高含硫、大漏、超深水平井鉆完井技術
——以塔里木油田中古10HC井為例

鄧昌松 張宗譚 馮少波 李興亭 陳毅

中國石油塔里木油田分公司

塔里木油田中古10井區的勘探目的層為奧陶系良里塔格組或鷹山組強“串珠”反射的碳酸鹽巖儲層，儲集空間為大型的裂縫、溶蝕孔洞和洞穴［1］。在該地層鉆進，經常會發生放空、井漏（失返）、溢流、高濃度硫化氫、卡鉆、通井困難、入井儀器失效等復雜情況［2-3］。ZG10HA井是中古10井區第1口鉆遇高濃度硫化氫、大漏、溢流、卡鉆等復雜情況的超深水平井，通過采取“保持鉆井液中除硫劑含量達10%以上、pH值達13、持續補充高含除硫劑的膠液、控壓節流循環”等措施，以高鉆井液成本保障了鉆完井作業安全。ZG10HB井鉆進中先發生溢流后漏失，控壓節流循環期間鉆井液出口處長時間出現高濃度硫化氫，連續循環18.5 h后鉆具因氫脆突然斷裂。起出鉆柱長1 153 m，落魚長度5 012 m，理論落魚魚頂位置1 164 m，實際探得魚頂深度5 798 m。無法實施打撈作業，堵漏后注水泥塞回填側鉆。該事故造成巨大的損失，給后續鉆探作業帶來極大的安全隱患。ZG10HC井鉆遇井漏、放空、高濃度硫化氫等復雜情況，由于吸取了上述井的經驗教訓，采取有針對性措施，保障了后續作業順利進行。將該技術應用到有相似井況的鄰井ZG10HD井，完全滿足復雜情況的作業要求，驗證了該技術的可行性。ZG10HE井鉆探過程中遇到溢流、井漏失返、高濃度硫化氫，未采取ZG10HC井的成功經驗導致發生卡鉆事故，卡鉆事故處理不當致使鉆具斷落。筆者介紹了處理復雜井ZG10HC井的技術措施，為鉆遇類似復雜情形的油氣井時提供了一定的經驗借鑒和技術指導。

1 鉆井復雜處理技術

1.1 井漏失返

水平鉆進至井深6 913 m發現漏失0.4 m3，立即停止鉆進，降排量循環，出口流量越來越小，直到失返。緊急吊灌起鉆，使鉆頭離開漏層后關井觀察，測得環空液面距井口115 m。緊急關井、環空反推一個環空容積的鉆井液，將未返至地面的巖屑擠入漏層。隨著巖屑進入漏層，縫洞逐漸被封堵，漏失速度也逐漸減小，環空液面上漲至井口，套壓開始升高，開井、節流循環。通過調整節流閥開度來調節套壓、控制漏失量，使漏失速度維持在1 m3/h繼續鉆進，井斜從89.6°降至87.1°。鉆時快、排量低且漏失嚴重，返出巖屑少，形成巖屑床，摩擦阻力增大。鉆進時從每5柱鉆桿短起下拉劃井眼一次改為每鉆進一根單根鉆桿短起下拉劃井眼一次且效果越來越差，綜合錄井扭矩曲線呈鋸齒狀。托壓嚴重，鉆時慢，無法滑動定向鉆進。當定向鉆進時鉆井液中加入大量潤滑劑（以固體潤滑劑為主、輔以液體潤滑劑），使濾餅潤滑性短時間內得到改善，摩擦阻力減小，趁機抓緊定向，一旦潤滑效果變差便轉為復合鉆進。

