張殿勝，冀成樓，馮光彬，占煥校

(中國石油伊拉克公司魯邁拉項(xiàng)目作業(yè)部，北京 100120)

?

魯邁拉油田R551井固井事故及處理

張殿勝，冀成樓，馮光彬，占煥校

(中國石油伊拉克公司魯邁拉項(xiàng)目作業(yè)部，北京 100120)

魯邁拉油田固井難度大，有因?yàn)楣叹_(dá)不到要求而報(bào)廢進(jìn)尺的情況發(fā)生。針對此問題，以R551井固井事故的成功處理為例，介紹了復(fù)雜井型固井事故處理的方法和流程。首先確定主要產(chǎn)油層位和滲透層地層性質(zhì)，然后采用超聲波成像測井、噪聲和溫度測井等測井方法對膠結(jié)質(zhì)量、封固層位等進(jìn)行準(zhǔn)確分析和描述，獲取層間封隔、油層封固和層間可能竄流情況的一手?jǐn)?shù)據(jù)，再通過流入測試的技術(shù)手段檢驗(yàn)層間封隔有效性，最后確定了下封隔器的完井方法。該方法對R551井主要油層之間成功進(jìn)行了封隔，達(dá)到了有效固井的目的，避免了盲目擠水泥甚至報(bào)廢進(jìn)尺進(jìn)而側(cè)鉆的情況發(fā)生，減少了經(jīng)濟(jì)損失，為處理同類事故井積累了施工經(jīng)驗(yàn)。

固井；事故；閃凝；井壁垮塌；流入測試

魯邁拉油田位于伊拉克南部的巴士拉省，是伊拉克境內(nèi)第一大油田，迄今已有近60年的開發(fā)歷史。油田包含MP、Mi、US、NU和4P等5個(gè)主力油藏,這些油藏分屬3個(gè)層位，巖性復(fù)雜，既有海相三角洲砂巖油藏，又有緩坡臺地相碳酸鹽巖油藏，各油藏開采程度不一、油藏內(nèi)部油水界面不統(tǒng)一、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，地質(zhì)條件較為復(fù)雜。2009年6月30日，中國石油天然氣集團(tuán)公司(簡稱中國石油)與英國BP石油公司(簡稱BP)在伊拉克第一輪國際油氣田招標(biāo)中聯(lián)合競得技術(shù)服務(wù)合同標(biāo)，獲得魯邁拉油田的作業(yè)權(quán)，開啟了中國石油(PetroChina)與BP、伊拉克南方石油公司(SOC)聯(lián)合體——魯邁拉聯(lián)合作業(yè)機(jī)構(gòu)(ROO)共同運(yùn)作的項(xiàng)目模式。魯邁拉油田地層巖性復(fù)雜，包含大量多孔性白云巖和裂縫石灰?guī)r，鉆井中失返井漏經(jīng)常發(fā)生。在TM、US等大頁巖段，隨著鉆井時(shí)間的延長，井壁坍塌越來越嚴(yán)重，頁巖段井徑超大，套管居中度難以保證，固井頂替效率低，導(dǎo)致此井段固井質(zhì)量差，甚至層間封隔失效；加上油田井型多為大位移S形和J形，技術(shù)套管和油層套管固井質(zhì)量很難保證。針對魯邁拉油田套管固井封固標(biāo)準(zhǔn)難以達(dá)到要求的困難，ROO開發(fā)了多種應(yīng)對方案，但仍無法徹底避免固井質(zhì)量問題，有時(shí)不得不采取射孔擠水泥和側(cè)鉆等補(bǔ)救措施，既增加了成本，又耗費(fèi)了大量時(shí)間。R551井由于固井井眼準(zhǔn)備不充分，固井過程中井壁垮塌，壓力突升，最終導(dǎo)致固井失敗。事故發(fā)生后，技術(shù)人員對事故原因認(rèn)真分析，先后采用了掃塞、聲幅測井、噪聲和溫度測井、流入測試及封隔器完井等技術(shù)方法，有效避免了盲目擠水泥甚至報(bào)廢進(jìn)尺進(jìn)而側(cè)鉆的情況發(fā)生，減少了經(jīng)濟(jì)損失，為處理同類事故井積累了施工方法和經(jīng)驗(yàn)[1-3]。R551井固井事故的處理方法也完善了魯邁拉油田的固井標(biāo)準(zhǔn)和設(shè)計(jì)基礎(chǔ)。

