鄒阿七，黃 召，嚴維鋒，牟哲林

（1．上海石油天然氣有限公司，上海 200030；2．中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200300）

東海XX井復雜情況處理介紹

鄒阿七1，黃 召2，嚴維鋒2，牟哲林1

（1．上海石油天然氣有限公司，上海 200030；2．中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200300）

東海某油氣田XX調(diào)整井作業(yè)過程中，鉆至設計井深后，決策加深鉆進以鉆探深部地層的含油氣性。加深鉆進至5 108 m發(fā)生溢流，壓井過程中，鉆桿在731 m位置發(fā)生刺漏，導致短路循環(huán)，置換法壓井過程發(fā)生井漏、阻流管匯刺漏，同時由于平臺設備壓力等級不足導致情況進一步復雜化。經(jīng)過一系列非常規(guī)措施，最終壓井成功，是一次非常規(guī)壓井的成功案例。

加深鉆探；溢流；非常規(guī)壓井

海上油氣田的開發(fā)以叢式井為主，老油田長時間的開采，產(chǎn)量逐年遞減，調(diào)整井難度逐年提高，同時，為降低成本，提高利用效率，部分井在調(diào)整井基礎上通過加深或側(cè)鉆鉆探未鉆遇的地層，從而達到地質(zhì)勘探的目的[1]。部分老油田因為年代久遠，模塊鉆機能力下降或者本身能力不足，給調(diào)整井兼探井的鉆井帶來風險[2]。東海某油氣田XX井便是此背景下實施的一口調(diào)整井兼探井，設計加深井深至5 236 m。通過模擬計算，該井在600 ～ 1 000 m位置疲勞系數(shù)高，鉆桿刺漏現(xiàn)象嚴重（共刺漏鉆桿20根），加深層段預計為低孔低滲地層，壓力系數(shù)1.47。實際在鉆至5 108 m發(fā)生溢流，錄井撈砂顯示為高孔滲的中砂巖地層，壓力系數(shù)1.8。壓井過程中，鉆桿在731 m位置再次刺漏，導致短路循環(huán)，無法正常壓井，置換壓井過程發(fā)生井漏，同時，平臺原有設備壓力等級不足，壓井期間阻流管匯刺漏，導致現(xiàn)場情況復雜。經(jīng)過重晶石沉淀壓井、搶接考克、鉆桿內(nèi)作業(yè)等一系列措施，最終壓井成功。

1 XX井復雜情況主要特點

（1）儲層埋藏深、高溫高壓。溢流時井深為5 108 m（垂深4 410 m），為該油氣田所鉆遇最深的井。本井井底溫度為161.5 ℃，目的層為氣層，溢流后關(guān)井套壓10.3 MPa，計算壓力系數(shù)為1.78，是典型的高溫高壓氣井。

（2）下噴上漏。7”套管鞋以下的6”井眼存在13個煤夾層，壓井過程將煤層壓漏導致下噴上漏。

（3）鉆桿刺漏、短路循環(huán)。2月4日泵壓持續(xù)降低，判斷鉆桿刺漏，短路循環(huán)，無法有效壓井，這也是導致本次壓井情況不斷復雜的最直接原因。

（4）井口壓力等級受限、地面設備能力受限。平臺防噴器10 000 psi（68 950 kPa）壓力等級，升高管5 000 psi（34 475 kPa），油管四通5 000 psi（34 475 kPa），是井口裝置中壓力等級最低的裝備，降低了井口裝置整體的壓力等級，限制了作業(yè)能力（圖1）。

圖1 XX井井口示意圖

2 復雜情況處理過程

2.1 溢流初期處理

（1）1月31日發(fā)生溢流，首先采用邊循環(huán)邊加重方法進行壓井，期間，泥漿泵發(fā)生故障，修復后，泵壓由原先的24 MPa降至14.4 MPa，并持續(xù)降至9.3 MPa，檢查泵及地面管匯正常，推斷鉆桿刺漏。