1.2 放空

強行鉆進至井深7 256.6 m時發生1.2 m放空，漏速加快，立即停止鉆進，短起至井深7 161 m節流循環觀察鉆井液性能變化。綜合錄井顯示后效高峰時全烴值從0.5% 升至70%，套壓由0升至4.6 MPa，液氣分離器出口火焰高達6 m。節流循環2個循環周后，火焰熄滅，套壓降至1 MPa以內，決定試探底。開泵、轉動轉盤緩慢下放鉆具4.5 m未探到井底，控壓短起至井深7 161 m節流循環。后效高峰時火焰高達10.5 m，套壓9.5 MPa，鉆井液出口處的固定式硫化氫檢測儀首次檢測到硫化氫，短時間內硫化氫質量濃度達儀器量程150 mg/m3，滿量程持續了9 min后回到量程內。鉆井液漏失速度由鉆進時0.75～1.1 m3/h升至放空后6.6 m3/h。此后連續循環22 h，未檢測到硫化氫，漏失鉆井液169 m3。為驗證放空距離，給下步施工提供依據，決定再次探底。開泵、緩慢下放鉆具至累計放空9 m，仍未探到井底。鉆頭加螺桿總長9.53 m，為了鉆具安全，決定不再繼續探底和鉆進。

1.3 高濃度硫化氫逸散

第2次探底結束后，再次短起至井深7 161 m節流循環。循環時當后效高峰到達井口，套壓升至19.3 MPa，火焰高達20 m，首次出現持續幾十分鐘的純氣柱并伴隨有井口斷流、管線結霜現象［4-5］。純氣柱消失，鉆井液出口處流量逐漸增大，鉆井液顏色發生變化。鉆井液出口處固定式硫化氫檢測儀檢測到硫化氫質量濃度在53 min內從0 mg/m3到滿量程，滿量程運行了32 min后，經過45 min降至0 mg/m3。接近滿量程前鉆井隊派專人佩戴正壓式空氣呼吸器在振動篩處使用量程為1 500 mg/m3的便攜式硫化氫檢測儀進行測量，滿量程仍持續了5 min。除了鉆井液出口處出現了高質量濃度硫化氫外，安裝在圓井上的固定式硫化氫檢測儀測量到硫化氫最高質量濃度為19.7 mg/m3并持續11 min。安裝在鉆井液上水罐的固定式硫化氫檢測儀檢測到硫化氫最高質量濃度為28.8 mg/m3，持續了22 min。漏失速度增至7.9 m3/h，油氣上竄速度為162.3 m/h，全烴值最高達99.3%。針對高質量濃度硫化氫，鉆井隊適時啟動防硫防噴應急預案。

2 完井作業的主要難點

（1）油氣上竄速度快，無法滿足安全起鉆條件。最后一次循環測得油氣上竄速度為162.3 m/h，假設油氣全部來自井底，則上竄至井口的時間為44.8 h。最近3趟鉆，從開始起鉆到下鉆到底，分別用時46 h、49 h和53 h。以這樣的油氣上竄速度計算，不能滿足《塔里木油田鉆井井控實施細則》中關于起鉆條件的要求：起下一趟鉆需要的時間（小時）+10（小時）＜油氣上竄到井口的時間（小時）。

（2）硫化氫質量濃度高，危害大。硫化氫飄散對現場作業人員存在極大危害，輕則對人體造成永久性損傷，重則致人死亡。與此同時井眼內硫化氫聚集會造成井內鉆具氫脆斷裂，也會對井控裝備帶來不可預計的損壞，有誘發井噴及井噴失控的風險［6］。

（3）套壓高，井控風險大。節流循環排后效時最高套壓19.3 MPa，液氣分離器出口火焰高20 m。靜止時間越長，循環套壓越高。高套壓可能對井控裝備產生極強的沖蝕、振動破壞，存在誘發井控裝備和井下鉆具損壞、井控失控的風險［7］。

（4）鉆井液漏失量大，配制困難?？貕汗澚餮h期間，鉆井液最小漏速4.8 m3/h、最大漏速34.8 m3/h。泵入重漿帽、吊灌起鉆、下鉆灌漿、反推鉆井液等作業，使得鉆井液消耗巨大。鉆井液的大量消耗給沙漠公路長距離緊急運輸鉆井液材料帶來挑戰，此外鉆井液配制速度能否滿足其消耗速度也成問題。由于新配鉆井液未能充分水化，鉆井液性能差，難以滿足電測、通井、下完井管柱等作業要求［8-9］。