1 事故過程

R551井是伊拉克北魯邁拉油田的一口中深S形定向井，由一家國際知名的鉆井總承包商承鉆。該井于2013年6月15日開鉆，7月22日鉆至井深3418m完鉆，電測后常規(guī)通井，井眼通暢，循環(huán)3小時(shí)(循環(huán)期間發(fā)現(xiàn)振動(dòng)篩返出大量片狀、塊狀巖屑，最大3cm)，直到井底循環(huán)干凈；打入50m3(密度為1.24g/cm3)高黏度鉆井液充滿整個(gè)裸眼井段，起鉆。

7月29日10∶45開始下7in VAM TOP L80套管。

7月31日11∶30套管下至3089～3091m井段遇阻，開泵嘗試建立循環(huán)，最高泵壓達(dá)2500psi①1psi=0.0069MPa，下同環(huán)空仍不能頂通。停泵泄壓，以小排量為190L/min打壓至500psi；憋壓上下活動(dòng)套管，活動(dòng)幅度為一根套管長度；建立循環(huán)后逐漸增加排量至800L/min，立壓1600psi，發(fā)現(xiàn)振動(dòng)篩返出大量巖屑。邊循環(huán)、邊上下活動(dòng)套管，直至振動(dòng)篩無巖屑返出。繼續(xù)開泵下套管至設(shè)計(jì)深度3414m。

7月31日15∶30在循環(huán)調(diào)節(jié)鉆井液性能的同時(shí)上下活動(dòng)套管，活動(dòng)幅度為一根套管長度，鉆井液屈服值從35調(diào)整至17，過程持續(xù)時(shí)間8小時(shí)。

7月31日23∶30安裝固井管線及井口固井裝置并試壓。

8月1日3∶00活動(dòng)套管時(shí)絞車盤剎液壓站出現(xiàn)故障，12∶15修好繼續(xù)作業(yè)，期間循環(huán)9.25小時(shí)，無法活動(dòng)套管。

8月1日12∶15開始重新準(zhǔn)備配尾漿固井水，固井管線試壓，混配尾漿，期間一直循環(huán)，振動(dòng)篩上無巖屑，鉆井液密度為1.20g/cm3，黏度為42mPa·s, 失水為4cm3/30min，濾餅厚度為1mm，排量為540L/min，立壓650psi。

8月1日16∶45—17∶15繼續(xù)配制密度為1.9g/cm3尾漿30.2m3。

8月1日17∶15開始固井施工。用固井車泵入清水1.6m3；投入固井下膠塞；邊配邊注14.2m3(密度為1.65g/cm3)領(lǐng)漿，排量為700L/min；泵入密度為1.9g/cm3的尾漿30.9m3，排量為700L/min；沖洗固井管線；剪開頂塞銷；泵入水1.6m3，隨后開始由鉆井泵替入鹽水；在替入15.8m3鹽水后壓力由217psi升至995psi；替入鹽水18.7m3時(shí)，壓力升至2676psi,井口失返；替入鹽水19.7m3時(shí)壓力升至3324psi，井口仍無返出；切換至固井泵車又替入清水1.6m3，壓力升至4295psi，井口無返出；又切換回鉆井泵，嘗試用1000～1200psi頂替，未成功。通過固井泵車、鉆井液泵累計(jì)替入21.8m3清水。調(diào)整在套管頭處坐卡，累計(jì)向井內(nèi)泵入水鉆井液45.1m3，其中套管內(nèi)33.5m3，進(jìn)入環(huán)空11.6m3。

2 固井事故原因分析

固井事故發(fā)生存在如下兩種可能原因[4-9]：

2.1 環(huán)空發(fā)生井壁垮塌或橋堵造成環(huán)空堵塞

(1)下套管至3089～3091m井段時(shí)發(fā)生堵塞遇阻，泵壓峰值達(dá)到2500psi，不得不開泵將套管沖到井底。

(2)固井前循環(huán)時(shí)間長達(dá)24.75小時(shí)，其中16.75小時(shí)循環(huán)時(shí)屈服值為17。

(3) 泵入尾漿時(shí)已顯示出環(huán)空堵塞的趨勢。

(4)替鉆井液時(shí)只要套管上下活動(dòng)，就可觀測到由機(jī)械擾動(dòng)而產(chǎn)生的壓力波動(dòng)。

2.2 水鉆井液發(fā)生閃凝[10]

