漏失地层圈闭压力的形成与处置技术

刘德平，付 焘，杨 璨，刘风云，赵任飞，李秋茂，蔡 刚

中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司

0 引言

在钻井作业中因井漏治理、精细控压作业以及因工艺需要向地层推入钻井液，当外部流体进入地层的速度大于地层漏失速度，因漏斗效应会形成短期圈闭压力[1-2]，形成的圈闭压力越大，处置难度、风险也越大。本文针对漏失地层形成的短期圈闭压力的处置技术问题进行了系统研究。

1 溢流与回流

1.1 原生地层流体与次生地层流体

1.1.1 原生地层流体

原生地层流体指在地层沉积过程中，地层流体生成、运移，最后储存在地层孔隙、裂缝中的流体。原始地层流体压力系数一般高于静水柱，有的可能会更高。

1.1.2 次生地层流体

次生地层流体是指在钻、完井作业中由于井漏治理[3-4]、精细控压钻井以及因工艺需要向地层推入的钻井液，这类进入地层的外部流体为次生地层流体。次生地层流体进入有圈闭或有限圈闭的漏失空间，会形成圈闭压力或短期圈闭压力，压力系数一般高于原始地层流体。

1.2 溢流与回流

1.2.1 溢流

溢流是指井内液柱压力低于原始地层压力，地层中原始地层流体进入井筒，造成井口返出的钻井液大于泵入量的现象，或停泵后井口钻井液自动外溢的现象。

1.2.2 回流

在钻井作业中由于井漏治理、精细控压[5]以及因工艺需要向地层推入钻井液，外部流体进入漏失地层的进入量大或者地层漏失通道小，停泵后进入地层的外部流体在未关井的条件下回流到井筒的现象。

2 圈闭压力形成原因分析

2.1 地层原因

地层漏失通道一般为孔隙、微裂缝，存在漏失通道(容积)小、缝洞发育程度低的现象以及压裂性井漏，漏失体存在圈闭或有限圈闭。在有圈闭的漏失层中一般不会表现为失返性漏失，有的井可能表现为短暂性失返，在漏失达到一定量的情况下井漏会出现减小甚至不漏的现象。

2.2 工艺原因

2.2.1 堵漏作业

钻遇较大的井漏一般要进行堵漏作业，堵漏作业通常会通过关井蹩挤提高堵漏效率。当堵漏作业中钻井液、堵漏浆等外部流体进入漏层速度大于漏失速度，以及在蹩挤或者循环加压施工停泵后可能形成圈闭压力或短期圈闭压力。

2.2.2 关井推入钻井液

采用精细控压钻井作业时[6-7]，向地层反推钻井液是一项常用的技术措施，可以有效地将重浆帽、气侵钻井液推入地层。外部流体漏入(挤入)地层，会产生漏失压力叠加效应，漏失压力一般会逐渐增加[8-9]。以HS-2井为例，Ø149.2 mm井眼段长394.2 m，裸眼容积7.20 m3，在钻、完井近4个月的作业时间里漏失、推入漏失地层的钻井液为3 500 m3，是裸眼容积的486倍，钻井液密度从1.25 g/cm3提高到1.35～1.38 g/cm3，漏失(推入)量与漏失压力的关系见图1。

图1 漏失(推入)量与漏失压力的关系

3 圈闭压力处置技术

对于圈闭压力，特别是圈闭能量较大的圈闭压力，关井后通过地层漏失通道延展、地层再漏失进行压力释放难度比较大。HS-2井在灯影组精细控压作业中一次性反推钻井液，停泵后压力降至17.5 MPa，关井5.5 h后压力从17.5 MP↓12 MPa。如果继续关井，通过地层内部释放能量所耗时间可能会很长，如图2所示。

图2 地层圈闭压力内部释放示意图

3.1 井控风险分析

3.1.1 单一层位风险较小

在同一层位，地层压力系数、压力窗口清楚，井控风险较低。推入量较大会将原始地层流体推离井筒较远，风险会更小[10-12]。HS-2井在灯影组钻、完井作业中出现了4次较大地层回流，成功地进行了处置。

3.1.2 不同压力系统同存风险较大

同一裸眼中不同层位、不同压力系统同存，且气漏不同层，则井控风险较大。处置前需要具体分析研究漏失压力、油气水层压力[13-14]，判断进入井筒流体性质。如果漏失压力仍大于油气水层压力，次生地层流体回流的可能性比较大。

