塔河油田复杂故障控制关键技术探讨

2022-01-23邓小卫

西部探矿工程 2021年12期

叶诚，邓小卫

（1.中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆轮台 841600；2.中石油西南油气田分公司开发事业部，四川成都 610066）

随着塔河油田勘探开发的推进，钻井地质认识不断深化，钻井工艺技术不断发展进步，井下复杂故障控制水平逐步提高。但通过近年的实践发现，目前仍面临一些问题，主要有碎屑岩水平井吸粘卡钻、长裸眼（裸眼井段4500m以上）中完卡层过程中井漏失返引起卡钻、灰岩地层漏失状态下钻进卡钻、目的层溢流及稠油上返四大类工程地质难题，制约着钻井进一步提速提效[1]。本文针对这些难题提出了关键性的预防及处理技术，能有效遏制复杂故障发生并提高处理效率。

1 塔河油田复杂故障井典型井身结构

塔河油田主要井身结构有二开制侧钻井、三开制长裸眼井、二/三开制碎屑岩定向井，主要地层序列有新近系、古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系[1]。二开侧钻井在石炭系巴楚组—奥陶系桑塔木组地层进行套管开窗侧钻，进入一间房组/鹰山组4m 中完；三开制长裸眼井二开井段钻遇新近系库车组—奥陶系地层，进入一间房组/鹰山组4m二开中完；二/三开制碎屑岩井主要以白垩系、三叠系为储层，在渗透性较好的砂岩储集体转水平钻进。典型井身结构和易发生的复杂故障见表1。

表1 典型井身结构及复杂故障类型

2 塔河油田复杂故障井地层特点及原因分析

2.1 井漏引起的复杂故障原因分析

（1）长裸眼井二开井底漏失。一间房组地层溶洞、孔隙裂缝十分发育，易漏失；一间房组孔隙压力当量钻井液密度1.05～1.10g/cm3，二开井段采用钻井液密度1.32～1.35g/cm3；为确保目的层裸眼完井的井壁稳定（有利于后期采油），目的层单独揭开，要求三开制井的二开长裸眼井段进入一间房组4m中完，明显增加了工程风险，部分井井底失返性漏失后，液柱压力迅速降低、岩屑快速下沉，造成井壁失稳卡钻和沉砂卡钻，大量钻具被埋，井筒无法处理，例如TPA井，井底失返后卡钻，大量钻具被埋，被迫从2182m 井深侧钻，经济损失巨大。

（2）目的层漏失状态下钻进。为尽可能地揭开和保护一间房组储层，目的层钻进过程中发生漏失后，还未钻至设计井深，一般不专门采用堵漏的方式封堵储层，需要在漏失状态下钻进，井眼净化受到较大影响，且储集体裂缝发育，沉砂卡钻和钻至裂缝带卡钻风险高。

2.2 碎屑岩定向井段吸粘卡钻原因分析

（1）三开制碎屑岩井吸粘卡钻。三开制碎屑岩定向井主要以白垩系、三叠系为储集体，由于区块长期开采，地层亏空，压力系数逐渐下降，部分区块孔隙压力当量密度低至0.90g/cm3左右，实钻钻井液密度1.20～1.35g/cm3，导致压差增大；且储层井段砂体发育，孔隙度在8.7%～45.6%之间，渗透率在25～479mD 之间，易形成虚厚泥饼；定向井段需要采用滑动钻进，钻时慢，钻具静止时间长；易造成吸粘卡钻[2-5]。

（2）二开制侧钻井一开下套管卡钻。二开制侧钻井一开井段主要钻遇石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系中上统地层，砂岩井段孔隙度在5.8%～31%之间，渗透率在14～257mD之间，压力系数1.20～1.25g/cm3，实钻钻井液密度1.30～1.35g/cm3，压差较小，但渗透性较好；此类井多从177.8mm 或193.7mm 套管开窗侧钻，采用149.2mm 随钻扩孔或165.1mm 钻头钻进[6-7]，下入139.7mm套管，环空间隙小，套管与地层接触面积大，随钻扩孔井眼采用149.2mm钻头通井，无法完全破坏砂岩井段的虚厚泥饼，在下套管过程中易造成吸粘卡钻或虚厚泥饼堆积卡钻。2018年发生4起卡一开套管故障。

2.3 奥陶系溢流及稠油上返原因分析

奥陶系溢流主要类型之一是井漏置换型溢流，随着井漏的持续，钻井液不断漏入储集空间，一方面给储集体补充能量，导致局部压力系数被动上升，另一方面，储集体内的油气置换进入井筒，油气随循环钻井液、重力分异和滑脱效应三种方式往上运移，失返性井漏的环空和水眼液面快速下降，井筒液柱压力不断降低，当不能平衡地层压力时即发生溢流。

