土庫曼雅士拉205井產層堵漏解卡工藝

趙建震 巫道富 陳 鑫 楊曉冰 高利華 張長庚

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室·川慶鉆探鉆采工程技術研究院，陜西西安 710021；2.川慶鉆探國際工程公司，四川成都 610051）

雅士拉區塊是土庫曼斯坦鉆井高難度區塊之一。因該區塊產層存在高含硫、漏、噴同層等問題，前期國外公司鉆探的26口井均未鉆達設計井深。雅士拉205井是川慶鉆探工程有限公司國際工程公司承鉆的預探井，四開鉆進過程中發生了井漏、卡鉆，分別采用反推法憋壓堵漏、注清水降壓解卡，成功處理了該井井下復雜情況，成為雅士拉區塊第1口成功完井的5 000 m預探井。該井的成功完鉆對該區塊后續鉆井施工具有重要參考價值。

1 地質工程概況

205井一開?660 mm牙輪鉆頭鉆至521 m，?508 mm套管下深518.68 m；二開?444.5 mm PDC鉆頭鉆至3 402 m， ?339.7套管下深3 401 m；三開?308 mm雙心PDC鉆頭鉆至4 237 m， ?244.5 mm套管×（0～3 200 m）+ ?250.8 mm 套管 ×（3 200～4 235 m）；四開采用?212.7 mm雙心鉆頭鉆至5 000 m，?139.7套管下深5 000 m。

四開所鉆遇的地層為上侏羅系牛津組—克里米德氏組、中下牛津組及卡洛夫組，巖性主要以灰巖為主， 地層高含硫，從上到下產層壓力系數逐漸降低，孔隙發育，孔隙連通性好，易漏，易噴，易壓差卡鉆。

2 現場堵漏工藝

2.1 井漏經過

四開采用聚磺鹽水鉆井液體系（密度1.60 g/cm3，黏度60 s）鉆進至井深4 350.82 m，泵壓突然降低1.5 MPa，懸重從1 667 kN上升到1 690 kN，出口失返，停泵（漏失鉆井液7.5 m3）。起鉆至井深4 212 m，起鉆過程中向環空內吊灌鉆井液，井口不返；同時搶配堵漏漿，配漿過程中保持1.5 m3/10 m in速度吊灌鉆井液，井口依然不返。此期間共計漏失鉆井液25 m3。因該區塊產層灰巖孔隙發育，采取粗顆粒與細顆粒堵漏劑及軟性封堵劑相配合的堵漏漿配制工藝，封堵孔徑不同的孔隙漏層。

2.2 堵漏漿配制

產層采用封堵型聚磺鹽水鉆井液體系，該體系含剛性粒子封堵劑超細碳酸鈣、重晶石、軟性封堵劑陽離子瀝青XL-1、潤滑瀝青NRH、防卡降濾失劑PPL、潤滑劑JN-302。在發生漏失時，可直接加入堵漏材料配制堵漏漿。堵漏漿配制以粗顆粒堵漏材料（GDJ-Ⅱ和GDJ-Ⅳ）為主，細顆粒堵漏材料（DF-A和GDJ-Ⅰ）為輔。配制密度1.60 g/cm3堵漏漿 20 m3，堵漏劑含量12%。

2.3 關井反推法憋壓堵漏

考慮到產層高壓高含硫，采用關井反推法憋壓堵漏。反推便于把環空內受污染的鉆井液推入地層，可有效控制預防溢流或井噴的發生。但反推憋壓過高，會進一步壓裂漏層，而憋壓過低，堵漏劑將封堵不了漏層。因此依據氣井安全壓力附加值3～5 MPa，本井確定最大憋壓值為套壓3.5 MPa。從鉆桿內注入堵漏漿20 m3并頂替堵漏漿到達漏層上部時，通過反循環壓井管線擠堵，擠入堵漏漿，當最高套壓升至3.5 MPa，停止擠堵開始憋壓，壓力緩慢下降至1～0 MPa時，連續反復擠堵憋壓，期間共擠入鉆井液11.04 m3，憋壓5 h，開井，用低泵沖建立循環，確定井下不漏，逐漸增加循環排量至20 L/s，同時降鉆井液密度至1.50 g/cm3。劃眼到井底，增大排量到30 L/s，不漏。堵漏成功，恢復正常鉆進。

3 卡鉆及解卡處理

3.1 卡鉆經過

采用聚磺鹽水鉆井液體系鉆至井深4 750 m，鉆遇層位上侏羅系牛津期卡洛夫階，巖性為褐灰色灰巖。準備電測，短起鉆至套管腳，靜止觀察24 h，開始下鉆，下鉆過程中無遇阻。頂驅接最后一個立柱，開泵正常，轉動頂驅劃眼，頂驅憋停（設定值15 kN·m），上提下放活動鉆具遇阻，上提懸重至2 000 kN（原懸重1 880 kN），下壓懸重至1 700 kN未解卡，提到原懸重，試開頂驅，無法開啟，逐漸加大上提下壓噸位，上提至最大3 000 kN，下壓至500 kN，仍然未解卡。整個活動時間內，開泵正常。

短起前的鉆井液密度1.36 g/cm3，黏度68 s，濾失量2.4 m L，濾餅0.2 mm，切力2 Pa/4.5 Pa，pH值10。

根據本井實鉆情況，同時結合本區塊地質特點，確認本次卡鉆為壓差卡鉆，提出以下3種解卡方案：泡解卡劑解卡、泡酸解卡、注清水降壓解卡。

3.2 泡解卡劑解卡

間斷活動鉆具，注解卡劑22 m3（配方：柴油12.4 m3+PIPE LAX 2 m3+水6 m3+重晶石粉9 700 kg），替鉆井液34 m3（井內鉆具內容積40.2 m3），上提懸重至2 800 kN，下壓懸重至500 kN，反復活動未解卡。第2次頂替鉆井液3 m3，每間隔15 m in活動鉆具一次，活動噸位保持在最低500 kN至最高2 800 kN之間，并每隔15 m in頂替鉆井液0.07～0.15 m3，仍未能解卡，隨后開泵循環活動鉆具，排出解卡液。

