深水司鉆法壓井應用實例分析

趙春燕(中海油田服務股份有限公司 鉆井事業部湛江作業公司，廣東 湛江 524057)

1 深水井控及司鉆法壓井

井控是油氣勘探生產的重中之重[1-2]。深水環境下，地層破裂壓力和孔隙壓力形成狹窄的鉆井液密度窗口；細長的節流管線產生較大摩阻損失，使環空壓力增大，有可能超過地層破裂壓力而井漏[3]；深水井控中壓力變化復雜多樣[4]；深水低溫環境帶來水合物、壓井液流變性等問題[5]，使深水井控異常復雜。

目前常用的壓井方法是司鉆法和工程師法[6]。司鉆法是發生溢流關井，先用原密度鉆井液循環，將環空中被污染的鉆井液循環出井，再用精確計算的壓井液循環壓井，重建井內壓力平衡[7]。司鉆法壓井有兩個循環周，但多次失敗的教訓告訴我們，僅用兩個循環周完成壓井的成功案例較少，多數情況下是經過多次循環、調整泥漿才完成壓井，特別是深水井控。

2 深水司鉆法壓井應用實例

2.1 井下復雜情況發生過程

某直井作業水深814.8 m，215.9 mm(8-1/2″)井段地層巖性為中厚-巨厚層灰色泥巖、粉砂質泥巖與厚層淺灰色粉砂巖呈不等厚互層，局部井段夾薄層灰質粉砂巖。本井鉆進至主要目的層3 936.3～3 966.3 m時，最大氣全量4.1%。鉆進至3 988 m后進行短起下鉆作業，無后效氣。鉆進至4 250 m開始出現單根氣(最大氣全量3%)，逐步提高鉆井液密度至1.17 sg。溢流前(4 364～4 379 m井段)鉆遇地層多變，存在膠結致密砂巖、含灰砂巖，泥巖等，機械鉆速快慢交替變化，無明顯規律。

04:20正常鉆進至4 383.31 m，EKD顯示返出流量增加，活動池增加4 桶，氣全量有增加趨勢，司鉆停鉆，上提鉆具；04:22氣全量上漲至20%，停轉停泵，關上萬能BOP(關井后氣全量上漲至最高55%，對應返出深度4 378 m)，倒計量罐監測隔水管液面穩定，活動池上漲14 桶，立壓為0；04:55套壓上漲至3.447 MPa(500 psi)。

04:55小排量頂通浮閥求取關井立壓2.068 MPa(300 psi)、關井套壓3.447 MPa (500 psi)。停泵后立壓逐步上漲至3.337 MPa (484 psi)，套壓上漲至4.406 MPa(639 psi)。

2.2 井下復雜情況處理經過

本次壓井采用司鉆法，第一循環周用原1.17 sg鉆井液循環，第二循環周用1.40 sg壓井液循環壓井。

2.2.1 第一循環周

05:18用原1.17 sg鉆井液循環排環空溢流，以3.337 MPa (484 psi)關井立壓為基礎，調阻流閥，保持套壓不變，提排量至每分鐘30 沖，ICP為6.550 MPa(950 psi)，循環一個遲到時間，氣全量緩慢增長，最大氣測值13.4%，繼續循環氣全量緩慢降低，期間配制壓井液。

07:03用原鉆井液循環至2 977沖(鉆頭到阻流閥理論體積3 874沖)，氣全量增加，套壓波動，調節阻流閥維持立壓相對穩定。

循環過程中循環池液面持續上漲，為防止可能的繼續侵入，08:08調小阻流閥開度以給井底回壓，提高循環立壓至7.583 MPa (1 100 psi)，以此立壓繼續循環。

09:06停泵，讀得關井立壓4.563 MPa(662 psi)，關井套壓4.564 MPa(678 psi)，現場與技術支持討論壓井鉆井液密度，此期間關井立壓和套壓同時持續上漲，至8.645 MPa(1 254 psi)左右趨于穩定。

11:00，確定壓井液密度為1.40sg；11:34讀得SIDPP=8.645 MPa(1 254 psi)，SICP=8.480 MPa(1 230 psi)。

2.2.2 第二循環周

11:34用1.40 sg壓井液進行第二周循環壓井。保持套壓不變，開泵，提泵速至每分鐘20 沖時套壓上漲至8.824 MPa (1 280 psi)后下降，提泵速至每分鐘25 沖時立壓上漲至10.403 MPa(1 509 psi)后下降(判斷有漏失)，繼續提泵速至每分鐘30 沖，立壓和套壓均持續下降，未見回流。

12:01阻流閥調至5%倒流程至小計量罐觀察仍無回流，此時累計泵入686沖壓井液，通過壓井管線觀察壓力，與套壓相等，判斷阻流管線內無鉆井液。12:11累計泵入990沖壓井液，觀察到較小回流，泵入量仍大于返出量，繼續調節阻流閥開度至13%；12:36調節阻流閥開度至22%；12:41累計泵入1 900沖壓井液，回流正常，泵入量與返出量平衡，此時累計漏失300 桶鉆井液；12:43泵入1 955沖壓井液，循環立壓逐步降低至0.538 MPa (78psi)，套壓緩慢降低至6.515 MPa(945 psi)。