（5）測井難度大。該井裸眼段長1 308.5 m，水平段長776.5 m，存在狗腿度大、摩擦阻力大的情形，有測井管柱無法到底的風險。本次測井采用存儲式測井工藝，電測儀器開始工作時間在地面設定，到底后起鉆過程中采集數據。如果下電測管柱中途出現異常，延長下鉆時間則可能致使儀器還未到井底就開始工作，儀器的電池電量提前耗盡而導致測井失敗。如果儀器起始工作時間設置過長，儀器到井底后還需等待一段時間才開始工作，靜止時間長，井控風險高。電測前需投球打壓泵出電測儀器，因此鉆柱無浮閥等內防噴工具，在起下電測管柱期間若發生溢流易造成鉆具內防噴失控的險情。

3 鉆井液要求

鉆遇復雜后鉆井液性能被地層流體污染嚴重。后效高峰達到井口時，在鉆井液進出口處測得的主要性能變化有：鉆井液密度由1.11 g/cm3降至1.07 g/cm3，pH值從12降至8，黏度從48 s升至56 s。為了確保作業順利進行，所有鉆井液均采用優質封閉漿，其膠液配方為：8.5%液體潤滑劑LE-5+1%固體潤滑劑石墨+3%磺甲基酚醛樹脂SMP-3+1%高效降濾失劑THJN+5%除硫劑GHT-95+燒堿若干。鉆井液潤滑性是后續作業的基礎，要求不斷補充潤滑劑，條件允許還可以加入玻璃微珠。鉆井液黏度要比鉆進時的黏度高，高黏度可以延緩油氣上竄速度和提高巖屑懸浮能力［10］。同時要求儲備足夠多的膨潤土漿，充分水化后的膨潤土漿能根據需要迅速配成所需性能的鉆井液［11］。鉆井液中膨潤土的含量要達40～60 g/L，它對鉆井液性能影響大，在高溫高壓的井底其性能穩定，是很好的抗溫材料。為了保障井控安全，必須儲備比最高設計密度高0.15 g/cm3的加重鉆井液100 m3以上，加重材料100 t以上，地面可參與循環的鉆井液體積不低于井筒容積的1.5倍，鉆井液罐容積不低于井筒容積的3倍。

針對硫化氫問題，要求鉆井液pH值大于12，燒堿儲備量不低于8 t；除硫劑含量不低于3%，除硫劑儲備量必須大于15 t。返出的鉆井液中除硫材料減少，必要時可直接從上水罐連續、均勻地添加除硫劑和燒堿，以保證井內鉆具安全。嚴重井漏、高含硫情況下除鉆井液所有性能必須滿足作業要求外，還必須人為控制液面，嚴密監視環空和水眼液面變化，發現環空液面上漲時環空灌加重鉆井液、液面穩定或下降時灌普通鉆井液，始終讓液面處于動平衡狀態［12-13］。起鉆時液面不在井口環空按起出鉆具體積的1.5～2倍吊灌鉆井液，帶壓起鉆需要環空控壓和連續灌漿；下鉆時因存在內防噴工具每下入5～10柱鉆桿或1柱鉆鋌灌其水眼體積的鉆井液量；靜止期間環空、鉆具水眼按0.5～1 m3/30 min的頻率灌漿，并加強液面監測。

4 電測作業

4.1 電測前起鉆措施

考慮井漏因素，為了下電測管柱至套管鞋時保證封閉漿仍在套管鞋以上，需要重視電測前起鉆操作。電測前控壓起鉆至井深5 000 m直井段的套管內，采取以下措施。

4.1.1 水眼方面 在鉆具水眼內首先泵入密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏鉆井液5 m3，目的是阻隔氣體滑脫上升和平衡鉆具內外壓差，保證起鉆過程中鉆具水眼不噴鉆井液。接著泵入密度1.11 g/cm3、黏度120 s、含油10%的優質封閉漿22 m3，其體積為除去高黏鉆井液體積外剩余的水眼體積。起鉆時從水眼流出、進入井筒的封閉漿與環空封閉漿性能一致，為下鉆至套管鞋反推環空鉆井液并將其推入裸眼段創造了條件。

