陶現(xiàn)林，徐泓，母亞軍

（中國石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川 南充637000）

0 引言

在川東地區(qū)氣田產(chǎn)層多為裂縫或破碎地層，勘探開發(fā)中，壓力高，產(chǎn)量高，且高含硫化氫，井控難度很大，因此，井控工作一直是川東地區(qū)鉆井施工安全中的重中之重［1］。在這種復(fù)雜的地質(zhì)和工程條件下，有時(shí)候常規(guī)壓井技術(shù)應(yīng)用受到較大的限制，甚至無法實(shí)施，這時(shí)必須采用非常規(guī)壓井技術(shù)。

非常規(guī)壓井技術(shù)是發(fā)生溢流關(guān)井后，鉆具距離井底較遠(yuǎn)、鉆具斷裂、刺漏或者鉆具內(nèi)通道卡堵等狀況下，常規(guī)壓井方法無法實(shí)施或者難以達(dá)到理想壓井效果而采用的特殊壓井方法。

本文結(jié)合近幾年在川渝地區(qū)壓井實(shí)踐中遇到的復(fù)雜問題，對(duì)非常規(guī)壓井技術(shù)進(jìn)行了深入研究，建立了非常規(guī)壓井技術(shù)方法。在泰來2 井成功實(shí)施的非常規(guī)壓井技術(shù)，為川東地區(qū)及類似地區(qū)實(shí)施特殊壓井提供了經(jīng)驗(yàn)。

1 非常規(guī)壓井技術(shù)

非常規(guī)壓井技術(shù)綜合應(yīng)用置換法壓井和平推法壓井技術(shù)，達(dá)到控制井口壓力和壓穩(wěn)油氣層的目的。

1.1 置換法壓井

由于各種因素造成關(guān)井后套壓較高，一般套壓達(dá)到了井口段套管抗內(nèi)壓強(qiáng)度的50%左右，或者井口井控裝備額定承壓能力的50%左右。這時(shí)采用常規(guī)壓井方法存在諸多困難，需要采取措施降低套壓（放噴降壓措施不在本文討論之內(nèi)），同時(shí)保持地層氣體不進(jìn)入井筒或者少進(jìn)入井筒，即保持環(huán)空液柱壓力加上套壓大于地層壓力［2-4］。向井筒內(nèi)泵入一定體積的壓井液，放出純氣體或者嚴(yán)重污染的鉆井液（密度嚴(yán)重降低），通常是間隙性施工，有時(shí)可以相對(duì)連續(xù)性施工。

置換法壓井技術(shù)是在關(guān)井情況下，確定套管上限與下限壓力范圍，分次注入一定數(shù)量的壓井液，分次放出井內(nèi)氣體，直至井內(nèi)充滿壓井液，即完成壓井作業(yè)［5-7］。每次注入井筒的壓井液所形成的液柱壓力大于放出氣體或者嚴(yán)重污染的鉆井液所降低的壓力。一般情況下，由于注入壓井液密度和體積能夠準(zhǔn)確計(jì)量，所形成的液柱壓力基本準(zhǔn)確，所排出的污染鉆井液有時(shí)無法準(zhǔn)確計(jì)量，放出的氣體體積目前沒有現(xiàn)場(chǎng)計(jì)量手段；因此，實(shí)際操作中，放出的污染鉆井液體積和氣體量很難控制，這時(shí)精確觀測(cè)套壓和計(jì)算環(huán)空壓力非常重要。

排放出的流體主要有3 種： 第1 種是氣柱已經(jīng)滑脫到井口環(huán)空，置換出來的全部是氣體；第2 種是排出來的全部為污染嚴(yán)重的鉆井液； 第3 種是排出來的氣液混合物。

