浅析四川通南巴地区涪阳坝构造喷漏同存复杂情况的处理

张海军，张　涛

（中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司新疆指挥部，新疆轮台841600）

浅析四川通南巴地区涪阳坝构造喷漏同存复杂情况的处理

张海军*，张涛

（中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司新疆指挥部，新疆轮台841600）

涪阳坝构造位于中国石化四川盆地川东北酸性气藏通南巴构造带通江县，地质情况复杂，属“三高”气藏。母家1井是该区域的第一口预探井（直井），位于涪阳坝构造母家梁高点，该井在嘉陵江组五四段2次钻遇同一垂直裂缝，与目的层嘉陵江组二段连通，地层压力高、天然气高含H2S、地层大量出水污染泥浆、发生同层喷漏、上喷下漏、泥浆加重剂沉降、卡钻等复杂情况，风险高处理难度大。通过多次桥浆堵漏，损失大量泥浆、加重材料和堵漏材料，因地层水活跃常规堵漏失效，最后采用智能凝胶和速凝水泥浆堵漏成功，对井底进行暂闭，提前下入Ø273.1mm套管封隔漏层上部井段，为后续安全钻井创造条件。

通南巴构造带；嘉陵江组；喷漏同存；高含硫；堵漏；压井；智能凝胶；水泥浆

涪阳坝构造位于中国石化四川盆地川东北酸性气藏通南巴构造带通江县，该区域地层压力高、有断层、硫化氢含量高、地层水活跃、地质情况复杂，属“三高”气藏。母家1井是该区域的第一口预探井（直井），位于涪阳坝构造母家梁高点。

1　母家1井的基础数据

母家1井设计井身结构见表1。勘探开发嘉陵江组二段、飞仙关组三段油气层，须家河组承压能力低（压力系数1.5），嘉二段、飞三段存在异常高压（压力系数2.16～2.28），设计二开Ø273.1mm技术套管下深3560m，封隔嘉二段产层以上地层。二开Ø311.2mm井眼2次钻遇裂缝发生喷漏同存等复杂情况，为控制风险提前下Ø273.1mm封隔上部地层。

表1　母家1井设计井身结构

1.1漏层上部地层出水情况

二开钻至井深1870.13m地层出水，Cl-：11360↗14200mg/L，泥浆密度1.65↘1.58g/cm3，逐渐上提密度提至1.85g/cm3平衡水层。

1.2漏层上部主要气层情况

二开钻至嘉五四段2969.00～2972.00m井段钻遇气层，气测∑C：2.79%↗99.43%、C1：2.14%↗91.56%、H2S：0↗3ppm，泥浆密度1.84↘1.82g/cm3、粘度55s↗56s，pH值11。之后循环加重提泥浆密度至1.95g/cm3发生井漏，漏速2.5m3/h，加入随钻堵漏剂LF-1和ZD-1堵漏成功，提泥浆密度至2.06g/cm3压稳气层。

1.3上层套管数据

Ø339.7mm套管下深1862.37m，钢级110TS，壁厚10.92mm，抗内压强度42.5MPa。

1.4钻具结构

Ø311.2mmHJT537GK（喷嘴组合：Ø33.3mm×3）× 0.29m+双母630×730×0.64m+731×730回压凡尔× 0.78m+Ø 228.6mm钻铤6根×55.31m+731×630× 1.08m+Ø209.6mmDC 6根×56.54m+631×631双公短节×0.64m+Ø203mm震击器×7.25m+631×410×0.78m+ Ø177.8mmDC7根×63.61m+411×520×0.64m+521×520旁通阀×0.48m+Ø139.7mm（SS105，壁厚10.54mm）防硫钻杆+3只Ø205mm套管防磨接头×2.22m+1只Ø240mm套管防磨接头×0.83m+下旋塞521×520×0.41m+保护接头521×520×0.59m。

2　喷漏同存复杂情况

二开2次钻遇嘉陵江组五四段同一垂直裂缝，该裂缝贯通目的层嘉陵江组二段（三开完钻测井得到验证），地层压力高、天然气中高含H2S、地层大量出水污染泥浆、发生同层喷漏、上喷下漏、泥浆加重剂沉降、卡钻等复杂情况，风险高处理难度大。

