PK油田NWKK-D1井堵漏技術研究

王金磊，趙國浩，王　軍

（1.中油哈薩克PKKR項目鉆井部，北京100300；2.中石油西部鉆探公司哈薩克克孜項目部，新疆烏魯木齊830000）

PK油田NWKK-D1井堵漏技術研究

王金磊*1，趙國浩2，王軍2

（1.中油哈薩克PKKR項目鉆井部，北京100300；2.中石油西部鉆探公司哈薩克克孜項目部，新疆烏魯木齊830000）

PKKR油田NWKK-D1井施工中鉆遇生物巖時發生井漏并出現“上噴下漏”的復雜情況。處理井漏過程中，先是打入不同配方的堵漏泥漿，由于地層孔道發育而效果欠佳，并且堵漏漿濃度增加時依然收效甚微；轉而打水泥多次，而孔道內水泥和漏層泥漿由于重力作用發生置換，收效也不好；最后伴隨性漏失清水鉆進到井深1718m，漏失速度快無法準確得到砂巖，隨時會有井噴發生，決定打封隔器完井。共計漏失2240m3。后期經過測試求產，口井單產達到了90m3/d，為PKKR油田后期再布大斜度定向井提供了詳實數據與施工經驗。

生物巖地層；大斜度定向井；堵漏技術

2014年PKKR油田首次嘗試大斜度定向井NWKK-D1井，設計井斜82.7°，預計定向段穿整個油層315m，完鉆井深1718m，井身結構為四開井。鉆探目的為增加古生界PZ油層裸露面積，從而增加口井單產。2014年7月24日開鉆，9月16日裸眼完井。該井施工中出現惡性漏失［1-3］，通過打堵漏漿5次，打水泥6次，最終伴隨性漏失清水鉆進到井深1718m完鉆。

1　地理位置

NWKK-D1井位于PK油田克孜克亞區塊西北，地表為戈壁，似丘陵地貌，水包分布比較多，長期有小股水流出，水包周圍布滿蘆葦，也正是水包的水資源豐富，在井漏過程中避免供水不及時的最大弊端。該井周圍開發井布局較密，其中與NWKK-205井間距離僅110m。鄰井有出現漏失的情況，但經過搶鉆都能夠順利完成，漏失都在可控的范圍之內。在鉆井設計的風險提示上，井漏為最重要的一點。本井設計A、B點靶間距315m。

圖1　工況對比分析

2　施工復雜情況及分析

2.1復雜情況

該井建井周期達到了54.63d，其中復雜處理時間占了很大比重，在PK油田二十幾年的開發過程中尚屬首次。該井鉆井周期各工況對比分析見圖1。

可見，該井生產時間總計僅占了40%，非生產時間達到了60%，這其中事故復雜時間533h，占據比例達到40%，復雜以及衍生事故復雜大大加長了施工周期，嚴重影響施工進度。

本井共計漏失2240m3，在老8-1/2″井眼1513m出現第一次漏失，井漏過程中又鉆進了22m，處理井漏過程共計打入堵漏漿5次，打水泥封堵漏層6次（其中井底打水泥4次，墊塞打水泥2次），后在6″小井眼鉆進過程中出現失返現象，后根據情況伴隨性漏失清水鉆進到井深1718m被迫完鉆。

漏層為發育成熟的生物巖，漏失通道順暢，承壓能力異常弱。上部地層在處理井漏過程中出現長時間浸泡，尤其在狗腿度變化稍大的點1330～1380m多次劃眼，井眼尺寸異常，井壁穩定難度大。在第三次井漏發生后，漏速增大，泥漿供應不及，所以在套管腳以上的環空里灌入清水，液柱壓力降低，導致套管腳水層井涌的現象。出現“上噴下漏”的復雜情況。