鹽水混入水鉆井液中，嚴(yán)重縮短水鉆井液稠化時(shí)間；不適當(dāng)或不正確的外加劑混入水鉆井液；準(zhǔn)備好領(lǐng)漿配漿液20小時(shí)后才開始固井施工；尾漿配漿液被鹽水損害。

結(jié)合現(xiàn)場施工情況，分析認(rèn)為固井過程中壓力突升并最終導(dǎo)致固井失敗(套管內(nèi)留水泥塞)的原因是井壁垮塌。分析如下：

(1)下套管前通井到底循環(huán)時(shí)發(fā)現(xiàn)振動(dòng)篩返出大量片狀、塊狀巖屑，最大3cm；由于裸眼井段有T(2222～2260m)和NU(2796～3075m)兩個(gè)泥巖層，說明井壁開始脫落、坍塌。

(2)下套管至3089～3091m井段遇阻，開泵無法循環(huán)，最高泵壓達(dá)2500psi；憋壓上下活動(dòng)套管最終建立循環(huán)，之后逐漸增加排量循環(huán)，發(fā)現(xiàn)振動(dòng)篩再次返出大量巖屑。這說明井壁再次坍塌，因?yàn)樵谔坠苡鲎钑r(shí)，套管恰好下過NU層，該層在本井跨度達(dá)279m，除少量砂巖段、石灰?guī)r段外，其余為長段連續(xù)的泥巖段，容易浸泡坍塌。

(3)因設(shè)備原因循環(huán)時(shí)間達(dá)24小時(shí)，鉆井液處理后在屈服值較低情況下循環(huán)16.75小時(shí)，對井壁沖刷嚴(yán)重。泵入水鉆井液總量約為280bbl(45.1m3)，頂替117bbl(18.6m3)，總量大約為63.7m3時(shí)泵壓躥升。按照注水鉆井液速度為1m3/min計(jì)算，尾漿注入時(shí)間至少在30min以上，水鉆井液(加了各種外加劑，尤其是降失水劑)的稠化從30BC到無法泵送的過渡時(shí)間太短，領(lǐng)漿提前稠化的原因基本可以排除。

(4)產(chǎn)生高壓后改由水泥車頂替，頂替0.9m3后壓力達(dá)到3913psi，水泥車頂替1.6m3后壓力達(dá)到4295psi，繼續(xù)頂替至累計(jì)1.8m3時(shí)，壓力降到4104psi，說明此時(shí)地層已經(jīng)壓漏，如果水鉆井液提前稠化，不會(huì)出現(xiàn)壓力下降的現(xiàn)象。

(5)尾漿被頂替液(鹽水)影響的可能性不存在。魯邁拉油田生產(chǎn)套管固井全部使用雙塞水泥頭，尾漿與頂替液接觸的機(jī)會(huì)微乎其微。

3 事故處理方案

事故發(fā)生后，下入6in鉆具組合(6in 三牙輪鉆頭+浮閥+4in鉆鋌×9+4in隨鉆震擊器+4in鉆鋌×6+3in加重鉆桿×3+3in鉆桿)探到水泥塞頂在1687m處，該深度以下套管內(nèi)“灌香腸”；鉆水泥塞至浮箍3390m處起鉆，下7in刮削管柱刮管以確保套管內(nèi)無雜物，然后進(jìn)行USIT-CBL-VDL(超聲波成像測井)測井。

為測試Z層(主力油層)和NU層是否獲得封隔，選擇在兩層之間的S層3143～3149m段射孔。

根據(jù)聲幅評價(jià)結(jié)果，主力產(chǎn)層Z層(包括US層 和M層)基本已封固，NU層下部及S層也被水泥覆蓋，盡管在NU層上部和M層間存在擠水泥成功的可能性，但考慮到省時(shí)、不損壞套管、易組織和可行性等因素，決定取消在不同層段射孔后擠水泥的方案，改為以下施工方案：