置換法壓井方法降低了套壓，緩解了前期井控險(xiǎn)情，但是不能把井壓穩(wěn)，后期必須應(yīng)用其他壓井方法才能保證井筒液柱壓力大于地層壓力。

1.2 平推法壓井

平推法壓井是從地面管匯向井內(nèi)注入壓井液，將進(jìn)入井筒的地層流體壓回地層的壓井方法［8-11］。使用平推法壓井前，依據(jù)地層滲透率計(jì)算施工排量，也可以實(shí)測(cè)確定合理的施工排量。根據(jù)井內(nèi)管柱狀態(tài)、壓井液密度、各種循環(huán)磨阻等參數(shù)計(jì)算控制壓力，主要考慮井控裝備和泵的承受能力，保證裝備安全。

該方法一般適用3 種情形： 一是含硫化氫氣體的井涌；二是技術(shù)套管下的較深，產(chǎn)層或者其他層位具有較好的滲透性；三是鉆桿堵塞或者斷裂，壓井液不能到達(dá)井底。

1.3 復(fù)雜條件下推薦做法

置換和平推2 種壓井方法有時(shí)需要和其他壓井方法綜合應(yīng)用。施工推薦做法如下。

1.3.1 壓井鉆具距井底較遠(yuǎn)或空井時(shí)發(fā)現(xiàn)溢流

1.3.1.1 溢流量大于2 m3或溢流速度大于3 m3/h

1）立即關(guān)閉封井器并倒鉆井泵閘門至反循環(huán)壓井管線，同時(shí)做好下鉆桿準(zhǔn)備（鉆桿帶止回閥）；準(zhǔn)備堵漏鉆井液和鉆桿水眼灌漿管線。

2）通過反循環(huán)管線向井內(nèi)泵入大于溢流量的重鉆井液（2 倍溢流量）。

3）開井下鉆，密切觀察溢流情況并準(zhǔn)確測(cè)量溢流量，及時(shí)向鉆桿內(nèi)灌鉆井液。

4）每當(dāng)溢流總量達(dá)到3 m3或溢流速度明顯增大時(shí)，停止下鉆關(guān)閉鉆桿半封閘板，從壓井管線向井內(nèi)泵入重漿5～6 m3，再開井下鉆，直至下到理想的深度進(jìn)行正循環(huán)壓井。

5）在下鉆的同時(shí)，地面準(zhǔn)備1 罐堵漏鉆井液；如果在往井內(nèi)注鉆井液時(shí)發(fā)生井漏，可注堵漏鉆井液。

6）井內(nèi)有鉆桿，在關(guān)閉半封閘板后通過壓井管匯從環(huán)空反推鉆井液時(shí)，要注意計(jì)算泵壓產(chǎn)生的上推力和鉆具懸重，防止將鉆具上推。一般情況，環(huán)空加壓1 MPa，對(duì)φ127 mm 鉆桿上推力約為127 kN，對(duì)φ139.7 mm 鉆桿約153 kN。

7）準(zhǔn)備高密度的壓井鉆井液，如果鉆具下不到井底進(jìn)行壓井，可能要使用較高密度的鉆井液。

1.3.1.2 溢流量小于2 m3或溢流速度小于3 m3/h

直接搶下鉆桿（帶止回閥），同時(shí)倒鉆井泵閘門至反循環(huán)壓井管線，并準(zhǔn)備堵漏鉆井液和鉆桿水眼灌漿管線。其他步驟同1.3.1.1 中的3）—7）。

1.3.2 噴漏同存時(shí)的壓井方法

1）如果不見液面，馬上從環(huán)空吊灌鉆井液；如果吊灌10 m3仍不見液面，立即從鉆具打堵漏鉆井液，并間斷從環(huán)空吊灌低密度鉆井液，直至能夠建立循環(huán)。要注意鉆井液的配制和轉(zhuǎn)運(yùn)，堵漏材料的組織和堵漏方案的制定及堵漏措施的細(xì)化。

