造安全作业窗口。该方式根据上部气层出气量和下部漏层漏失情况，采用欠平衡钻井技术设计合理的欠压值，有控制地将地层流体排出井筒并安全处理，人为创造了安全作业窗口，既可避免严重井漏发生，也防止了地层大量出气造成的井控风险。

该方式主要用于不含硫化氢气体的高压低渗气层，解决长裸眼段上下压力系数差异大且易漏的这一特殊复杂问题。

(4)采用“泥浆帽钻井”方式，实施强钻。“泥浆帽钻井”方式，即双井底压力梯度钻井方式，上部采用高密度钻井液封堵气层，下部采用低密度钻井液，保持合理钻井液漏失状态(通过牺牲低密度钻井液的方式)，达到安全钻井要求，实现钻井作业顺利进行。

该方式主要解决地层裂缝、孔洞发育，无法实现堵漏作业，同时不能让地层流体进入井筒的复杂情况，比如地层能量足、气量大，容易造成井控失控状态；地层含硫化氢、二氧化碳气体或是含沥青等容易污染钻井液等流体。

2. 漏喷同层地层处理技术

漏喷同层地层，一般是裂缝或溶洞地层，其地层流通性好、渗透率大，当井底为正压差状态时，表现为严重井漏；当井底为负压差状态时，大量地层流体进入井筒，溢流。

对于该类型地层，孔、缝一般较大，常规堵漏方式难以达到较好的堵漏效果，因此堵漏不是解决该问题的最佳方案。

针对该问题，若能实现保持井底压力处于相对平衡状态，即根据地层漏、溢特点，到达一个平衡点：微溢、微漏或是不溢不漏的平衡状态，才可确保施工作业的安全、稳定进行。对于裂缝、溶洞储层难以保持稳定的欠平衡状态，但保持微漏或是不溢不漏的平衡状态则相对容易实现。裂缝、溶洞储层压力区间分布见图2。

图2 裂缝、溶洞储层压力区间分布

该情况可采用精细控压钻井技术精确控制井底压力，保持井筒压力始终处于近平衡或微过平衡状态，通过保持微漏或不溢不漏实现漏喷同层地层的安全钻井作业。

西南油气田的龙岗构造、九龙山构造、磨溪-高石梯构造[8]，冀东油田的奥陶储层[9]，塔里木油田的奥陶储层等均属于漏喷同层地层。这些地层前期主要采用堵漏方式处理复杂，但效果不佳，使得处理复杂时间长、钻井液漏失量大，钻井成本普遍偏高。后期，通过采用精细控压钻井技术，这些地区的漏喷同层井下复杂问题均得到了有效控制。

3. 上漏下喷地层处理技术

上漏下喷地层主要指在同一裸眼段，其上部地层承压能力偏低，而下部地层的孔隙压力系数高于上部地层的漏失压力系数，造成在同一裸眼段内无安全作业窗口，无法找到不溢不漏安全状态，其井底压力与地层孔隙压力、漏失压力的关系见图3。

图3 上漏下喷地层三压力曲线

该类情况与上喷下漏地层处理方式相似，针对不同情况，可采用直接堵漏、放喷降压和欠平衡钻井方式进行处理。但由于上漏下喷与上喷下漏的压力分布状态不同，不适用于“泥浆帽钻井”。

另外，对于下部是高压高产气层，若上部漏层无法通过堵漏方式提高承压能力，建议更改井身结构，将高压气层与低压漏层隔开，进行“专层专打”，更加有利于安全钻井作业，并提高施工效率。

二、应用情况

1.采用欠平衡钻井技术解决上喷下漏问题

西南油气田L001-18井采用Ø311.2 mm钻头钻至井深3 259 m(大安寨)钻遇高压油气层，测试压力系数2.08，测试气量约2.5×104m3/d、产油20 t/d，属于高压低渗储层。其下部地层马鞍山～须家河地层压力系数低仅1.20～1.25，且承压能力低，若采用常规钻井，压漏地层造成井下复杂的可能性极大。其井身结构见图4。

图4 L001-18井井身结构

针对该井大安寨高压低气量的特点，在马鞍山～须家河井段采用1.15～1.20 g/cm3低密度钻井液进行欠平衡钻井作业。最终，安全顺利完成了该井段施工作业，未发生井漏等井下复杂情况。

2.释放上部高压层地层能量建立安全作业窗口

塔里木油田山前地区KS905井在6 975.28 m钻遇高压盐水层，钻井液密度由2.45↑2.58 g/cm3。当钻至井深7 229 m遇井漏，漏速6 m3/h，由于常规堵漏方式效果不佳，漏溢复杂反复交替发生，导致钻井作业停滞不前。

根据该盐间水层属于小圈闭的特点，考虑合理放喷泄压方式，适当降低盐间水层压力系数，建立裸眼段钻井安全密度窗口，从而降低井底压力确保钻井作业安全顺利进行。后期通过逐渐释放地层水274.56 m3，钻井液密度由2.58↓2.4 g/cm3，井底压力降低近10 MPa，避免了因钻井液密度高造成的下部井段井漏的不利局面，确保了后期钻井作业的顺利进行。该井最终安全顺利钻至设计井深，完成钻井作业。

3. 采用精细控压钻井技术解决窄密度窗口工程复杂[10]

西南油气田磨溪-高石梯区块GS19井采用2.2 g/cm3的钻井液在Ø215.9 mm井眼钻至井深4 013.69 m(栖霞组)遇高压显示，压井过程中出现又喷又漏井下复杂，由于裂缝发育，常规堵漏方式堵漏效果不佳，漏失钻井液2 510.9 m3，处理复杂时间达到30 d。测试该裂缝密度窗口2.38～2.41 g/cm3，属于典型的窄密度窗口地层，常规钻井方式无法有效控制井底压力在密度窗口范围内，无法进行安全钻井作业。

采用精细控压钻井技术后，通过优化钻井液密度，合理调节井回压，控制井底压力当量密度2.38～2.41 g/cm3，有效解决了漏喷井下复杂，恢复了钻进，安全顺利完成了下部井段钻井作业。精细控压钻井过程井底压力控制曲线见图5。

图5 安全密度窗口及ECD曲线

三、结论与认识

(1)对于漏喷同存井下复杂，可转变思路，以井筒压力平衡为关键点，根据地层特性提出技术对策，重建安全作业密度窗口，解决复杂难题。对于上喷下漏地层，根据地层特性可分别采用堵漏、降压、欠平衡和“泥浆帽”钻井方式解决井下复杂；对于漏喷同层地层，可采用精细控压钻井方式解决井下复杂；对于上漏下喷地层，根据地层特性可分别采用堵漏、降压和欠平衡钻井方式解决井下复杂。

(2)现场应用表明，通过建立井筒压力平衡的方式解决漏喷同存井下复杂是可行的，并且具有较好的针对性和可操作性，对于保障井控安全、减少井下复杂具有重要的指导意义。