(1)進(jìn)行噪聲和溫度測井，測試兩個(gè)層間是否有竄流。

(2)層間封隔。

①射孔段和Z層之間的封隔。做流入測試(Inflow Test)，若NU層沒有流體流入井內(nèi)，就證明從NU層到射孔處及Z層能夠?qū)崿F(xiàn)封隔。如果測試有流體流入井內(nèi)，則考慮以下措施：在射孔段進(jìn)行地層完整性試驗(yàn)；根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果決定是否進(jìn)行射孔段擠水泥；鉆開水泥塞，重復(fù)做流入測試；如果重復(fù)流入測試驗(yàn)證仍有流體流入，則下套管補(bǔ)丁工具在管內(nèi)封住射孔段。

②NU層和M層之間的封隔。噪聲和溫度測井驗(yàn)證環(huán)空是否有流體流動(dòng)，沒有則認(rèn)為環(huán)空水泥環(huán)實(shí)現(xiàn)了有效封隔。若有流體流動(dòng)，則射孔、擠水泥，然后鉆水泥塞，測USIT 及重復(fù)噪聲溫度測井。若仍有流體流動(dòng)，則進(jìn)行側(cè)鉆。

③M層和地面之間的封隔。 M層壓力為2400psi，認(rèn)為可以被水壓住，在環(huán)空安裝壓力表檢測壓力，進(jìn)行采油。

4 事故處理實(shí)施過程

按照實(shí)施方案，現(xiàn)場開始執(zhí)行以下措施：

(1)噪聲和溫度測井儀器下入7in套管內(nèi)檢查管外是否有竄流。結(jié)果顯示，M層和NU層之間、NU層和Z層之間、M層以上均無竄流。

(3)環(huán)空壓力表監(jiān)測時(shí)間長達(dá)128小時(shí)，壓力表壓力始終為零，表明在M層之上可實(shí)現(xiàn)液壓封隔。

(4)第一次流入測試。為確定該井在生產(chǎn)周期內(nèi)是否會(huì)有流體從NU層或Z層通過射孔處流入井內(nèi)，使用一種簡單的DST(鉆柱測試工具)坐封在射孔段上方，降低射孔處壓力至2200psi(負(fù)壓500psi)。

環(huán)空加壓至2300psi打開壓力控制閥(PTV)，地面水桶氣泡持續(xù)7min后消失。測試顯示井下溫度、壓力變化很??；同時(shí)環(huán)空封隔器試壓1000psi，穩(wěn)壓10min壓力不降。流動(dòng)測試期間溫度無變化，一直見到間斷的氣泡顯示，井下壓力變化見表1。

表1 井下壓力變化數(shù)據(jù)表

第4天22∶30解封封隔器，反循環(huán)井筒液體，見地層水和油花，停止循環(huán)后觀察井口無壓力變化、無流動(dòng)，提出DST管柱，結(jié)束測試。

在2200psi下，流入測試顯示射孔段有極弱的液體流動(dòng)，壓力積聚速度開始是18psi/h，在20小時(shí)之內(nèi)快速下降至7.5psi/h，89小時(shí)后降低5.7psi/h。

流入測試顯示，射孔處最終壓力在3117psi左右；裸眼電測顯示，該井Z層壓力為4500psi，NU層地層壓力為4600psi，射孔處壓力低于NU層和Z層，而在射孔處沒有監(jiān)測到明顯的流體進(jìn)入井眼，表明射孔段和Z層或NU層之間不連通。

(5)第二次流入測試。由于第一次流入測試顯示了極弱的液體流入，因此將井眼替換成水又進(jìn)行了第二次流入測試，以檢驗(yàn)水柱能否完全阻止來自地層的液體流入，從而確定完井液密度。流入測試結(jié)果顯示，無地層流體流入井筒。

5 完井方案

溫度和噪聲測井顯示，Z層和NU層之間無竄流；流入測試顯示，水的靜液壓力足以阻止來自射孔段的地層流體。因此選擇在射孔段和產(chǎn)層之間下入可回收式封隔器，實(shí)現(xiàn)目前射孔段和產(chǎn)層之間的封隔，在封隔器之上環(huán)空注入密度為1.22g/cm3的鹽水，完井管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