2.2情況分析

在顯微鏡下觀察生物巖發現其“骨架”結構縝密，硬度試驗也顯示此巖性吸水性差、應力強，因此漏層不需要考慮縮徑坍塌的因素。這也是本井后期能夠清水鉆進成功的關鍵。

在未發生井漏前，定向段井斜已80.8°，趨于設計要求的82.7°，在起下鉆過程中始終處于正常摩阻的范圍內。經過幾次打堵漏漿和水泥的施工，在狗腿度略大的井段出現下鉆遇阻劃眼情況，造成該井段井眼軌跡平滑度破壞。根據巖屑劃眼過程中返出的大量棕紅色泥巖尺寸狀態，確定井下縮徑為導致劃眼的主要原因。

在第二次堵漏泥漿打入后，起鉆更換鉆頭期間井內有小股泥漿竄出。在多點進行方鉆桿循環后環空液面下降，隨后依然有小股泥漿（清水）竄出。起鉆完成后下入牙輪堵漏鉆具，下鉆到井深1170m時，井內有大量清水返出，分析判斷在套管腳有水層。

綜合以上可以確定三開井眼三段剖面都存在問題，且對泥漿比重敏感：比重偏高會造成井底井段漏失速度過快，井漏復雜無法克服；但比重偏低就又會造成定向增斜的泥巖段垮塌，直井段的套管腳水層外溢。

3　堵漏措施

本井井漏復雜，且為大斜度定向井，在堵漏技術上需要兼顧井下情況。

第一次打堵漏漿堵漏：采用傳統靜止堵漏技術，鉆進至1511m出現3m快鉆時（5min/m左右），此時泥漿突然漏失20m3，快速起鉆至套管腳觀察，起鉆期間不間斷向環空灌漿，共計漏失量約35m3。2.5h觀察期間向環空灌入清水，漏失量為7.6m3/h。隨后起鉆甩MWD和螺桿，接無水眼牙輪鉆頭下鉆堵漏（1500m泵入10m3L.C.M配方為6%土粉+0.3%Na2CO3+1%CMCHV+5%纖維木屑），起鉆至套管腳靜堵觀察。靜堵觀察13h后，漏失量從4m3/h逐漸降為0.3m3/h。

第二次打堵漏漿堵漏：第一次井漏基本控制后，下入常規鉆具進行試鉆，試鉆進到1522m，井漏現象加劇。鉆進4m，漏速7m3/h，配堵漏漿9m3（6%土粉+0.3% Na2CO3+1%CMC-HV+5%纖維木屑），泵入，起鉆，起鉆過程中漏失4m3，按照井下情況決定下定向工具。

第三次打堵漏漿堵漏：在套管腳水層井涌控制后，下定向鉆具過程中發生，下鉆到井深1403m（泥漿漏失10m3），開泵，泵入12m3泥漿不返，當即決定打堵漏劑10m3（配方6%土粉+0.3%Na2CO3+1%CMC-HV+5%纖維木屑+1%鐵洛鹽），替漿10m3，在打堵漏劑過程中泥漿返出量是泵入量一半，起鉆到套管腳，進行靜止堵漏，12h向井內灌入0.6m3泥漿。

第四次打堵漏漿堵漏：從套管腳下鉆到1383m，開泵劃眼到1438m，期間漏失泥漿13m3，開泵時間1.5h，下鉆到井深1497m，開泵劃眼，泥漿漏速過大，14m3/h，就地打堵漏漿10m3（配方6%土粉+0.3%Na2CO3+1% CMC-HV+5%纖維木屑+4%可膨脹核桃殼棉籽殼混合物），替漿10m3，起鉆到套管腳，泥漿漏失5.5m3，靜止堵漏12h，向井內灌入1m3泥漿。

第五次打堵漏漿堵漏：下鉆到1277m遇阻，泥巖段縮徑，牙輪鉆頭劃眼困難，劃眼到1333m時，井漏漏速加劇，漏失14m3，打12m3堵漏漿（配方6%土粉+0.3% Na2CO3+1%CMC-HV+5%纖維木屑+4%可膨脹核桃殼棉籽殼混合物），起鉆靜堵，起鉆期間漏失2.5m3泥漿。