（2）2月4日，改為置換法壓井[3-5]，由于刺漏點以下泥漿氣侵嚴重，無法判斷氣侵后的泥漿比重，井口設備最低壓力等級為5000 psi（34 475 kPa），因此控制井口壓力不可高于4 000 psi（27 580 kPa），導致無法有效的控制井底出氣。置換壓井過程中共擠入密度為1.8 g/cm3的重泥漿153 m3，理論計算已填滿井筒容積[6]，但仍未把井壓住，而且，套壓和立壓仍然呈不斷升高的趨勢，判斷井底發(fā)生漏失。置換、放噴過程中阻流管匯經(jīng)受長時間高壓流體沖蝕，2月6日，阻流管匯多處刺漏，啟動應急狀態(tài)（圖2）。

圖2 XX井井下示意圖

2.2 特殊方案處理

2.2.1 小排量滴灌法循環(huán)排氣

小排量滴灌法循環(huán)排氣是被動情況下采取的措施，由于井下漏失及阻流管匯刺漏后泥漿無法回收，損失大量重泥漿，導致后續(xù)供應不足，加上設備損壞嚴重，只能通過小排量循環(huán)。以泥漿泵5沖左右的排量，套壓不高于7 MPa（此參數(shù)下可滿足穩(wěn)定排氣），泵入重泥漿，達到循環(huán)排氣暫時維穩(wěn)的目的。在2月7日至2月14日維穩(wěn)期間，儲備充足的重晶石，并緊急動員附近平臺的測試設備（油嘴管匯、動力油嘴、測試分離器）建立多條放噴壓井通道，確保后續(xù)壓井作業(yè)正常進行，同時修復損壞的設備，達到了預計的目的。

2.2.2 重晶石沉淀法壓井

1月31日至2月14日已消耗重晶石700 t，繼續(xù)泵入低黏度的重泥漿，可形成更多的重晶石沉淀，從而在井內(nèi)形成重晶石塞，可達到堵漏及壓井的目的，因此，決策采用重晶石沉淀法進行壓井。2月15日至2月19日，泵入低黏度重漿，消耗重晶石200 t，加上之前消耗的重晶石共計900 t，假設有10%重晶石沉淀，足以將6”井眼和部分7”套管段填滿，理論上應該起到明顯的阻流壓井作用，實際井下不再漏失，但井內(nèi)出氣量仍為50 000 ～ 60 000 m3/d（圖3），說明重晶石塞已經(jīng)形成，但其致密度不足以封堵高壓氣層。重晶石沉淀壓井期間，懸重逐漸降低，判斷重晶石沉淀導致鉆具卡死。

2.2.3 搶接考克

重晶石沉淀壓井期間以350 L/min的排量進行循環(huán)低黏度泥漿，期間多次全開動力油嘴，以900 L/min的大排量循環(huán)。發(fā)現(xiàn)開大排量后，短時間內(nèi)套壓持續(xù)降低，返出變少甚至無返出，此時產(chǎn)氣量為零，持續(xù)時間約3 min，繼續(xù)循環(huán)，套壓逐漸升高，開始返出并逐漸增大，產(chǎn)氣量隨之增大。分析認為重晶石沉淀形成重晶石塞起到了一定的阻流作用導致以上現(xiàn)象的發(fā)生。

當時狀態(tài)下，刺漏點以上短路循環(huán)，無其他措施下，壓井無法成功。因此決策搶接考克，通過鉆桿內(nèi)作業(yè)，尋找并起出刺漏鉆桿，建立正常循環(huán)進行壓井。重晶石沉淀形成的重晶石塞提供了搶接考克的短暫時機，現(xiàn)場制定了詳細的搶接方案并多次演練，2月19日，開大排量至900 L/ min后，立壓降為0，套壓降低為0.5 MPa，現(xiàn)場關(guān)萬能，開閘板防噴器，下放鉆具使鉆桿井口方余1.22 m，卸開鉆桿安裝防噴考克，并取得成功。之后工作重點轉(zhuǎn)移至鉆桿內(nèi)作業(yè)，尋找并起出刺漏點鉆桿，建立深部循環(huán)，實現(xiàn)正常壓井。

2.3 鉆桿內(nèi)作業(yè)

2.3.1 鉆桿內(nèi)連續(xù)油管作業(yè)

