義171-斜16VF井鉆井技術探索與實踐

何良泉

(中國石化勝利石油工程有限公司渤海鉆井公司，山東東營 257200)

1 義171-斜16VF井基本情況

義171-斜16VF井是濟陽坳陷沾化凹陷渤南洼陷中部斷階帶義171-1井區的非常規新區產能建設井，鉆探目的是開發渤南油田義171-1塊沙四上油藏，完鉆層位為沙四下。該井設計井深

3 973.59.m，二開技術套管下深2 600 m，三開鉆遇沙一段至沙四段下部地層，設計鉆井液密度范圍為1.20～1.85 g/cm3，鉆井液類型為聚(磺)潤滑防塌鉆井液體系。渤南地區沙河街組地層巖性主要為泥巖、膏泥巖、砂巖、頁巖，其中沙一段以灰色泥巖、灰質油泥巖間互層，底部以灰褐色油頁巖、油泥巖為主夾生物灰巖及薄層白云巖，沙四上主要發育膏泥巖、泥巖，而目的層主要為不等粒長石巖屑砂巖、砂質泥巖不等厚互層構成的低孔特低滲油藏[1-2]。據資料顯示，已鉆井中井漏少有發生，且堵漏較易成功。但在義171-斜16VF井鉆井過程中發生的開泵漏停泵涌現象，使得鉆井施工復雜化，多次堵漏均未成功。

該井三開鉆進至3 502 m時鉆遇高壓層，全烴值達100%，隨后循環加重，全烴值下降至10%。鉆進至3 556 m時，槽面見顯示，并出現井涌情況，隨后開始節流循環加重，后發生井漏，漏速12 m3/h。在加入隨鉆堵漏劑與屏蔽暫堵劑提高地層承壓能力后，穩定循環2小時后，又開始出現漏失，而當停泵后出現“井涌”現象。初步判斷為鉆井液密度高，而上部地層承壓能力較弱，下部地層高壓，壓力矛盾突出，打算先堵漏后壓井。隨后分別采用隨鉆堵漏劑與橋堵鉆井液循環，未見明顯效果。之后采用堵漏鉆井液，關封井器蹩壓堵漏以提高地層承壓能力的方法均無功而返。

2 鉆井難點及原因分析

2.1 鉆井難點

本井設計技術套管封堵東營組2 600 m以上滲透性強的地層，而沙一段砂層發育，地層滲透性強，沙三段與沙四目的層段地層均異常高壓，鄰井義171井沙四上(3 490～3 539 m)地層壓力為60.17 MPa，地層壓力系數為1.71，壓力矛盾凸顯，安全窗口窄。在井眼內流體與井壁間力學平衡被破壞的情況下，這種平衡很難維持和保證，特別是復雜發生后采用多種方法堵漏壓井后，循環漏失停泵外溢現象仍未得到改觀，防噴防漏難度高[3]。

2.2 原因分析

(1)地層條件是壓力窗口窄的本質原因。渤南地區深井客觀的地質條件導致了致密地層高破裂壓力，而義171區塊位于斷層附近，裂縫比較發育，容易引起低漏失壓力，加上目的層高壓油氣層的存在，地層孔隙壓力、漏失壓力接近，鉆井液密度窗口很窄，容易引起噴漏共存復雜情況的發生。本井中由于沙一段地層存在弱結構層，承壓能力低，其破裂壓力與漏失壓力接近。在高密度鉆井液下，循環壓力超過該低壓地層的承壓能力時極易憋裂撐開低壓地層，且該地層無連續的裂縫性通道，從而在井壁上形成一定容量的封閉性裂縫。當正壓力敏感時通常會引起該裂縫的重新開啟，導致井漏發生；負壓力敏感時則出現外溢。

(2)環空循環壓耗過大是導致上部地層井漏的直接原因。本井噴漏之前使用的高密度鉆井液的高粘切在保證了井眼清潔和重晶石懸浮的同時，也導致了井眼中大量的環空摩擦損失。由于裂縫已被憋開，在后續循環時，環空循環阻力作用于此處，當大于其承壓能力時，致使裂縫再次開啟，再次發生鉆井液漏失；鉆井液停止循環時環空循環阻力消失，裂縫再次閉合，再次發生外溢。因此，如何提高地層承壓能力，減少環空循環壓降，降低安全壓力窗口擴展程度是本井鉆井液技術的關鍵。

(3)前期堵漏失敗的原因分析。在堵漏作業時，由于前期高密度鉆井液已經將承壓能力低的地層憋裂，且其為無延伸通道的封閉空間，堵漏材料在裂縫中無法實現架橋、充填堵塞。當進一步關井憋壓時，由于壓力過高，只能將原井漏裂縫開口撐大，封閉范圍延伸。當壓力釋放時，裂縫閉合，堵漏材料隨鉆井液一同被閉合的裂縫擠出，井口出現外溢現象，所以堵漏不成功。

3 鉆井技術措施及效果

3.1 技術思路

根據前期噴漏情況及地質顯示分析，義171-斜16VF井漏層為沙一段油頁巖，埋深約為2 750 m。義171區塊鄰井測試油藏壓力系數大多為1.72，僅一口井達到1.76。因此，下部施工作業過程中，當靜止當量密度達到1.82～1.83 g/cm3后，井控風險可明顯降低；同時，在漏失量控制在合理可控范圍內時，采取邊漏邊鉆進直至完井[4-5]。