第一次打水泥堵漏：經過以上堵漏漿堵漏多次沒有良好效果，準備進行打水泥堵漏作業。由于井下出現多次劃眼，同時卡鉆一次，所以打水泥作業時常規鉆具帶鉆頭，防止下鉆下不到漏層，影響水泥堵漏實施。下鉆到1318m，遇阻開泵，根據要求劃眼到1500m，為打水泥塞準備好順暢井眼，參數18L/s，2～3t，90r/min。固井車輛到后繼續劃眼，目的是萬一惡性漏失發生直接打水泥封堵漏層。后劃眼到1533m，漏速均勻，4m3/h，整個劃眼過程中泥漿漏失量為28m3，提離鉆具到1516m，打水泥7m3，替漿9.26m3，預計水泥面初始位置1350m，起鉆，灌漿漏失量2.5m3，起到套管腳候凝。

第二次打水泥堵漏：候凝14h，期間灌入泥漿量為19.5m3，下鉆到1315m，遇阻，劃眼，參數18L/s，2～4t，90r/min，劃眼順暢，出口觀察無水泥返出，劃眼過程中泥漿漏失速度減少，維持在2m3/h，劃眼9h，漏失總計30m3，其中在1495m出現憋跳現象，篩子返出零星水泥顆粒，打堵漏漿4m3，起鉆到1430m，打水泥7m3，替漿8.9m3，起鉆到套管腳，觀察漏失共計3.2m3，期間關環形，泵入泥漿，憋壓4MPa，共計泵入1.6m3泥漿。

第三次打水泥堵漏（墊塞）：候凝11h后下鉆，井深1315m遇阻，劃眼，參數18L/s，2～4t，90r/min，泵壓2.5MPa，到1533m無水泥，泥漿漏失量很小共計4m3，減去所除有害固相和接單根所噴泥漿，漏失量最多1m3。到底后，循環觀察，1.5h漏失泥漿10m3，根據情況決定第三次打水泥，泵入堵漏漿4m3后，鉆具起到1422m，打入水泥7m3，起鉆到套管腳，起鉆過程中泥漿漏失1.3m3，候凝。候凝期間，關封井器，泵入泥漿，憋壓4MPa，共計泵入2.4m3泥漿，候凝12h，期間灌入泥漿2.5m3。

第四次打水泥堵漏（墊塞）：靜堵11h，漏速1.4m3/h，下鉆到1356m，劃眼到1360m，下鉆到底，循環觀察1h，漏失速度6m3/h，泵入堵漏漿4m3，起三柱到井深1468m，打入1.89比重水泥漿7m3，替漿8.5m3，起鉆，起鉆過程中泥漿漏失1.1m3，起到套管腳候凝，候凝期間關封井器泵入泥漿2m3。候凝期間甲方將附近同一圈閉的兩口生產井關閉，候凝8h。

第五次打水泥堵漏：下鉆，探塞，在井深1420m探到水泥塞，鉆塞，24L/s，4～5t，80r/min，鉆塞到1490m，鉆塞期間漏失6m3泥漿，循環觀察，漏速在3m3/h，決定繼續鉆塞到1533m，鉆進2m后，進行第五次打水泥，鉆頭位置井底1535m，打水泥漿7m3，替漿9m3。

第六次打水泥堵漏：在第五次水泥打完后5h，開始下鉆探塞，塞面位置1475m，后倒定向鉆具，鉆塞到1531m無任何漏失情況發生，繼續鉆進到1532m開始出現漏失，漏速6m3/h，此時決定再次打水泥，打入水泥5m3，在替漿過程中擠入水泥1.6m3后壓力升到1.7MPa，起鉆到套管腳，觀察無漏失，候凝5h后下鉆探水泥塞，塞面1453m，鉆塞到1525m，起鉆，無漏失。

下套管遇阻卡：在確定下部漏層封堵成功的情況下，準備下7″套管的工作，目的是封堵坍塌井段和套管腳水層，確保下一步工作順利進行，下到井深1356m開始出現遇阻現象，開泵，加壓20～24t有效果送至井深1367m，原懸重38t，壓完，指重表沒有任何反應，多次上提下放活動無效，起套管。