2）如果可見液面，灌滿鉆井液能夠建立循環(huán)或經(jīng)過堵漏可建立循環(huán)，進(jìn)行壓井作業(yè)。

3）控制套壓以循環(huán)罐監(jiān)測(cè)液面沒有溢流或微漏（小于3 m3/h）。

1.3.3 含硫化氫產(chǎn)層發(fā)生溢流的處置方法

1）采用環(huán)空平推法將含硫氣體推入地層。

2）如果發(fā)生井漏，可先從鉆具打入堵漏鉆井液，等堵漏鉆井液出鉆頭再進(jìn)行環(huán)空平推，將含硫氣體推入地層。

3）進(jìn)行節(jié)流循環(huán)壓井。

2 非常規(guī)壓井技術(shù)應(yīng)用

2.1 泰來2 井基本情況

泰來2 井是位于川東南地區(qū)的一口重點(diǎn)探井，設(shè)計(jì)井深5 720 m，目的層是主探上二疊統(tǒng)長(zhǎng)興組，兼探下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組和下二疊統(tǒng)茅口組。實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)為：φ476.25 mm 表層套管×32.00 m+φ339.70 mm 技術(shù)套管×705.00 m+φ273.10 mm 技術(shù)套管×2 957.11 m+φ241.30 mm 裸眼×5 430.00 m。φ241.30 mm 井眼鉆遇的主要地層是須家河、雷口坡、嘉陵江、長(zhǎng)興組和吳家坪。長(zhǎng)興組是主要目的層，設(shè)計(jì)壓力系數(shù)1.10～1.25，在5 430.00 m 以上井深沒有發(fā)生過溢流。

2.2 溢流發(fā)生經(jīng)過

該井2月22日14：30—24：00 進(jìn)行鉆井液性能調(diào)整，鉆井液進(jìn)口密度1.96 g/cm3，出口密度由1.96 g/cm3降至1.94 g/cm3，全烴值維持在0.4%～0.5%。鉆進(jìn)至井深5 430.00 m，進(jìn)入?yún)羌移航M14 m 中完。循環(huán)了5 h 后開始短起下鉆，2月23日2：00—4：30 短起下10 柱（短起下井段5 110.00～5 430.00 m），耗時(shí)2.5h。4：35—6：11 循環(huán)，鉆頭位置5429.00 m，排量1.4 m3/min，泵壓16.5MPa。其中5：30 鉆井坐崗記錄顯示液面上漲1.1 m，5：40 出現(xiàn)后效顯示，6：11 氣測(cè)全烴值70.78%，槽面無色米粒氣泡占40%，緩沖罐槽面上漲30 cm，鉆井液出口密度由1.93 g/cm3下降至1.60 g/cm3，黏度由98 s 上升至103 s，鉆井液體積增加很快。6：16 停泵關(guān)防噴器，準(zhǔn)備通過節(jié)流管匯、液氣分離器循環(huán)排污。

6：25 單凡爾開泵，排量0.48 m3/min，節(jié)流閥全開循環(huán)排污，進(jìn)口鉆井液密度1.96 g/cm3，出口鉆井液密度1.82 g/cm3，點(diǎn)火成功，橘黃色火焰高6～8 m，立壓0 MPa，套壓由3.09 MPa 不斷上升。7：30 套壓升至9.69 MPa，7：48 套壓升至19.29 MPa，7：55 停泵關(guān)井，關(guān)井套壓34 MPa。7：55—9：45 關(guān)井觀察，立壓0 MPa（鉆具內(nèi)有止回閥），套壓41.2 MPa。

2.3 溢流處理

由于關(guān)井套壓達(dá)到41.2 MPa，根據(jù)溢流發(fā)生經(jīng)過推算，井內(nèi)環(huán)空存在氣柱基本已經(jīng)到達(dá)井口，因此采用正注置換法壓井，以期降低套壓。

2.3.1 置換法壓井

2月23日9：45—10：51，節(jié)流閥關(guān)到死點(diǎn)位置（可以放出純氣體）以0.48 m3/min 的排量泵入2.0 g/cm3鉆井液壓井，立壓為0 MPa，套壓41.2 MPa，泵入鉆井液29.2 m3。10：51 懸重由1 720 kN 下降至101 kN，立壓突然上升至21.25 MPa，套壓43.12 MPa，立即停泵。根據(jù)懸重變化和立壓變化，判斷為鉆具斷。