3.2 处置关键技术

通过节流管汇释放圈闭压力，要进行处置难度、井控风险分析，制定井控风险预案。释放较高的圈闭压力，应采取控压措施，在释放过程中根据控压压力变化、单位时间回流量变化以及累计回流量进行处置。压力较低的圈闭，在未控压的情况下根据单位时间回流量变化、累计回流量进行处置。

(1)通过调节节流管汇上的节流阀控压释放地层圈闭压力。如果是次生地层流体回流，压力会一直呈下降趋势;如果压力有上升趋势，原始地层流体进入了井筒，应及时关井，启动井控处置方案。

(2)单位时间内次生地层的流体回流量会一直呈下降趋势。如果单位时间回流量有上升趋势，原始地层流体进入了井筒，应及时关井，启动井控处置方案。

3.3 有效降低地层流体回流措施

地层流体回流量与本次漏入或推入地层的液体量有关，推入量越多、排量越大、压力越高发生地层流体回流可能性越大。地层回流量不会大于本次进入漏失层的量，但随着漏失量或推入量的增加，漏失压力或挤入压力会增加，地层回流会量可能会多，处置难度会增大。

3.3.1 合理的钻井液密度

在窄压力窗口钻完井作业宜采用精细控压技术，合理的钻井液密度可以有效减少钻完井作业中钻井液漏失量[15]，降低钻、完井作业难度。

3.3.2 合理应用反推技术

目前精细控压技术还不能实现全程控压，起钻过程中替注盖帽钻井液，下钻到井底附近再把盖帽钻井液推入漏层。钻完井时间越长、起下钻次数越多，漏失、推入地层的钻井液越多，钻井难度越大[16-17]。精细控压作业要合理使用反推技术，特别在起下钻作业中，只要有条件应坚持把盖帽钻井液循环出来[18]，尽量减少外部流体进入漏失层。

3.3.3 提高钻完井效率

精细控压钻完井作业过程中起下一趟钻漏(反推)进漏层钻井液至少30～50 m3，只有提高钻完井效率、缩短钻完井周期才能有效减少外部流体进入漏失层。

4 圈闭压力处置案例

4.1 单一层位地层回流

4.1.1 基本情况

HS-2井Ø177.8 mm套管下至灯影组顶部、井深5 686 m，灯影组钻厚394.2 m，井身结构见图3所示。灯影组钻完井时间近4个月，漏失、推入漏失地层的钻井液为3 500 m3，先后发生了4次异常地层回流。

图3 HS- 2井井身结构示意图

HS-2井Ø177.8 mm套管固井后，用密度1.25 g/cm3钻井液钻至井深5 856.38 m井漏失返，裸眼段长216.38 m、裸眼容积3.95 m3，堵漏2次,吊灌并起钻下光钻杆堵漏。正反推钻井液10次，前后14 d,漏失、挤入地层钻井液近2 000 m3，堵漏效果差。采用精细控压钻井技术后，反推密度1.25 g/cm3钻井液70 m3+密度1.60 g/cm3钻井液20 m3+密度1.25 g/cm3钻井液10 m3，停泵返吐30 m3以上仍然回流不止，全井正反推密度1.60 g/cm3钻井液110 m3，套压很快降到0，敞井起钻。下钻至井深5 480 m，预计井内还有密度1.60 g/cm3高密度钻井液40 m3。因为井漏循环排1.60 g/cm3高密度钻井液难度较大,采用密度1.25 g/cm3钻井液100 m3将井内密度1.60 g/cm3高密度钻井液推进漏失地层，排量16～18 L/s，套压20～23 MPa，停泵后泵压17.5 MPa，关井观察5.5 h套压17.5 MPa↓12 MPa。

4.1.2 圈闭压力处置难度与风险分析

虽然该井为典型的窄密度窗口，裸眼为单一层位，但圈闭压力高，关井5.5 h后压力仅降了5.5 MPa，随着压力的逐渐降低，通过地层漏失通道延展、地层再漏失释放圈闭压力时间可能会较长。