打水泥塞側鉆：在1200m，打入14m3水泥，起鉆到920m套管腳循環，無水泥。探塞，塞面在960m，水泥較軟，最大鉆壓能加2t，鉆塞到井深1080m，定向鉆進到井深1472m，為有效封堵上部地層，采取了比較保守的井深完鉆。下套管固井候凝，換井口裝置。

小井眼定向鉆進：從鉆塞和套管附件施工上以及鉆進到1589m施工都很順利，1589～1590m鉆時突增1m/min，發生惡性漏失，泥漿不返，循環系統泥漿漏15m3，環空灌水，起鉆到套管腳，接方鉆桿，采取環空和泥漿泵雙向灌漿，仍然不返，起鉆，起鉆過程中不斷從向環空灌入清水，起鉆到350m，地面共計漏失泥漿達到了220m3左右，漏失時間2.5h，因為一直沒有見泥漿液面，漏失速度無法準確計算，起鉆完后，繃定向儀器，卸鉆頭水眼，下鉆到套管腳1453m，全力尋找水源，組織更多水車，作業進入伴隨漏失鉆進，有時甚至是盲打，鉆井風險極高。

打封隔器完井：鉆進到1718m，由于氣測值在1644～1711m頂峰達到了70%，井口油氣味重，清水中攜帶原油油花，由于漏失速度快無法準確得到砂巖，隨時會有井噴發生，風險極高，決定打封隔器完井。

總結：本井在堵漏過程中出現套管腳出水的現象，說明9-5/8″技術套管下深需要增加；打入不同配方的堵漏泥漿，效果均欠佳，并且堵漏漿濃度增加時效果依然甚微，說明地層孔道發育達到了一定程度。在打水泥過程中，多次沒有探到水泥，而根據計算漏失量與泵入水泥量，應該有水泥存在，說明孔道內水泥和漏層泥漿由于重力作用發生置換，這也是堵漏泥漿不能有好效果的主要原因。多年來像本井一樣漏失超千方的情況沒有發生過，所以堵漏材料庫存品種不足，沒有大顆粒的堵漏材料，現場技術手段非常有限。在四開小井眼的鉆井施工過程中，4-6/8″小螺桿的遲遲不能到位嚴重影響了進度。后經定向公司組織，從斯倫貝謝租賃一根新螺桿，使得后期施工進度正常。

4　結論與展望

9-5/8″技術套管下深可以考慮下到1000m左右，徹底清除上部地層水層井涌隱患。若該區塊還遇到此類井型，在打水泥堵漏施工中可以考慮加入促凝劑，縮短水泥初凝時間，避免發生重力置換而造成水泥堵漏的失敗。應該有充足的多品種的堵漏劑材料庫存，另外小尺寸螺桿可以提前對相關服務方提出庫存要求，防止復雜情況突然發生。對此類型井進行規模開發，可以考慮用更有技術含量的微泡、充氣或空氣鉆井技術，以上問題可以迎刃而解。

［1］許期聰，劉奇林，侯偉，蒲剛，王衛東，劉云.四川油氣田氣體鉆井技術［J］.天然氣工業，2007（3）：60-62.

［2］魏武，許期聰，余梁，劉貴義，李剛，劉云，王衛東.利用空氣鉆井技術提高鉆井速度研究［J］.天然氣工業，2006（7）：57-58.

［3］田魯財，劉永貴，白曉捷.空氣鉆井技術在徐深21井的應用［J］.石油鉆探技術，2006（4）：27-29.

TE258

A

1004-5716（2016）08-0061-03

2015-08-09

2015-08-28

國家自然科學基金項目“高溫高壓低彈性模量復合固井材料形成機理研究”，編號51474192；中央高校基本科研業務費，編號2012098。

王金磊（1983-），男（漢族），山東聊城人，工程師，現從事鉆修井工藝技術現場施工安全優化組織管理工作。