搶接考克后首先進行了連續(xù)油管作業(yè)，其目的是：（1）通井，將連續(xù)油管盡量下深，確認鉆桿內(nèi)是否有重晶石沉淀；（2）通井過程中開泵循環(huán)，達到?jīng)_洗鉆桿內(nèi)壁目的；（3）替入加重泥漿，達到壓井目的[7]。

連續(xù)油管最終下深至3 000 m（此深度連續(xù)油管已接近最大安全載荷），無阻掛，達到了通井及沖洗井壁的目的。由于連續(xù)油管只能在鉆桿內(nèi)而非整個井筒內(nèi)替入重漿，未能起到壓井目的。

2.3.2 鉆桿內(nèi)電纜作業(yè)

連續(xù)油管作業(yè)后，進行了一系列的電測作業(yè)：

（1）利用CCL儀器通井，同時利用其磁信號找漏點；最終通井至3 940 m，但是未能通過磁信號發(fā)現(xiàn)漏點。

（2）鎂粉切割。由于找漏點的電測儀器未到達現(xiàn)場，決定先進行鉆桿內(nèi)切割，其目的是：①在深部位置建立鉆桿與環(huán)空的連接通道，為建立深部循環(huán)做準備；②鉆桿卡死，通過切割，為起鉆拆甩刺漏鉆桿做準備。

本次切割選擇了對套管傷害小的化學切割方式，鎂粉切割，該切割器耐壓10 000 psi（68 950 kPa），經(jīng)過計算，分析了三個切割位置與泥漿密度的關(guān)系：①切割點3 000 m，需替入的壓井泥漿密度為2.63 g/cm3；②切割點3 500 m，壓井泥漿密度為2.34 g/cm3；③切割點4 000 m，壓井泥漿密度為2.13 g/cm3。

圖3 重晶石沉淀法壓井期間循環(huán)排氣參數(shù)變化曲線

最終選擇在3 065 m進行切割，其原因是：①此位置為套管重疊段，可確保切割時有雙層套管保護 ；②此位置對應地層為泥巖，即使傷及套管，也不會打開新的產(chǎn)層導致情況更加復雜。2月28日，下鉆至3 065 m，一次性切割成功，如圖4所示。

圖4 鉆桿切口

圖5 RBT測井結(jié)果

圖6 PLT測井結(jié)果

（3）24臂井徑儀成像作業(yè)，根據(jù)井徑儀在鉆桿內(nèi)測的成像圖，其測量精度無法發(fā)現(xiàn)刺漏點。

（4）RBT測井。RBT為徑向水泥膠結(jié)測井儀器，如果把鉆桿外的重晶石堆積物視作是具有一定橫波速度的固體，那么利用RBT聲幅有可能識別重晶石頂面，根據(jù)重晶石頂面，確定鉆桿是否再往上切割。測量井段為3 020 m至井口，通過測量，測得734.3 m位置為分界線（圖5），鉆桿外環(huán)空存在兩種不同密度的介質(zhì)，推測泥漿在734.3 m位置短路循環(huán)，以上主要為泥漿，以下主要為天然氣，初步確認了刺漏點位置。

由于環(huán)空介質(zhì)受到氣侵，其干擾引起的差異可能大于重晶石引起的差異，無法明確切割點以上的鉆桿外是否存在重晶石塞。

（5）PLT測井。PLT儀器為渦輪流量計，是最簡單、最直接也是最成熟的流量方法，主要通過渦輪轉(zhuǎn)速RPS與電纜速度回歸得到井筒內(nèi)流體流動速度進行流量計算，產(chǎn)出井中需要同時結(jié)合流體密度和流體電容來進行分相流體流量的計算。PLT測得鉆桿內(nèi)流量變化點在731.5 ～ 732.5 m，測量全流量為735 m3/d（圖6），與井口泥漿流量720m3/d吻合，綜合RBT的分析結(jié)果，推斷鉆桿漏點在731.5 ～ 732.5 m井段（接箍處）。最終起鉆發(fā)現(xiàn)刺漏點深度為731 m，證實了本方法用于測鉆桿刺漏點的準確性。