根據(jù)套壓和立壓之差，井內(nèi)液面在斷點(diǎn)以下，斷點(diǎn)以上鉆具內(nèi)充滿鉆井液，可以計(jì)算出鉆具斷點(diǎn)離井口的最小值。因鉆桿斷裂前向鉆具內(nèi)打2.0 g/cm3的鉆井液29.2 m3，斷裂后套、立壓相差21.87 MPa，按鉆具內(nèi)充滿鉆井液算，21.87 MPa 需要2.0 g/cm3的鉆井液1 115.8 m，因此所剩鉆具不可能少于1 115.8 m，實(shí)際斷點(diǎn)在1 546.82 m。

10：51—18 ：52 ，間斷正注泵入2.0 g/cm3鉆井液88.91 m3置換壓井，立壓下降至18.01 MPa，套壓下降至29.01 MPa，懸重上升至170 kN。期間節(jié)流放噴點(diǎn)火，火焰高度6～8 m，火焰呈橘紅色，部分火焰發(fā)藍(lán)。

19：09—23：29連續(xù)正注泵入2.0 g/cm3鉆井液43.16 m3置換壓井，立壓下降至9.96 MPa，套壓下降至11.2 MPa，懸重上升至266 kN，焰高2～3 m。23：25 井口開始返出鉆井液，23：29—23：36 停泵，立壓9.96 MPa下降至9.37 MPa，套壓11.2 MPa 下降至9.77 MPa。

2.3.2 節(jié)流循環(huán)法壓井

2月24日0：00—16：50 節(jié)流循環(huán)排氣?？刂屏?0.00～11.00 MPa，進(jìn)口密度2.02 g/cm3，出口密度1.93～1.95 g/cm3，火焰高0～3 m，火焰呈橘紅色，部分火焰發(fā)藍(lán)，套壓維持在8.75～10.13 MPa。

關(guān)井后立壓7.0 MPa，套壓9.4 MPa，達(dá)到了降低套壓的目的，該井井控險(xiǎn)情得到較好控制。由于鉆具斷點(diǎn)距離氣層段較遠(yuǎn)，斷點(diǎn)以下鉆井液不斷受到污染，氣體中含有硫化氫，因此，采用平推法壓井方法把受污染的鉆井液壓回地層，使鉆井液壓力與地層壓力平衡。

2.3.3 平推法壓井

2.3.3.1 第1 次平推法壓井

2月24日，17：05—20：50 共計(jì)注入2.10～2.20 g/cm3的鉆井液280 m3，立壓由14.37 MPa 降至11.29 MPa，套壓由10.59 MPa 降至9.24 MPa。其中采用壓裂車反推鉆井液50 m3，排量1.10～1.30 m3/min，壓力13.75 MPa 下降至11.51 MPa； 使用鉆井泵正注鉆井液230 m3（含6%堵漏鉆井液30 m3）。至25日15：52 關(guān)井觀察，立壓6.15～6.65 MPa，套壓8.51～8.97 MPa。

2月25日，15：52—17：11 節(jié)流循環(huán)，進(jìn)口密度2.30 g/cm3，出口密度1.94～1.97 g/cm3。17：29 關(guān)井觀察，立壓由7.02 MPa 上升至8.95 MPa，套壓由9.43 MPa 上升至10.96 MPa。26日6：59 間斷正注或反推擠入密度2.30 g/cm3鉆井液30.13 m3。16：45 關(guān)井觀察，立壓由5.17 MPa 下降至4.74 MPa，套壓由7.66 MPa 下降至7.1 MPa。

2.3.3.2 第2 次平推法壓井

2月26日，17：00—19：32 正注、反推2.30～2.40 g/cm3鉆井液200 m3（其中2.30 g/cm3的堵漏漿80 m3），停泵后，立壓0 MPa，套壓1.84 MPa 逐漸下降0.56 MPa。后開井觀察，無溢流，決定起鉆。在起鉆第4 柱時(shí)，發(fā)現(xiàn)異常，灌漿多返出1.63 m3。關(guān)井求壓，立壓2.51 MPa，套壓1.65 MPa。至28日8：21 進(jìn)行2 次節(jié)流循環(huán)、1 次反推，節(jié)流循環(huán)時(shí)進(jìn)口密度2.29～2.39 g/cm3，出口密度2.04～2.31 g/cm3，立壓5.86～3.44 MPa，套壓2.03～0.30 MPa，點(diǎn)火火焰高度1～2 m。節(jié)流循環(huán)期間共計(jì)漏失鉆井液29.83 m3，反推密度2.25 g/cm3的鉆井液10.27 m3。