稠油主要集中在六区、十区、十二区，稠油上返的主要原因是置换作用，稠油和钻井液或油田水置换，通过随循环钻井液和重力分异不断上升。稠油粘度随井筒温度的下降而呈现指数上升，原油在上升至井筒3000m 左右时，地层温度55℃～65℃，粘温曲线会出现拐点，由液态渐变成固态，稠油返出地面后，难以乳化，环保处理困难[8]。大量稠油可导致凝管现象，造成卡钻，TH10ACH 井在井筒作业期间发生稠油凝管卡钻。有些溢流伴随硫化氢逸出，增加了井控风险。

溢流关井后，钻具在斜井段、水平段的井，应考虑防止卡钻问题，TH12ACX等井平推压井后发生卡钻。

3 塔河油田复杂故障井预防及处理关键技术

3.1 预防及处置井漏卡钻关键技术

3.1.1 长裸眼井段预防及处置井底失返性漏失关键技术

（1）预防漏失技术。①控时钻进技术是目前风化壳卡层的关键，控制钻井参数，适当降低钻压和转速，保持钻井排量恒定，确保井筒内未返出岩屑为4m，防止进入一间房组过多导致井漏。②加强区域地质资料分析，收集邻井发生井漏的资料，对风险高的井，及时调整中完原则[9]。

（2）失返性漏失后处置技术。①应立即停止钻进，环控连续吊灌钻井液并起钻，先按照遇阻卡操作规程起钻，无法起出时，要果断决策，在钻具抗拉强度承受范围内活动钻具。②随着时间的推移，井筒液柱压力下降，上部三叠系等地层井壁持续垮塌，卡点不断上移。因此，确认卡钻后，应立即组织爆破松扣。③在等候测卡队期间，在钻具强度承受范围内可大幅度上下活动钻具，控制强扭不超过钻具上扣扭矩，防止过度紧扣影响倒扣作业；期间尝试开泵建立循环，定期顶通水眼，确保爆破工具能顺利进入钻具水眼。④卡点位于2000～3000m 井深时，无成功解卡先例，处理难度大，宜回填侧钻。

3.1.2 漏失状态下奥陶系灰岩地层安全钻进和卡钻处理技术

（1）安全钻进技术。①在井控安全的前提下，尽可能采用低密度揭开储集体，能够一定程度上减少漏速，同时按照设计要求加入随钻封堵和油气层保护材料。②发生井漏后，及时上提钻具至安全井段直至套管内，循环观察漏失情况。若能建立循环，可采取降低钻井液密度、加入可酸化屏蔽暂堵材料、降低排量等措施，调整钻压和转速进行试钻，观察扭矩及漏失速度变化情况，如漏速减少、扭矩正常可恢复钻进。若漏速超过10m3/h或扭矩波动异常，有阻卡现象，及时起钻简化钻具组合，坚持少打多提。如出现严重阻卡显示应停止钻进，转入完井测试。③若发生失返性井漏或放空，上提钻具至套管内，监测环空液面、验证漏失情况后进行探底。直井可原钻具强钻，斜井、水平井及时简化钻具。④漏失钻进期间，应储备足量的钻井液量，斜井、水平井应调整钻井液性能符合携岩和润滑要求，防止沉砂或压差卡钻。

（2）卡钻处置技术。因灰岩地层主要成分为碳酸盐矿物，这类卡钻最有效的方法是泡酸，同时应注意以下几点：①定期顶通水眼，间隔30min，保持水眼和环空畅通；一旦水眼堵死，处理将陷入困境，TK6ACX 和TH125AX井因水眼堵死导致无法有效泡酸，故障处理失败。②及时组织盐酸，HCl 浓度15%～20%，加入铁离子稳定剂，使用新配置的盐酸，不宜采用酸化压裂剩余的残酸，入井前进行反应实验；酸液段前后使用隔离塞，酸出钻头后降低排量，防止替空[10]。③泡酸时间宜控制在6h以内，防止对钻具的过度腐蚀，泡酸期间30～60min 顶酸一次，每次顶入环空0.5～1m3；算准酸液返出井口时间，做好人员防护。

3.2 预防及处置吸粘卡钻关键技术

3.2.1 预防吸粘卡钻关键技术

（1）随钻封堵技术。根据碎屑岩井段砂体孔隙度和渗透率，塔河油田最新引入了1200～2500 目超细碳酸钙，具有较好的经济适用性和兼顾油气层保护效果。渗透性砂体推荐随钻封堵配方：井浆+2.0%超细碳酸钙（1200 目或更细目数）+1.5%～2.0%石灰石粉（过200 目标准筛碳酸钙）+0.5%～1.0%非渗透处理剂+1.0%～2.0%沥青（软化点与地温相匹配）。