2.4 帶壓起下鉆

PLT測井明確了刺漏點位置，鎂粉切割在深部位置建立了鉆桿與環(huán)空的流通通道，決策再下入連續(xù)油管至切割位置循環(huán)，通過切割通道在鉆桿及環(huán)空內(nèi)泵入重漿，達到壓井目的，為起鉆拆甩刺漏鉆桿做準備。3月4日，連續(xù)油管下至3 032 m，由于密度為2.6 g/cm3的泥漿流動性差，只能泵入2.4 g/cm3泥漿，共泵入300 m3，立壓、套壓逐漸降至0.5 MPa左右，產(chǎn)氣量降至5 000 m3/d以下，已具備強行起鉆條件。

3月6日0:00，觀察井況穩(wěn)定，關(guān)萬能防噴器，做好應急措施準備，試起三柱觀察井內(nèi)無異常，灌入量正常，開始強行起鉆[8]。起止第13柱時開始溢流，之后每起一柱開泵循環(huán)，下午17:30，起鉆26柱，在26柱上單根與中單根接頭處發(fā)現(xiàn)刺漏點，如圖7所示，深度為731 m，與電測結(jié)果一致。

圖7 加重鉆桿刺漏點照片

強行起鉆成功完成，將刺漏鉆具甩掉，在3 000 m井深處替入密度為2.6 g/cm3的重泥漿建立循環(huán)，使整個井控形勢發(fā)生了轉(zhuǎn)折，3月7日立壓、套壓均降為0，隨后開萬能防噴器，循環(huán)排氣，至3月8日，井下穩(wěn)定，壓井成功。

3 經(jīng)驗及教訓

（1）壓井過程中鉆桿刺漏導致短路循環(huán)，非常規(guī)壓井手段起到至關(guān)重要的作用，本次采用了重晶石沉淀法壓井，形成的重晶石塞成功封堵了漏層，雖然未能成功阻隔高壓氣源，但起到很好的阻流作用，有了搶接考克的時機，成功搶接考克是取得本次壓井成功的關(guān)鍵因素。

（2）搶接考克后采取了鉆桿內(nèi)作業(yè)：①鎂粉切割一次性成功，建立深部流通通道，切割口平整、安全、可靠，確保起鉆成功；②RBT和PLT電測作業(yè)，成功找到刺漏點等。這些作業(yè)措施為以后類似復雜情況的處理手段提供了可參考的技術(shù)手段。

（3）東海該油氣田鉆至深部地層的井全部為低孔低滲儲層，不通過壓裂改造無法自噴。本井所鉆深部地層預計為低孔低滲地層，但由于未嚴格按照規(guī)范標準選擇井口設備，升高管和油管四通壓力等級5 000 psi（34 475 kPa）遠低于井底壓力11 154 psi（76 907 kPa），導致復雜情況處理不能采取更強力措施進行壓井。通過本次復雜情況的處理，清楚的認識到，應嚴格按照鉆井作業(yè)的規(guī)范要求進行設備配置和施工作業(yè)。

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Introduction on Treatment of Complicated Conditions in Well XX of East China Sea

ZOU Aqi1, HUANG Zhao2, YAN Weifeng2, MOU Zhelin1
（1.Shanghai Petroleum Corporation Ltd,Shanghai200030,China; 2.Shanghai Branch of CNOOC Ltd,Shanghai200030,China）

During operation of XX adjustment well in a oil and gas field of East China Sea, after drilling to the depth of design, it is decided to continue drilling to explore oil and gas bearing conditions of deeper formation. During drilling process, overflow occurred when drilling to 5 108 m. When killing the well, drill pipe piercement occurred at 731 m, resulting in short circulation. When displacement killing method was applied, circulation loss and choke line piercement occurred, which lead to further complications with insufficient pressure level of equipment. After a series of unconventional well kill techniques, killing well is successful. It is a successful case of well killing.

deepening drilling; overflow; unconventional killing well

TE28

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.02.097

1008-2336（2014）02-0097-05

2014-03-06；改回日期：2014-03-31

鄒阿七，1964年生，男，高級工程師，1986年畢業(yè)于成都理工大學鉆探專業(yè)，現(xiàn)任上海石油天然氣有限公司業(yè)主辦副主任兼東海平湖鉆完井項目組副經(jīng)理，主要負責平湖油氣田鉆井管理及技術(shù)攻關(guān)。E-mail：zouaq@cnooc.com.cn。