（1）用2.06g/cm3泥浆钻井，井深3323.66m钻遇垂直裂缝，出现失返性井漏，上提四柱钻杆，第一次桥浆堵漏后钻柱内泥浆被气侵，井底发生“喷漏同存”、卡钻等复杂情况。经过3次桥浆堵漏成功堵住漏层，然后节流压井压稳气层，泡解卡剂处理卡钻无效、最后酸浴成功解卡。

（2）在处理完第一次“喷漏同存”复杂情况后，及时将井内钻杆全部更换为SS105防硫钻杆，并在2.06g/cm3井浆中加入10%堵漏剂恢复钻进。井深3325.01m第二次钻遇同一垂直裂缝，出现放空钻压瞬间由80kN突降至0，再次发生失返性井漏，悬重由1330kN上升至1440kN，据此计算环空液面下降约1244m左右。因揭开裂缝程度比第一次多，地层大量出水、出气严重污染泥浆，发生“喷漏同存”、“泥浆与地层水置换”、“加重剂沉降”等复杂情况。经过5次桥浆堵漏，消耗大量泥浆、加重剂、堵漏材料未堵住漏层，最后采取智能凝胶和速凝水泥浆堵漏成功。

3　喷漏同存复杂情况处理

3.1第一次复杂情况的处理

此次“喷漏同存”、卡钻复杂情况处理，采取先堵漏后压井的思路。前2次桥浆堵漏使用泥浆密度高（2.06g/cm3），堵漏材料无法在漏层“站稳”，堵漏失效；第三次使用较低密度，在允许少量地层流体溢出的情况下先建立循环、然后控制回压节流压井，泥浆密度恢复到2.06g/cm3压稳气层、先泡解卡剂处理卡钻无效、再酸浴成功解卡。此次井漏共漏失泥浆406m3，耗时7d。

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（1）考虑钻头水眼小，使用低浓度、细颗粒材料堵漏。堵漏浆配方｛密度2.06g/cm3井浆26m3+SDL× 1.0t+DF-1（粗）×0.5t+DF-1（细）×0.5t+KSY×0.5t+ZD-1×0.75t｝，堵漏泥浆浓度15%。先从钻具内泵入堵漏浆19m3，替井浆36m3（排量11.04L/s，立压0.8～1MPa），环空未返浆；之后环空吊灌泥浆3m3见液面，静止候堵30min，立压上涨至6.5MPa，套压为0，钻具内泥浆被水污染、气侵，井底发生“同层喷漏”——井底即是漏层也是气水同层。之后采取钻具内注井浆0.5m3立压不降反上涨至7MPa，然后从回浆管线泄压、环空吊灌井浆1.0m3，立压迅速上涨至10MPa，套压为0，进一步验证了井下复杂情况。为避免情况恶化，先从钻具内泵入密度2.06g/cm3泥浆40m3、再环空泵入泥浆17m3进行压井，立压从10↗11↘0MPa，套压0，井口一直未返浆，未检测到H2S。

（2）考虑第一次堵漏失效分析钻遇裂缝较大，第二次堵漏作业加大堵漏泥浆量、增大堵漏材料粒度、提高漏浆浓度。堵漏浆配方｛密度2.04g/cm3泥浆57m3+粒棉籽壳（粗）×0.5t+DF-1（中）×2.0t+DF-1（细）×2.5t+ KSY×1.0t+SDL×1.0t+FDJ-2×2.0t+云母片×1.0t+ XK-1×0.5t+锯木×0.25t｝，堵漏泥浆浓度19%。从钻具内注入堵漏浆40m3，替浆37m3（排量11.04L/s，立压：1～3.6MPa），之后从环空灌入泥浆61.98m3，此过井口未返浆，未检测到H2S。

（3）前2次堵漏作业失效，主要是第一次使用高密度泥浆堵漏，环空液面持续下降，堵漏浆入井即被漏失，未能停留在近井壁漏失通道内，导致堵漏材料进入漏层不能“搭桥”；第二次堵漏施工，环空液面高度已经达到一个动态平衡，部分堵漏材料能够停留在近井壁漏失通道内，能起到一定的堵漏效果，漏速减小，但还不能达到建立循环的效果。因此，第三次选用较低密度泥浆、继续增大堵漏材料粒度、提高堵漏浆浓度，在低漏失情况下先建立循环，然后再节流控压堵漏压井作业。堵漏浆配方｛密度1.85g/cm3泥浆28m3+FDJ-Ⅱ×0.8t+SDC× 2.0t+DF-1×1.4t+云母×1.0t+核桃壳×0.8t+LF-1× 0.6t｝，堵漏泥浆浓度24%。从钻具内注入堵漏浆20.88m3，替入密度1.95g/cm3泥浆32m3，井口返浆建立循环，出口密度1.70g/cm3，检测到可燃气体含量100%。