（2）专项承压封堵技术。为了改变近井壁地带渗透性砂体孔隙度和渗透率，减少虚厚泥皮和压力传递，先以较低密度钻穿渗透性较好砂体后，配置专用的封堵浆至裸眼井段，起钻至套管内，关闭防喷器，缓慢开泵，压力控制在4～6MPa，主动进行专项承压封堵。

YDAH 井先后进行两次侧钻，第一次钻井液密度采用1.35g/cm3，在钻穿亚格列木组进入三叠系地层后，下钻过程中发生吸粘卡钻，分析认为吸粘卡钻主要原因是压差过大和存在一定虚厚泥皮，亚格列木组孔隙压力当量密度为0.90g/cm3，压差23.5MPa。解卡后，因地质原因调整轨迹进行第二次侧钻，先用钻井液密度1.25g/cm3钻穿亚格列木组，之后泵入专项封堵浆10m3（裸眼容积4m3），起钻至套管内承压封堵，控制最高立压5MPa，稳压6h，缓慢泄压2h，封堵浆进入地层2m3，然后上提钻井液密度至1.35g/cm3揭开侏罗系和三叠系地层，未出现吸粘卡钻迹象，在下油层套管前，再次进行专项承压封堵，取得了良好的效果。

（3）控制滑动钻进和钻具静止时间。控制轨迹平滑，控制连续滑动定向时间小于2h；控制钻具在井内的静止时间小于3min；每钻进60～100m或连续钻进48h，进行一次短起下，破坏岩屑床，提拉井壁；托压严重的情况下，应及时处理，井况正常后再滑动钻进。

（4）强化钻参和采用水力振荡器。在设备承受范围内，应尽量提高钻井排量。钻井液在设计范围内采用适当低的粘切，形成紊流，增强携岩效率及冲刷井壁；定向井段施工时钻具组合中增加水力振荡器。

（5）二开制侧钻井防吸粘卡套管技术措施。①在盲打前，将钻井液性能调整至侧钻性能，避免在盲打过程中边打边调整形成劣质的泥饼；②对于砂岩井段较多的井，采用重稠浆洗井；③优化下套管封闭浆配置，提前1～2d单独配置好下套管的专用封闭浆10～15m3，并进行性能测试，重点优化封闭浆润滑（原油+固体润滑剂）、封堵性能、泥饼质量，要求FLHTHP≤10mL；④增加通井钻具组合刚性，如果是随钻扩孔井眼则采用偏心扩孔钻头通井。

3.2.2 吸粘卡钻处理关键技术

吸粘卡钻最有效的方法是第一时间浸泡解卡剂，同时要注意以下几点：

（1）解卡剂密度应处于钻井液密度和地层压力之间。参考配方:柴油+5.0%～8.0%快T+5.0%～8.0%SR-301+1.5%～3.0%有机膨润土+加重剂，浸泡卡点以下井段。

（2）浸泡时间10h 左右，顶通间隔30～60min，如果是斜井段，由于解卡剂浸入钻具与地层接触面较慢，应延长浸泡时间5～10h。

（3）等候泡卡期间，应保持钻井液循环，将排量开到最大，增强对井壁冲刷作用，适当降低钻井液密度，减少压差。泡卡次数宜控制在三次以内，如未解卡应采取其他处理手段。

TPACH、ADACH2、YDAH等井卡套管或卡钻后均通过泡解卡剂方式解卡。

3.3 控制及处置奥陶系溢流关键技术

（1）溢流及稠油上返控制。①奥陶系井漏后密切监测环空液面高度，定期灌入适量的钻井液，保持环空液柱压力。②九区、AT区块气井井漏时，强化灌浆和液面监测，每15min监测液面一次，定期对环空进行平推，将进入井筒的天然气压回地层，确保井筒绝对安全。③坚持“早发现、早关井、早处理”原则，减少溢流量。

（2）溢流及稠油上返处理。对于溢流关井后，钻具在斜井段、水平段的井，在处理溢流时要防止卡钻。①关井后立压为零、套压小于2MPa 的井，通过节流管汇泄压，观察返出量，如出口流量降为零或呈线流状态，可开井强起钻具至安全井段，再进行压井作业。②井口见大量稠油或硫化氢的井，平推压井分两步走，第一步尽快使用高密度（1.5～1.9g/cm3）压井液平推压井，在尽可能短的液柱高度下形成高的液柱压力，减少压井时间和裸眼段压回地层的钻井液量，待井口立套压为零后，立即开井，强起钻具至安全井段后关井，第二步，继续平推，将硫化氢和稠油压回地层，总入井压井液量为1～1.5倍井筒容积。③井口未见硫化氢显示和少量稠油的井，可采用节流循环压井。