6 結(jié)束語

(1)在下套管和固井前充分循環(huán)處理鉆井液，確保泥巖層井眼穩(wěn)定后再下套管和注水泥，避免下套管或固井過程中發(fā)生井塌或橋堵；固井前鉆井液密度較低易引起油層上部頁巖垮塌，結(jié)合其他井經(jīng)驗(yàn)，固井前鉆井液密度控制在1.23～1.28g/cm3為宜。

(2)固井發(fā)生“灌香腸”后，應(yīng)認(rèn)真分析實(shí)際可能出現(xiàn)的多種情況，制訂完善的處理方案，才能有效避免射孔擠水泥甚至側(cè)鉆，避免報(bào)廢進(jìn)尺，從而減少經(jīng)濟(jì)損失。

[1] 齊奉忠，杜建平.哈里伯頓頁巖氣固井技術(shù)及對國內(nèi)的啟示[J]. 非常規(guī)油氣，2015，2(5)：77-82.

[2] 鐘文力，洪少青，呂聰，等.頁巖氣水平井固井技術(shù)難點(diǎn)與對策淺析[J]. 非常規(guī)油氣，2015，2(2)：69-72.

[3] 陳曙東，辛俊和，崔明月，等.中國石油海外鉆采工程技術(shù)現(xiàn)狀與未來展望[J]. 石油鉆采工藝，2014，36(2)：1-7.

[4] 趙維超.硬脆性頁巖井壁穩(wěn)定性影響因素研究[D]. 西南石油大學(xué)，2014.

[5] 宋正聰，李青，劉毅，等.塔河油田超深井裸眼段打水泥塞事故原因分析及對策[J]. 鉆采工藝，2012，35(6)：119-120.

[6] 吳朗，聶世均，曾凡坤，等.深井小間隙尾管固井作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)評價(jià)方法[J]. 中國海上油氣，2015，27(1)：91-95.

[7] 王虎軍.淺談水泥固死管柱事故處理技術(shù)[J]. 中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2013(8)：80.

[8] 白興偉. 淺談固井現(xiàn)場復(fù)雜情況的處理[J]. 中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量,2012(10):229.

[9] 李凡，和鵬飛，張海，等.渤海油田N13井“插旗桿”固井事故處理技術(shù)[J]. 石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督， 2015，6：44-46.

[10] 趙岳，沙林浩，王建東，等.油井水泥高溫緩凝劑特性及發(fā)展淺析[J]. 鉆井液與完井液，2011，28(S1)：54-58.

[11] 韓振強(qiáng)，蔣本強(qiáng)，周冀，等.懸掛封隔技術(shù)在海外套管修復(fù)井中的應(yīng)用[J]. 石油鉆采工藝，2014，36(2)：122-125.

[12] 鄭輝，蘇存元，米紅學(xué)， 等.壓力分配閥在中途鉆柱測試中的應(yīng)用[J]. 油氣井測試，2006，15(2)：71-72.

Cementing Trouble and Treatment for the Well R551 in Rumaila Oilfield

Zhang Diansheng, Ji Chenglou, Feng Guangbin, Zhan Huanjiao

(WellsDepartmentofRumaila,PetroChinaIraq,Beijing100120,China)

There have been some cementing difficulties in Rumaila oilfield,and resulted in some well sections abandoned due to the cementing quality could not meet the requirement.To solve this problem, and take the well R551 as an example for successfully handling the cementing troubles,the method and procedures have been introduced for dealing with cementing troubles in complex well casing programs. Main oil layers and properties of permeable formation must be determined at first, and then, the method of ultrasonic imaging logging, noise, temperature logging and other methods are used to analyze and describe the binding quality, sealing layers and so on accurately, so as to obtain the first hand data of interlayers sealing, reservoir isolation and possible channeling. Combined with the the technical means of inflow test to verify the effectiveness of interlayer isolation,the completion method with packers has been determined finally.The main oil layers in the well R551 have been isolated by this method, and achieved the objective of effective cementing. At the same time, it may also avoid the blind squeezing cement or sidetracking through the abandonment of some well sections, reduce the economic losses, and provide the operation experience for handling similar cementing troubles in the future.

Cementing; Trouble; Flash Set; Borehole Collapse; Inflow Test

張殿勝(1968年生)，男，高級工程師，現(xiàn)從事鉆井生產(chǎn)和現(xiàn)場管理工作。郵箱:zhangdiansheng@tom.com。

TE358

A