控压放水技术在KES9-2井的应用

李学武，杨云鹏，杜彦君，卢宗武，王波

中国石油塔里木油田分公司 安全环保与工程监督中心（新疆 库尔勒 841000）

塔里木油田库车山前构造蕴含丰富的天然气资源,是塔里木油田主力产区，但其地质条件复杂,存在巨厚盐膏层,普遍发育超高压盐水层且层间夹杂薄泥岩层[1-3]。盐膏层具有吸水膨胀的特点，钻进时容易出现井眼缩径、井壁坍塌、钻井液受污染、井下卡钻等问题[4],超高压盐水层且层间夹杂薄泥岩层使得地层压力体系异常复杂，安全密度窗口窄,易发生漏失、窜槽、溢流甚至溢流同层等复杂情况[5]。盐膏层钻井过程中，若钻井液密度过低，井底压力不足以平衡地层压力，高压盐水就会溢流侵入井筒，并破坏钻井液性能，引发井壁跨塌、沉砂卡钻、结晶堵塞等一系列钻井事故；若钻井液密度过高，又会压漏地层，造成钻井液漏失，增加处理难度，严重时可能会引起井眼报废。因此，如何平衡溢流与漏失是盐间高压盐水层钻井的关键。近年来控压放水工艺技术就能很好地解决溢流与漏失的问题，该技术通过适当排出高压盐水层盐水，达到降低盐水层压力的目地，从而扩大井眼的安全密度窗口，降低钻井时由溢流或井漏所引起的风险[6-8]。

1 KES9-2井概况

KES9-2 井位于塔里木库车山前库车坳陷克拉苏构造带克深区带。设计完钻井深7 626 m，三开中完井深6 749 m。四开进入库姆格列木群，该段地层岩性以泥岩、石膏、盐岩、砂岩、含盐膏泥岩等为主，由上至下分为4段，分别为：泥岩段、膏盐岩段、白云岩段、膏泥岩段，易发生阻卡、缩径、井漏、溢流等工程复杂。四开钻进至6 898.21 m 发生溢流，压井后采用控压放水、节流循环排污方式释放地层压力，经过41次放水，累计放水1 717.5 m3，按油水比折算放盐水。

2 溢流压井过程

2.1 溢流过程

KES9-2 井四开钻进至6 898.21 m 发生顶驱憋停，所钻层位为E1-2，岩性为含盐泥岩、含膏泥岩，使用的钻井液密度为2.50 g/cm3。憋停后进行上提划眼作业，划眼过程中扭矩波动大，划眼至井深6 890 m 发现溢流0.8 m3，立即关井，关井时立压7.5 MPa、套压12.5 MPa。关井观察立压、套压发生变化，期间立压由7.5 MPa下降为4.6 MPa，后又上升至5.9 MPa；套压由12.8 MPa 下降至12.6 MPa 后又上升至13.1 MPa。

2.2 压井过程

1）第一次节流循环压井情况。溢流关井后，地面配制好密度为2.55 g/cm3压井液后节流循环压井，累计泵入压井钻井液186.5 m3，漏失12 m3,出口泥浆密度由2.50 g/cm3下降至2.38 g/cm3，关井后立压6.8 MPa、套压19.5 MPa。循环压井过程中发生溢流同层的复杂情况，节流循环压井过程中由于压裂泥岩圈闭的存在，井底高压盐水继续对泥岩圈闭进行充装，同时由于节流压力控制波动圈闭间断回吐盐水，造成盐水上窜，环空钻井液密度降低，压井失败。

2）第二次正反挤压井情况。反挤施工：通过环空向井内注入钻井液，控制施工泵压在24 MPa，并保持压井施工排量大于1m3/min，泵入密度2.55 g/cm3油基钻井液150 m3，密度2.60 g/cm3油基钻井液80 m3关井。关井后，测得立压8.4 MPa，套压8.1 MPa。

正挤施工：考虑到后期放水作业，需起钻至套管鞋以内，由于井下浮阀失效，无法起钻，故在水眼内挤入重浆以压稳水眼起钻。通过水眼注入密度2.70 g/cm3的压井液68 m3，停泵放回水，静止观察(套压由9.2 MPa 下降至8.2 MPa，立压为0 )，起钻至井深6 697 m（套管鞋位置6 749 m），更换浮阀后全井替入密度2.6 g/cm3钻井液后带浮阀下钻至6 747.96 m（套管鞋位置6 749 m）后转入控压放水流程。

2.3 溢流压井分析

1）立压、套压出现下降后升高的现象，现场分析存在盐间薄弱层，高压盐水的压力将该层压开产生裂缝，同时不断充填盐水，裂缝延伸到一定程度后停止延伸。裂缝延伸过程中，井底压力下降，随着高压盐水的继续充填，形成了一个圈闭空间（立压由4.8 MPa上升至5.9 MPa）。

2）节流循环压井过程中由于压裂泥岩圈闭存在（钻头在井底），井底高压盐水继续对泥岩圈闭进行充装，同时由于节流压力控制波动圈闭间断回吐盐水，造成盐水上窜，环空泥浆密度降低，压井失败。