3.3 泡酸解卡

泡酸解卡液配方：10%HCl 3 500 kg+1%緩蝕劑100 kg+1%鐵離子穩定劑100 kg+清水6.9 m3；堵漏漿配方：1.36 g/cm3井漿50 m3+2 000 kg GDJ-1+1 000 kg DF-A+2 000 kg GDJ-4。

泵注密度1.70 g/cm3加重鉆井液10 m3，用水泥車注 1.70 g/cm3、100 s 高黏鉆井液 5 m3； 壓裂車注10%鹽酸液10 m3、再注清水0.3 m3（清洗管線）；泥漿泵頂替1.36 g/cm3井漿10 m3后頂替堵漏漿26.3 m3時，活動鉆具時發生井漏。用灌注泵從環空吊灌鉆井液1.6 m3，未返出，用泥漿泵頂替井漿7.1 m3，環空內鉆井液液面恢復正常，整個過程漏失鉆井液8.7 m3。每間隔15 m in活動鉆具一次，活動噸位保持在最低500 kN至最高2 800 kN之間。再次用泥漿泵頂替井漿2.5 m3，環空內鉆井液液面恢復正常。靜止堵漏2 h后活動鉆具，開泵循環，堵漏漿返出地面。循環除后效，氣測值達到峰值7.36%，繼續循環后液面無變化，每間隔15～30 m in活動鉆具一次，不定點、不定噸位上提下放活動鉆具未能解卡。

3.4 注清水降壓解卡

因解卡劑解卡、泡酸解卡失敗，通過對地層壓力、井壁穩定、井控風險的分析論證，采用注清水降壓解卡。當清水注滿鉆具及井底環空時，可降低鉆井液柱壓力，消除鉆井液柱對黏吸的鉆具部分或全部正壓差，同時利用高壓產層內的氣體，推動鉆具解卡。施工前依據本井的井身結構、鉆具結構、地層壓力等參數確定本井的環空壓降值為7 MPa，環空當量密度由1.35 g/cm3降到1.20 g/cm3。施工中井口允許的最大關井壓力為20 MPa，清水用量55 m3。準備密度1.70 g/cm3的壓井液100 m3，15%～20%的堵漏漿40 m3。

3.4.1 第1次注清水降壓解卡 用壓裂車注高黏隔離液1.5 m3，泥漿泵注清水55 m3，泥漿泵替漿37.5 m3時，上下活動鉆具，解卡。循環發現溢流，關井，由于液氣分離器出液口堵死，無法節流循環（清理管線）。用1.36 g/cm3鉆井液反擠壓井，入井鉆井液25.02 m3；用1.70 g/cm3鉆井液反擠壓井，入井鉆井液34.14 m3，立壓、套壓為0，開井循環，循環期間發現溢流，溢流量5.4 m3，關井調節手動節流閥通過液氣分離器節流循環，排氣管口出現橘黃色火焰，高度達3 m，出口鉆井液密度逐漸恢復至1.30 g/cm3。開井，循環。發現在處理溢流關井過程中，再次卡鉆。

3.4.2 第2次注水降壓解卡 泥漿泵注1.35 g/cm3高黏鉆井液20.7 m3，泥漿泵注清水57 m3，上下活動鉆具（400～2 600 kN），未解卡，再用泥漿泵替密度1.35 g/cm3井漿14.9 m3，活動鉆具，下壓，鉆具解卡。鉆井液出口流量增加，總池液面上漲2 m3，溢流，關井進行壓井作業，套壓16 MPa逐漸降為0 MPa，壓井結束。后開井正注1.70 g/cm3重漿2.2 m3，起鉆至套管腳；循環排后效，液面無變化。事故處理結束轉為正常作業程序。

4 事故原因分析

（1）產層牛津組灰巖孔隙發育，存在兩套差異較大的地層壓力系數，預探井施工中很難一次性確定合理的鉆井液密度，導致本井井漏、卡鉆的發生。

（2）井眼存在較大狗腿度，第1只分體式雙心PDC鉆頭有微增斜傾向，最大井斜20.89°（4 650 m），下第2只一體式雙心PDC鉆頭開始降斜，由20.89°降到16.31°（4 750 m）是造成壓差卡鉆的原因之一。

（3）堵漏使鉆井液性能有所下降，同時漏層的滲透率高，形成虛厚濾餅至0.2 mm，也是造成壓差卡鉆的原因之一。

（4）鉆具組合不合理，施工中使用了5柱?165 mm鉆鋌（134 m），造成井眼與鉆具間環空間隙小，是造成壓差卡鉆的原因之一。

5 結論

（1）產層堵漏時，采取關井反推法憋壓堵漏，有利于控制預防溢流和井噴的發生。

（2）解卡劑解卡與泡酸解卡其實質是破壞井壁的濾餅。在裸眼井段存在多套壓力系統時，采用解卡劑與泡酸解卡存在一定的局限性；降壓解卡是解決壓差卡鉆的有效手段，降壓施工前，要對井控設備的可靠性進行檢查確認，確保井控安全。

（3）合理的鉆具組合和鉆頭選型保證井眼的規則，可在一定程度上防止壓差黏吸卡鉆。

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