3.1.1节流循环压井

为确保堵漏材料进入漏层能“搭桥”、并有时间膨胀、提高封堵效果，分3个阶段节流循环压井，第一阶段控制入口泥浆密度1.95g/cm3控制较低回压循环排气（套压1.7MPa、立压0），允许少量地层流体进入井筒；第二阶段逐级提高回压循环排气（套压12MPa、立压2.9MPa）；第三阶段控制入口泥浆密度2.04g/cm3，根据泥浆池体积增减变化控制回压，并逐渐上调排量至13.8L/s（期间在分离器出浆口监测到硫化氢浓度540ppm），随着泥浆的泵入立压0↗8.7MPa、套压12↘4.5MPa，套压呈明显下降趋势，之后逐渐将泥浆密度提高到2.06g/cm3节流控压循环15h、放喷口火焰由高变低最后熄灭，此时入口泥浆密度2.06g/cm3，出口密度2.02～2.04g/cm3，立压5MPa，套压0.5MPa，泥浆池体积无明显变化，未检测到硫化氢，堵漏、压井成功。

3.1.2卡钻故障处理

在堵漏、压井成功后，开井活动钻具，发现卡钻。先后通过强力活动钻具、泡解卡剂均无效，最后采取酸浴处理成功解卡。酸液配方［20%HCl+2.5%缓蚀剂WLD31A+1.0%助排剂WLD27+2.5%铁离子稳定剂WLD28A+3.0%抗钙稳定分散剂WLD21，酸液密度1.15g/cm3］。根据提拉法测算卡点位置在钻铤井段3094～3197m，确定酸浴2994～3197m井段，为确保井底压力不变，首先泵入密度2.5g/cm3的重浆21.3m3和注前置CMC隔离液1m3（加5%除硫剂量）、然后注酸10m3和后置CMC隔离液1.5m3（加5%除硫剂）、再泵入密度2.06g/cm3泥浆31.8m3，下压钻具浸泡10min悬重突然上升至1400kN解卡。

3.2第二次复杂情况处理

3.2.1常规桥浆堵漏

总结分析第一次钻遇该裂缝堵漏施工经验，在建立循环的基础上允许少量井内地层流体进入井筒、同时通过节流控制回压保持井内渗漏状态让少量泥浆漏失，在这样一个相对的动态平衡状态下边循环边加入堵漏剂的进行堵漏，综合考虑井控、H2S等安全因素，该循环堵漏方法可行。但是该方法堵漏施工周期长，泥浆损失量大，对泥浆泵等设备要求高。

（1）第一次堵漏浆配方［密度2.06g/cm3井浆30m3+核桃壳（细）×0.9t+棉籽壳×0.9t+FDJ-Ⅱ×2.1t+DF-1×2.1t+KSY×1.2t+SDL×2.4t+云母片×0.9t］，堵漏浆浓度35%。注堵漏浆23.66m3，替井浆35.51m3，排量10.1L/s，立压0，出口槽未返浆，无H2S显示，悬重1440kN下降至1380kN，分析堵漏浆起到一定效果，环空液面上升。之后采取静止候堵，环空间断吊灌泥浆28m3，期间顶通钻具水眼一次。此过程漏失泥浆90.74m3。