4.1.2 環空方面 在環空內先反推密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏鉆井液10 m3，其進入裸眼后能阻隔井眼內氣體滑脫上升。接著反推密度1.11 g/cm3、黏度120 s、含油10%的優質封閉漿50 m3，覆蓋井段2 000～5 000 m，以用于起鉆灌漿漏失及下鉆至套管鞋反推環空鉆井液時將其推至裸眼段。再反推密度1.11 g/cm3、黏度滴流的高黏鉆井液17 m3，覆蓋井段1 000～2 000 m，作用是起電測管柱時漏入直井段以下阻隔氣體滑脫上升。最后反推密度1.51 g/cm3、黏度滴流的高黏鉆井液17 m3，覆蓋井段1 000 m至井口，其為按井底壓力附加4 MPa計算的重漿帽，用來平衡地層壓力，保證起完鉆后下電測管柱至套管鞋時，加重鉆井液依然在套管內［14］。重漿帽施工結束，預計環空液面距井口200 m左右，處于相對安全的高度。

4.2 下電測管柱技術

下電測管柱至井深6 000 m時采取如下措施。如果先反推一個30 m3裸眼容積，則可以將裸眼內被污染的鉆井液全部推入地層，同時將直井內的優質封閉漿推入裸眼段?？紤]到在5 000 m處起鉆按照起出鉆具體積的1.5倍灌封閉漿21 m3、井底阻隔氣體上升的高黏鉆井液10 m3，全過程不考慮環空液面高度影響，則已進入裸眼段的封閉漿為11 m3。下電測管柱不灌漿，出套管鞋前還需要在環空反推封閉漿19 m3才能使裸眼內充滿封閉漿。為了起電測管柱前井筒內優質封閉漿最大化覆蓋裸眼段并將污染的鉆井液推掃干凈，反推量要附加5 m3，則需反推密度1.11 g/cm3、黏度滴流鉆井液24 m3。反推鉆井液總體積24 m3，則有35 m3封閉漿進入裸眼內，還有15 m3可用于滿足裸眼內起電測管柱時封閉漿的漏失需求。

4.3 第1次測井失敗

下電測管柱至井深7 161 m（放空后每次循環時鉆頭所處的位置）遇阻300 kN，反復嘗試電測管柱均不能通過，決定起至井深7 100 m投球打壓泵出電測儀器（泵出儀器長約50 m）。起電測管柱完，讀取測井數據時發現儀器提前停止工作。經專業拆卸測試，判定為儀器電池損壞而提前斷電。該電池為全新電池，在基地和井場檢測多次，均正常工作，但入井后15 h就發生故障。最可能原因是新電池存在質量缺陷，未經歷井下高溫高壓等復雜環境的檢驗，而地面未做高溫高壓檢測，導致入井后問題暴露，作業失敗。

4.4 第2次測井成功

測井人員從返出的鉆井液溫度、井底地層與深部地層的連通性等資料入手分析井底是否存在異常高溫；從鉆井液密度、井口回壓、井底PWD數據等預測井底壓力；從鉆進過程硫化氫含量、鉆井液pH值變化，分析井底鉆井液的含硫和酸堿情況。為保證測井成功，更換了一套有2次入井經歷且經受過更高井底溫度和壓力考驗的儀器，現場采取更嚴格的檢測措施，確保入井后儀器功能完好。

第2次電測前使用原鉆具通井至井底，采用注優質封閉漿、對復雜井段進行干劃眼、多次短起下拉刮驗證的方法，確保電測管柱能順利下到井底［15］。通井時全井段已順暢，但電測管柱下至井深7 161 m再次遇阻，反復嘗試均不能通過，只得在上次電測位置開始電測。本次電測雖然取得了電測數據，但主產層仍有約100 m無法電測，未能給后續施工如試油設計、儲層改造提供必要數據。