2.3.3.3 第3 次平推法加堵漏壓井

2月28日9：03—10：06，共計(jì)泵入2.20～2.50 g/cm3鉆井液110 m3。其中正注密度2.20 g/cm3的堵漏鉆井液60 m3、正注2.50 g/cm3的鉆井液40 m3、間歇性擠堵泵入2.50 g/cm3的鉆井液10 m3。

10：06—10 ：57 節(jié)流循環(huán)觀察，排量1 m3/min，進(jìn)口密度2.50 g/cm3，出口密度1.90～2.23 g/cm3，立壓4.07～3.86 MPa，套壓2.65～0.03 MPa，循環(huán)共計(jì)漏失20.43 m3。11：03 開井循環(huán)觀察，排量1 m3/min，立壓3.49 MPa，井口失返，共計(jì)漏失鉆井液5.8 m3?，F(xiàn)場(chǎng)判斷油氣層基本壓穩(wěn)，井控險(xiǎn)情解除，轉(zhuǎn)為鉆具打撈。

3 結(jié)論

1）非常規(guī)壓井技術(shù)是在復(fù)雜壓井條件下控制井控險(xiǎn)情，降低井控風(fēng)險(xiǎn)的有效技術(shù)手段。

2）非常規(guī)壓井技術(shù)在壓井之前須對(duì)井下情況作深入分析，作出符合客觀實(shí)際的判斷，制定壓井施工技術(shù)方案。實(shí)施過程中對(duì)操作控制要求很高，確保準(zhǔn)確無誤。

3）復(fù)雜壓井條件下的壓井作業(yè)，多數(shù)情況下是多種壓井方法的綜合應(yīng)用，要根據(jù)壓井進(jìn)度合理進(jìn)行壓井方法的轉(zhuǎn)換，以達(dá)到較好的壓井效果。

［1］曹耀峰.普光高酸性氣田安全開發(fā)的難點(diǎn)與對(duì)策［J］.中國工程科學(xué)，2011，13（8）：26-30.

［2］王果，樊洪海，劉剛，等.控制壓力鉆井技術(shù)應(yīng)用研究［J］.石油鉆探技術(shù)，2009，37（1）：34-38.

［3］楊先倫，李黔，袁本福.欠平衡鉆井安全鉆進(jìn)控制參數(shù)評(píng)價(jià)［J］.斷塊油氣田，2013，20（5）：671-673.

［4］付在國，孫應(yīng)紅，李勇.充氣鉆井井筒壓力分布規(guī)律研究［J］.斷塊油氣田，2008，15（1）：90-92.

［5］張桂林.置換法壓井操作方法［J］.石油鉆探技術(shù)，2010，38（2）：1-4.

［6］張桂林，董明鍵.HF203 井井噴及強(qiáng)行下鉆壓井方法［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（3）：72-76.

［7］張桂林，曾強(qiáng)滲.從伊朗Arvand-1 井溢流壓井再談置換法壓井方法［J］.石油鉆探技術(shù)，2012，40（4）：123-126.

［8］蒲軍，史學(xué)東，趙玲軍，等.淺層氣處理技術(shù)在哈薩克斯坦蒙泰克地區(qū)M-3A 井中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2006，28（3）：4-6.

［9］Hugh H.A new approach to drilling hard chert contaminated carbonate formations in kazakstan［R］.SPE 139412，2010.

［10］雷宗明，李強(qiáng).直推法壓井技術(shù)［J］.天然氣工業(yè)，2000，20（3）：54-56.

［11］雷宗明，李強(qiáng).氣井噴空后井內(nèi)無鉆具的壓井方法［J］.重慶石油高等專科學(xué)校學(xué)報(bào)，1999，1（4）：1-3.