（2）第二次堵漏浆配方［井浆60m3密度2.06g/cm3+ FDJ-Ⅱ×4.8t+FDJ-Ⅲ×3.6t+DF-1×1.8t+云母片× 1.2t+蛭石×0.6t+SDL×3.6t+棉籽壳×0.6t+核桃壳（5～8mm）×1.8t］，堵漏浆浓度30%。注堵漏浆36m3，替浆33m3，排量13L/s，立压0，井口未返浆，钻具悬重1420kN。起钻3柱静止候堵3h，期间环空吊灌泥浆7m3；然后保持入口泥浆密度2.06g/cm3小排量循环（4.7L/s，立压0）并上下活动钻具，环空间断返浆，漏失泥浆15.18m3。之后，发现泥浆出口流量增大，停泵后不断流，关井节流循环，分离器出口火焰高10m左右（期间监测到氯根含量8500↗12780mg/L，返出的泥浆密度大幅度下降2.06↘1.41g/cm3），通过氯根含量上升判断地层出水，大部分地层水来自井底漏层，也有一部分地层水来源于井深1870m的水层。由于环空液面下降，同时泥浆与地层水发生置换进一步导致当量泥浆密度降低，引发上部井段2969～2972m气侵，井底大量天然气和地层水进入井筒，此时建立的节流循环是一种假象，越循环地层出水和出气量越大、泥浆置换越快、环空当量密度降得也越快、环空气水涌入井筒上返量越多，节流循环向井筒补充的泥浆提高环空当量密度的速度远远低于地层出水出气降低环空当量密度的速度。此过程漏失泥浆136.03m3。

（3）第三次堵漏浆配方［密度1.95g/cm3泥浆30m3+核桃壳（5～8mm）×3.6t+FDJ-Ⅱ×0.6t+SDL×2.4t+ DF-1×1.2t+棉籽壳×0.6t+蚌壳粉×0.6t］，堵漏泥浆浓度30%。注堵漏浆26.9m3，回收泥浆13.9m3，排量8.8L/s，立压0～3MPa，套压3.5～4.3MPa，出口密度降至1.10g/cm3，分离器出口监测到H2S浓度20ppm，放喷口火焰高10m左右。继续泵入泥浆30m3（密度2.0g/cm3），回收泥浆20m3，出口密度恢复至1.61g/cm3。在保持低漏失情况下，后续3d采取边节流循环除气、边循环堵漏，保持入口泥浆密度大于2.0g/cm3；随着地层出水量增大氯根含量12780↗16330mg/L，为维持泥浆入口密度高于2.0g/cm3、pH值大于11，在泥浆中累计加入［铁矿粉加重剂×213.0t+SMP-2×9.0t+KOH×12.5t+SPC×8.0t+CMC×5.0t+Zn2（OH）2CO3×13.0t］、以及堵漏材料［GD-1×3.0t+SDL×4.0t+FDJ-3×3.0t+FDJ-2×11.0t+ FDJ-3×11.0t+LF-1×4.0t+核桃壳×12.0t］。之后，出口泥浆密度逐渐上涨，基本维持在1.80～1.92g/cm3。

（4）第四次堵漏配方［泥浆60m3、密度2.06g/cm3+4% FDJ-Ⅱ+3%FDJ-Ⅲ+2%QP-1+2%云母+4%SDL+6%核桃壳（3～5mm）+2%蚌壳粉+2%GD-1］，堵漏浆浓度25%。8月7日17：10注入堵漏浆22.13m3、替浆10m3、关闭手动平板阀挤注25m3，排量5.6L/s，立压0，套压3.7↗6.5MPa，静停候堵2h（立压0、套压6.5MPa），因重晶石沉降堵钻具水眼、堵环空，憋压19MPa憋通水眼，关环形防喷器，开半封闸板防喷器，活动钻具畅通环空。后续5d保持入口泥浆密度2.0～2.06g/cm3节流循环累计排出地层水312m3、出口泥浆密度恢复至1.87～1.93g/cm3、分离器出气口火焰高度：15m↘5m；消耗加重剂1006t、重浆300m3，仍无法压住气层、水层。

（5）第五次堵漏泥浆配方［泥浆80m3密度2.06g/cm3+ FDJ-2×2.4t+FDJ-3×4.0t+橡胶颗粒（3～5目）×2.4t+橡胶颗粒（5～7目）×4.8t+QP-1×1.6t+蛭石×1.8t+核桃壳（3～5目）×2.4t］，堵漏浆浓度27%。先注堵漏浆32m3关平板阀、挤注堵漏浆20m3、顶替泥浆36m3，排量9～13.8L/s，立压2.0～5MPa，套压1.2MPa，密度2.06g/cm3，停泵后立压迅速下降至0，套压1.2MPa无变化。堵漏、节流压井无效。