5 通井措施

下電測管柱和完井管柱前必須模擬下入管柱結構進行通井作業。從裸眼至井深7 161 m下放鉆具時最大摩擦阻力200 kN、上提鉆具時最大摩擦阻力300 kN，井深7 161 m至井底起下鉆出現了阻卡嚴重、上提下放困難、劃眼扭矩大和頻繁憋泵等現象。因井漏、高濃度硫化氫、充填泥巖段長且不穩定等因素，通井作業期間盡量避免循環，通井遇阻時以上提下放、撥劃鉆具的方式疏通井眼。進入裸眼段后嚴格控制遇阻噸位，除去摩擦阻力后遇阻噸位原則上不超過50 kN。若遇阻噸位超過50 kN，則上提下放鉆具，如此反復活動鉆具至少3次，確保鉆具能“下得去，提得出”，待下放正常后再繼續下鉆。若上提下放鉆具未能通過則逐級加壓，每次加壓不超過20 kN，確保加壓后鉆具仍能提出。若鉆具仍不能通過則采取不開泵、撥劃的方式干劃眼，控制劃眼參數為：扭矩不大于16 kN·m、鉆壓不大于10 kN、轉速不大于40 r/min?！案赏ǜ蓜潯蹦Σ磷枇团ぞ卮?，劃眼困難時可小排量間斷開泵，每次開泵時間不大于10 min、排量不大于12 L/s。開泵前先監測環空液面高度，開泵后監測好立套壓變化。每劃眼進尺2 m，上提下放活動鉆具數次，待井眼通暢后再繼續劃眼。嚴禁連續長井段和定點反復劃眼，密切關注劃眼參數變化并準確判斷井下劃眼情況，嚴防出現臺階、U型槽和新井眼。

6 下完井管柱措施

中古10HC井的產層巖性主要為穩定且堅固的碳酸鹽巖，通井順暢后采用直接下入測試管柱的裸眼完井方式。根據地震剖面響應圖、錄井數據及測井解釋成果，對本井的完井方案進行優化。下入“SQS套管懸掛封隔器+裸眼封隔器+壓控式篩管”測試管柱實現“測試—改造—完井—投產一體化”技術目標，對裸眼段5 953～7 261.5 m分7段進行酸化壓裂儲層改造、放噴、測試求產、完井［16］。提前做好完井液的老化試驗，試驗數據要高于設計要求，否則重新設計液體配方。最后一次通井起鉆前將鉆井液全部替換成完井液，下完井管柱前準備好足夠的壓井液、配制材料及除硫劑，下完井管柱時密切關注環空液面變化情況，使液面在距井口200 m以下安全范圍內［17］。及時給完井管柱灌液，保證完井液、壓井液性能和除硫劑含量，防止因大量漏失造成儲層傷害及井眼內固相堆積致管柱無法下到位的復雜情況發生。

7 結論

（1）放空后探底作業時，開泵循環使井底壓力和硫化氫被帶至井口，再次深入下探時仍開泵循環致使這次的套壓值、硫化氫量、油氣含量遠大于第1次探底。探底作業反映出井底存在高壓油氣流、高濃度硫化氫，井底作業不應開泵循環，井控宜采用壓回法，這給后續作業帶來很大幫助。

（2）測井前要認真了解井況、充分預測井下復雜與儀器承受能力，避免盲目作業造成失敗。電子元件對溫度、壓力、酸堿敏感，橡膠材料抗硫性差，復雜井使用耐高溫高壓儀器及更換全新的橡膠密封件更保險。

（3）發生放空、大漏或失返后將鉆頭提離井底，需要進一步研究下步措施：是關井觀察立套壓變化，還是節流循環落實鉆井液性能變化，或是環空反推鉆井液。從中古10HC井循環位置與通井情況分析，放空、失返后環空反推從造斜點至井底的環空體積的優質封閉漿和高黏滴流鉆井液可將懸浮的巖屑推入縫洞，削弱鉆井液中巖屑沉積對后續作業的影響。

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