3）根据钻井液当量密度计算公式（1），溢流后首次关井立压（关井立压7.5 MPa），计算高压盐水层盐水压力当量密度为2.61 g/cm3。根据关井立管压力波动情况分析，认为井底高压盐水层压力作用在上部（6 830~6 854 m）盐间泥岩透镜体上，造成泥岩透镜体压裂形成圈闭空间，高压盐水充装泥岩透镜体圈闭，泥岩透镜体压裂后闭合压力系数为2.57。溢流后前期节流循环、反挤压井后（立压8.4 MPa、套压8.1 MPa），盐水层可能形成圈闭压力，圈闭压力当量密度为2.67 g/cm3。

式中：P为关井立压，MPa；ρ1为溢流时钻井液密度，g/cm3；h为井深，m。

3 控压放水过程

3.1 控压放水可行性分析

KES905 井钻进至6 975.28 m，层位为库姆格列木群钻遇高压盐水层，发生溢流，后期经过15 次控压放水189.7 m3，地层压力当量密度由2.58 g/cm3下降至2.4 g/cm3，地层压力降低约11 MPa，恢复正常钻进。KES9-2井四开钻进至6 898.21 m，库姆格列木群发生溢漏同层复杂事故，分析认为与KES905 井钻遇高压盐水层是同一层位。井底高压盐水层压力作用在上部（6 830~6 854 m）盐间泥岩透镜体上，造成泥岩透镜体压裂形成圈闭空间，高压盐水充装泥岩透镜体圈闭。参考邻井控压放水成功降低高压盐水层地层压力先例，认为KES9-2 井控压放水具有可行性。

3.2 技术方案

1）全井钻井液密度调整至2.56 g/cm3后，停泵关井记录立套压。

2）采用停泵调节节流阀放水方式：从放5 m3进行尝试，根据卢俊安等关于高压盐水对油基钻井液污染效果的研究[9]，一次放水量不应超过环空总容积的25%，即不超过20 m3，每放5 m3关井求压一次，套压不得超过10 MPa，否则停止放水作业，进行控压循环排污、调整钻井液。

3）在钻井液密度2.56 g/cm3条件下，满足以下3个条件之一者即可进行降低钻井液密度至2.50 g/cm3作业：出口敞放，出水量小于0.5 m3/h；节流阀全开，用排量10 L/s循环发生井漏，在不灌浆的情况下进行短起1 000 m，出水量不超过5 m3。

4）通过节流阀逐步调节套压，保证液面稳定或微漏，确保地层不出水的情况下降钻井液密度至2.50 g/cm3。降低密度后，出入口密度一致，停泵观察出口流量，关井并记录套压。与密度2.56 g/cm3时关井套压对比，关井套压低于所降当量密度对应的压力4.6 MPa，则进行放水泄压。否则需再研究下步措施。

5）在钻井液密度2.46 g/cm3条件下，敞放出水速度小于0.5 m3/h 时，下钻通井到底，控压循环排污、调整泥浆后，停泵观察出口或关井求压（折算当量密度）。若当量密度小于2.5 g/cm3，提高钻井液密度至2.50 g/cm3恢复钻井作业。

3.3 控压放水过程

KES9-2 井从2018 年4 月27 日开始控压放水，至2018 年6 月7 日共放水41 次，累计放水1 718.1 m3。其中4 月27 日至5 月6 日（放水10 次），采用全开节流阀分多次放水，后期采用调节节流阀开度的方式控压放水。部分控压放水数据见表1。

表1 2018年KES9-2井控压放水部分数据统计表

4 月27 日至5 月6 日全开节流阀分多次的方式放水，混浆量较大，无纯盐水返出；后期一次放水，与前期多次放水相比，混浆量相对减少，有纯盐水放出，如图1所示。

图1 控压放水出口处纯盐水

在油基钻井液环境下盐水无法附着管壁造成盐结晶，出口盐结晶呈圆形颗粒分散状（图2），不会发生盐结晶堵塞环空和节流通道的现象。

图2 控压放水盐水结晶

全开节流阀放水过程套压下降至0，节流循环排污过程发生环空憋堵现象，活动钻具后环空通畅，出口返出大量红褐色硬脆性泥岩碎屑（图3）。

图3 返出红褐色硬脆性泥岩碎屑

3.4 控压放水结果

放水量0~238.8 m3，通过环空加权密度折算地层压力有明显下降的趋势；238.8~1 718.1 m3,地层压力没有明显下降趋势，如图4所示。

图4 放水当量密度变化情况

4 结论

1）控压放水量0~238.8 m3，通过环空加权密度折算地层压力有明显下降的趋势。控压放水累计238.8~1 718.1 m3，折算地层压力没有明显下降趋势。结合地震资料分析认为，KES9-2井位于克深9构造高点，高压盐水圈闭盐水量为12.8×104m3，因此，盐水量大是造成该井控压放水效果差的主要原因。

2）全开节流阀放水过程立压下降至0，放水过程中环空水柱高度增加，作用在井底的压力降低，导致盐层蠕变挤压盐间泥岩破碎。井壁坍塌产生的掉块、碎屑易堵塞环空流道，同时返出的岩屑易造成节流管汇蹩堵。为防止掉块、碎屑堵塞流动通道甚至卡钻，放水过程中应当控制节流阀开度，保证立压值，使得井底压力可以支撑井壁。

3）集中放水排污，在油基泥浆环境下盐水无法附着管壁，造成盐结晶生长，盐结晶呈圆形颗粒分散状，被混浆或盐水携带出环空。现场作业过程中配合每3 天活动1 次钻具，保证不会发生盐结晶堵塞环空和节流通道。

4）放水量应控制在环空总容积的25%以内，同时控压控速，循环过程中采用大排量，可有效减少混浆量。