13:07觀察循環立壓0.469 MPa(68 psi)，套壓4.743 MPa (688 psi)。根據指令，嘗試重新獲得立壓，緩慢調低阻流閥開度由31%至20%，套壓上漲至6.549 MPa(950 psi)，但立壓無變化，回流量降低，漏失速度25.47 桶/h。13:18緩慢調大阻流閥開度至32%，立壓仍維持在0.483 MPa(70 psi)，套壓緩慢下降。

14:23累計泵入4 942沖壓井液，立壓緩慢上漲；14:25調大阻流閥至50%；14:27累計泵入5 050沖壓井液，回流量較少，立壓下降至0.462 MPa(67 psi)，套壓下降至1.275 MPa(185 psi)，繼續調大阻流閥開度至全開；14:41累計泵入5 500沖壓井液，立壓緩慢上漲，套壓維持在0.552～0.620MPa(80～90 psi)，回流量穩定，返出鉆井液密度1.19～1.20 sg。

15:20回流量再次減小，開壓井管線閥門(保持阻流、壓井全開)，立壓在3.102～3.171 MPa(450～460 psi)穩定，井眼仍漏失；15:26測漏速130 bbls/h；15:35測漏速200 桶/h。

15:37降低泵速至每分鐘25 沖，立壓3.171 MPa(460 psi)，返出鉆井液密度1.24 sg。15:42測漏速78 桶/h。15:56返出鉆井液密度1.28 sg，測漏速150 桶/h。

15:58開上閘板防噴器，調節上萬能防噴器壓力至2.758 MPa (400 psi)，活動鉆具，確認鉆具處于正常狀態。

16:13測漏速160 桶/h，返出鉆井液密度1.29 sg。16:23返出鉆井液密度1.3 sg。

16:43降低泵速至每分鐘15 沖，無返出，由于泥漿池中壓井液不足以支持繼續循環，關井，讀取關井立壓1.613 MPa(234 psi)(鉆桿內外壓井液密度不均勻造成)，關井套壓0 MPa(0 psi)。

16:48開阻流閥，倒計量罐，16:53立壓1.503 MPa(218 psi)，泄壓，立壓降為0 MPa(0 psi)。17:02關閉阻流閥，觀察壓力，立壓緩慢上漲。17:15立壓上漲至1.172 MPa(170 psi)后緩慢下降；17:49立壓下降至0.993 MPa(144 psi)。

第二循環周期間：

2.2.3 循環排除圈閉氣

第1日18:30接指令處理圈閉氣。倒流程，壓井管線入、開排氣閥通過阻流管線返出，循環排除上萬能與上閘板防噴器之間圈閉氣，泵入60沖1.19 sg鉆井液時阻流管線見返出，繼續循環期間最大氣測值9.8%，19:47停泵。

2.2.4 開井，循環調整鉆井液性能

第1日19:47接指令開井循環調整鉆井液。關閉轉噴器，關水下事故閥，開上萬能及上閘板防噴器，倒計量罐，溢流檢查，井眼微漏(9 桶/h)。

第1日20:45根據技術支持預測：地層壓力當量密度約為1.28 sg。當前井筒內液柱當量密度1.36 sg。泵入1.32 sg鉆井液，循環調整鉆井液至進出口鉆井液密度均勻為1.32 sg，期間井筒微漏(累計漏失34 桶)。

第2日05:45—06:15溢流檢查，正常。

第2日06:15—12:00繼續循環調整鉆井液性能。

第2日12:00，溢流檢查30 min，井眼液面穩定。12:30，進行低泵速及管線摩阻試驗。

第2日13:00進行短起下鉆作業，期間測得最大齊全量1.5%，油氣上竄速度39 m/h，溢流檢查正常后起鉆。

2.3 本次井下復雜情況的幾點認識

(1)溢流原因：本井發生溢流的根本原因是鉆遇地質未預測到的異常高壓層。本井實際與預測地層壓力偏差較大，揭開異常高壓層后，ECD無法平衡地層壓力，地層流體侵入井筒導致溢流。(2)漏失原因：下部井段鉆遇的砂巖層承壓能力弱，極有可能是本次出現的井漏的原因。深水地層壓力窗口窄，壓井液的密度選擇較為關鍵。(3)第一循環周前求壓不準確原因：理論上關井后15分鐘壓力趨于穩定，而本井關井后壓力持續升高，一方面地層滲透性不理想，未能及時釋放地層壓力；另一方面環空鉆井液氣侵，氣體存在滑脫上移導致壓力持續升高。

3 結語

結合上述實例分析，深水壓井取得成功的關鍵在于：(1)落實“四早”要求：早發現、早關井、早匯報、早處理。(2)準確判斷地層壓力，合理設定鉆井液密度。準確判斷地層壓力及漏失壓力，科學確定壓井液及后續鉆井液密度，是成功處理“下噴上漏”復雜情況的關鍵。(3)確保現場井控設備完好、井控物資充足、人員井控技能達標。深水井控對井控設備提出了更高的要求，現場應儲備充足的加重及封堵材料，關鍵崗位人員應熟練掌握井控技能，開展不同工況下的井控演習，及時更新低泵速數據和壓井施工單等，為處理壓井提供堅實的技術支持和準確的數據基礎。(4)深水井控使用司鉆法，可較早排除溢流，通過循環ECD及套管回壓等控制溢流的進一步產生。早循環、早處理，以免造成卡鉆或氣體滑脫套壓升高造成地層漏失等更多復雜情況。