根据MG构造灯影组大量的钻完井资料表明，灯影组压力系数一般为1.05～1.08，最高压力系数不超过1.15。该井灯影组设计压力系数为1.05。采用密度为1.25 g/cm3的钻井液钻井,井漏失返、液面在井口，钻井作业中油气显示不明显。分析认为，通过节流管汇控压释放圈闭压力井控安全是可控的。

4.1.3 圈闭压力处置情况

(1)控压释放圈闭压力。通过调节压井管汇节流阀控压释放圈闭压力，每5 min记1次套压值，在压力值有下降趋势时，调节节流阀降低控压值1～1.5 MPa，重复作业。通过节流管汇经液气分离器控压泄压，连续泄压时间长达140 min，在控压释放过程中压力一直呈下降趋势，最后降到0。开井循环，恢复正常，地层回流量较大。HS-2井控压释放地层回流压力变化见图4。

图4 HS- 2井控压释放地层回流压力变化

在释放圈闭压力期间，每5 min记1次回流量、累计回流量。在没调节节流阀的条件下，单位时间的回流增量会呈下降趋势，最后断流。HS-2井控压释放地层回流量变化见图5。

图5 HS- 2井控压释放地层回流量变化

4.2 多压力系统同存地层回流

4.2.1 基本情况

JT-1井Ø273.05 mm套管下深6 056 m(龙潭底)，见图6。固井后用Ø241.3 mm钻头及密度1.97 g/cm3钻井液钻至茅口组顶，在井深6 158.98 m出现溢流关井，茅口组实际压力系数2.19。压井后用密度2.30～2.32 g/cm3钻井液钻进至井深7 370 m(筇竹寺底)井漏至失返，累计漏失钻井液220 m3。静止观察，液面在井口。

图6 JT- 1井井身结构示意图

4.2.2 堵漏作业形成圈闭压力

采用密度2.30 g/cm3、浓度20%桥浆30.0 m3，关井蹩挤堵漏，桥浆进漏层24.0 m3。候堵8 h后用密度2.30 g/cm3钻井液循环，泵压6.0 MPa，排量12 L/s，出口未返。继续候堵7 h，液面在井口，出口无异常。开泵循环测漏速，泵压7.5～17.4 MPa，排量14～22 L/min，漏速60～12 m3/h，漏速逐渐减小，漏失钻井液21.0 m3，停泵后地层流体回流。

4.2.3 圈闭压力处置难度与风险分析

该井裸眼中多压力系统同存，上有茅口组的高压气层，下有筇竹寺漏失层，是同一裸眼中较为典型的气漏同存，释放回流有井控风险。但茅口组实际压力系数2.19，钻井井漏密度2.30～2.32 g/cm3，井漏后液面一直在井口，筇竹寺漏失压力大于茅口组地层流体压力，井控风险相对较小。

4.2.4 圈闭压力处置情况

该井因为堵漏后循环井漏，漏速逐渐减小至不漏，停泵有回流，从现象上看形成了轻微圈闭。采取通过节流管汇控制单位时间内回流量、累计回流量释放地层圈闭压力。每5 min液面上涨1.2 m3逐渐降至出口断流，累计回流20 m3，时间长达120 min，地层回流量释放变化见图7。

图7 JT- 1井释放地层回流量变化

5 认识与建议

(1)漏失地层形成的圈闭能量，不仅与圈闭压力、圈闭的大小有关，还与漏失地层漏失性质、漏失通道有关。

(2)无论是原生地层流体、还是次生地层流体进入井筒都有风险。原生地层流体进入井筒容易引起井控风险，进入井筒量越多，井控风险越大。要高度重视地层流体进入井筒量较大的流体性质分析和处置技术研究，确保井控安全。

(3)目前的精细控压技术还不能实现全程控压，起下钻作业还需要采用重浆盖帽技术，应进一步开展精细控压技术系统研究，实现钻完井全过程精细控压作业。减少起下钻等作业漏入地层、挤入地层的钻井液量，漏失地层形成圈闭压力的可能性会大大降低，既保护了产层、又降低了钻井风险。

(4)针对MX、GST构造窄密度窗口的储层承压堵漏难度大、堵漏成功率低，采用精细控压钻井技术时又存在起下钻过程中重浆盖帽致钻井液进入漏失地层而形成圈闭压力。针对这一技术问题应进一步进行技术研究。