3.2.2智能凝胶加速凝水泥浆堵漏

经过近11d的节流控压循环堵漏，进一步认清楚了井下情况的复杂性：（1）井底3325.01m既是漏层，也是含气水层，不仅含有H2S，而且地层水非常活跃，对泥浆污染严重，该垂直裂缝连通目的层嘉二段，压力窗口极窄或者没有稳定的压力窗；（2）循环加重堵漏不仅耗间，也损耗大量物资，而且地层水与泥浆的置换造成重晶石沉降增加堵钻具水眼、埋钻具的风险，同时也增加了井控风险；（3）通过5次常规桥浆循环堵漏的效果来看，无论如何优化堵漏浆配方，选择不同级配的堵漏材料和大量刚性堵漏材料，常规的桥堵浆是堵不住该漏失层的。（4）由于漏层中地层水非常活跃，堵漏浆进入漏层即被稀释无法架桥，应改变堵漏工艺和方法，在堵漏浆的前沿加入隔水效果较好的材料进行堵漏，成功几率会大幅提高。因此选择智能凝胶+速凝水泥浆堵漏，聚合物凝胶体具有良好的驱替地层水能力，其后跟注速凝水泥浆，避免水泥浆受到盐水污染、稀释影响水泥浆固结和固结强度，让水泥浆在漏失通道中快速凝固，达到了封堵漏层的作用。

先充分水化配置好密度1.0g/cm3、浓度1.2%智能凝胶70m3，并选择密度1.97g/cm3的速凝水泥浆。（1）施工前先关环形防喷器在开半封起钻4立柱、钻头井深3057.08m，然后大排量节流循环，排出环空受污染泥浆及地层水，以确保注水泥浆施工、候凝期间的安全；（2）关平板阀，注智能凝胶68m3，排量6.9L/s，施工压力由3.2MPa逐渐上升至35MPa，停泵压力降至32MPa，套压由0.6 MPa逐渐上升至2.8MPa，停泵套压2.6MPa；（3）然后替清水隔离液1.9m3，排量7.9L/s，立压34MPa，套压2.8MPa；（4）接着注水泥浆45m3，排量9.9L/s，压力由34MPa逐渐下降至1.5MPa，套压2.8MPa上升至2.9MPa；（5）再替隔离液凝胶2m3，排量5.6L/s，压力4～6MPa，套压2.8MPa；（6）替密度2.06g/cm3泥浆35m3，排量22.7L/s，立压18.5MPa降至0，套压由2.9MPa逐渐上升至3.7MPa；（6）环空替密度2.06g/cm3泥浆5.1m3，排量5L/s，套压3.7MPa，停泵套压降至0；（7）关井候凝24h，立压0，套压由1.3MPa逐渐上升至1.8MPa后稳压；（8）候凝期间关闭环形防喷器间断活动钻具预防卡钻；（9）候凝24h泄压，维持入口泥浆密度2.06g/cm3节流循环6h，出口泥浆密度恢复到2.04g/cm3，分离器出气口火焰熄灭，立压3.5MPa，套压降至0，堵漏、压井成功。

4　经验与建议

（1）成功处理喷漏同存复杂情况，首先得益于生产组织得当，分工明确，责任清楚。

（2）在川东北地区施工“三高”气井，重浆、加重材料、除硫剂等物资要储备充足。

（3）处理此类喷漏同存复杂情况，应该先堵漏后压井。

（4）在常规桥浆堵漏无效的情况，要及时改变堵漏方式、方法，智能凝胶和速凝水泥浆的堵漏方法适用于含水含气的漏层。

（5）本井处理喷漏同存复杂情况过程中，通过关闭环形封井器采取间断上下活动钻具有效预防了卡钻故障、避免了地层水与泥浆置换造成重晶石沉降堵水眼、埋钻具的风险。

TD82.72

A

1004-5716（2016）08-0053-04

2015-07-23

2015-07-29

张海军（1974-），男（汉族），重庆人，工程师，现从事钻井工程技术及管理工作。

［1］蒲洪江，兰凯，刘明国，等.元坝101-1H酸性气藏超深水平井优快钻井技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：12-15.

［2］张希文，李爽，张洁，等.钻井液堵漏材料及防漏堵漏技术研究进展［J］.钻井液与完井液，2009，26（6）：1001-5620.