鉆進作業時鉆井液密度維持在1.78～1.80 g/cm3，通過優選鉆井參數和水力參數，在保證環空清潔的情況下，通過控制排量和調整鉆井液流變性的方式降低循環壓耗和井下漏層位置的循環當量密度。起鉆時通過打入高密度鉆井液，使儲層當量密度維持在1.82～1.83 g/cm3，壓穩高壓油氣層。通過以上施工措施，解決鉆進與靜止工況下井底壓力的控制，以達到完井的目的。

3.2 技術措施

(1)邊漏邊鉆鉆井液中維持鋸末與纖維等材料含量在2%～3%。

(2)調整鉆井液性能，降低循環壓耗。提高鉆井液中坂土含量，補充密度1.15～120 g/cm3坂土漿20～30 m3，提高鉆井液造壁能力；利用硅氟調整油氣侵鉆井液性能，保持鉆井液良好的流變性，降低循環壓耗。

(3)采用常規鉆具組合：鉆頭+欠尺寸扶正器+鉆鋌+回壓凡爾+欠尺寸扶正器+加重鉆桿+鉆桿，每鉆進150～200 m及時進行短程起下鉆刮拉井壁暢通井眼，預防鉆井液中因堵漏材料及鉆屑等固相顆粒粘附井壁造成井壁不干凈，引起卡鉆等復雜情況發生。

(4)鉆進時鉆井液密度維持在1.78～1.80 g/cm3，鉆井液性能保持低粘切，同時提高鉆井液攜巖能力，降低鉆進過程中活性巖屑對循環壓降的影響，保證井眼清潔；同時補充屏蔽暫堵劑與雙膜承壓材料，提高地層的承壓能力和漏失壓力。鉆進中適當混入原油，提高鉆井液的潤滑性能，并加強振動篩、除泥器、除砂器、離心機等固控設備的使用，控制循環鉆井液的固相含量，控制合理的鉆井液流變性能，從而降低循環壓降。

(5)起鉆時在漏層處打入密度為1.95 g/cm3的鉆井液重塞，使井底當量密度維持在1.82～1.83 g/cm3，嚴格遵守鉆井液加重操作規程，預防因密度差過大引起上部地層漏失；下鉆時為防止重塞鉆井液循環至漏層以上誘發井漏，采用分段循環的方式頂出高密度鉆井液。工程上嚴格操作規程，控制起下鉆和開泵速度，嚴防過大的激動壓力引起井漏。

(6)鉆開高壓油氣層之前，加強監控與材料儲備工作，檢查井控裝置，基于鄰井油層壓力估算，以動壓力控制井底壓力，達到控壓鉆井的目的。

3.3 應用效果

根據上述施工措施，義171-斜16VF井在后期的施工作業中使用常規鉆具組合邊漏邊鉆進，低鉆壓高轉速，在機械鉆速獲得解放的同時，通過調整鉆井參數和鉆井液性能達到控制窄壓力窗口層位的目的實現完井，整個施工過程漏失量均控制在合理范圍內。全井鉆井周期僅29天13小時，平均機械鉆速10.52 m/h，其中窄壓力窗口復雜發生后鉆進施工395 m，機械鉆速達到4.77 m/h。

4 結論與建議

(1)對于漏失量處于可控范圍內的開泵漏停泵涌現象的窄壓力窗口施工中，可不實行堵漏作業，而采用邊漏邊鉆進施工方式。實踐表明，鉆進和起下鉆作業均未受其影響。

(2)優化井身結構調整循環壓降；建議該區塊后續施工井二開技術套管盡量封堵住承壓能力較弱的沙一段，以降低井下復雜情況發生的風險。

(3)優化鉆井液性能，控制合理的鉆井液密度和流變性降低環空循環壓耗，是窄壓力窗口施工的關鍵技術所在。

(4)鉆開異常高壓層位前隨鉆加入屏蔽暫堵和雙膜承壓材料，采用承壓防漏方式以提高上部裸眼井段承壓能力，盡可能將噴漏共存復雜情況轉化為只噴不漏或只漏不噴，降低復雜處理難度。

(5)堵漏材料盡量能隨用隨配，其堵漏效果更佳。堵漏材料的堵漏流體一般為水基，兩者相混后必然沖稀堵漏劑，再加上長時間浸泡，其黏度必然下降，堵漏材料易流走，也更難滯留堆集在漏層入口附近，另外其凝結強度也將大大降低，難以支撐較大循環壓差的破壞作用，容易導致堵漏失敗。

[1] 徐興友，徐國盛，秦潤森.沾化凹陷渤南洼陷沙四段油氣成藏研究[J].成都理工大學學報(自然科學版)，2008，35(2)：113-120.

[2] 宮秀梅，金之鈞.渤南洼陷深層油氣成藏特征及主控因素[J].石油與天然氣地質，2005，25(4)：473-450.

[3] 劉四海，崔慶東，李衛國.川東北地區井漏特點及承壓堵漏技術難點與對策[J].石油鉆探技術，2008，36(3)：47-51.

[4] 郝惠軍，田野，賈東民，等.承壓堵漏技術的研究與應用[J].鉆井液與完井液，2011,28(6)：14-16.

[5] Mart M D. Managed pressure drilling techniques and tools[D]. Texas A & M University, 2006.