PK油田NWKK-D1井堵漏技术研究

王金磊，赵国浩，王　军

（1.中油哈萨克PKKR项目钻井部，北京100300；2.中石油西部钻探公司哈萨克克孜项目部，新疆乌鲁木齐830000）

PK油田NWKK-D1井堵漏技术研究

王金磊*1，赵国浩2，王军2

（1.中油哈萨克PKKR项目钻井部，北京100300；2.中石油西部钻探公司哈萨克克孜项目部，新疆乌鲁木齐830000）

PKKR油田NWKK-D1井施工中钻遇生物岩时发生井漏并出现“上喷下漏”的复杂情况。处理井漏过程中，先是打入不同配方的堵漏泥浆，由于地层孔道发育而效果欠佳，并且堵漏浆浓度增加时依然收效甚微；转而打水泥多次，而孔道内水泥和漏层泥浆由于重力作用发生置换，收效也不好；最后伴随性漏失清水钻进到井深1718m，漏失速度快无法准确得到砂岩，随时会有井喷发生，决定打封隔器完井。共计漏失2240m3。后期经过测试求产，口井单产达到了90m3/d，为PKKR油田后期再布大斜度定向井提供了详实数据与施工经验。

生物岩地层；大斜度定向井；堵漏技术

2014年PKKR油田首次尝试大斜度定向井NWKK-D1井，设计井斜82.7°，预计定向段穿整个油层315m，完钻井深1718m，井身结构为四开井。钻探目的为增加古生界PZ油层裸露面积，从而增加口井单产。2014年7月24日开钻，9月16日裸眼完井。该井施工中出现恶性漏失［1-3］，通过打堵漏浆5次，打水泥6次，最终伴随性漏失清水钻进到井深1718m完钻。

1　地理位置

NWKK-D1井位于PK油田克孜克亚区块西北，地表为戈壁，似丘陵地貌，水包分布比较多，长期有小股水流出，水包周围布满芦苇，也正是水包的水资源丰富，在井漏过程中避免供水不及时的最大弊端。该井周围开发井布局较密，其中与NWKK-205井间距离仅110m。邻井有出现漏失的情况，但经过抢钻都能够顺利完成，漏失都在可控的范围之内。在钻井设计的风险提示上，井漏为最重要的一点。本井设计A、B点靶间距315m。

图1　工况对比分析

2　施工复杂情况及分析

2.1复杂情况

该井建井周期达到了54.63d，其中复杂处理时间占了很大比重，在PK油田二十几年的开发过程中尚属首次。该井钻井周期各工况对比分析见图1。

可见，该井生产时间总计仅占了40%，非生产时间达到了60%，这其中事故复杂时间533h，占据比例达到40%，复杂以及衍生事故复杂大大加长了施工周期，严重影响施工进度。

本井共计漏失2240m3，在老8-1/2″井眼1513m出现第一次漏失，井漏过程中又钻进了22m，处理井漏过程共计打入堵漏浆5次，打水泥封堵漏层6次（其中井底打水泥4次，垫塞打水泥2次），后在6″小井眼钻进过程中出现失返现象，后根据情况伴随性漏失清水钻进到井深1718m被迫完钻。

漏层为发育成熟的生物岩，漏失通道顺畅，承压能力异常弱。上部地层在处理井漏过程中出现长时间浸泡，尤其在狗腿度变化稍大的点1330～1380m多次划眼，井眼尺寸异常，井壁稳定难度大。在第三次井漏发生后，漏速增大，泥浆供应不及，所以在套管脚以上的环空里灌入清水，液柱压力降低，导致套管脚水层井涌的现象。出现“上喷下漏”的复杂情况。

2.2情况分析

在显微镜下观察生物岩发现其“骨架”结构缜密，硬度试验也显示此岩性吸水性差、应力强，因此漏层不需要考虑缩径坍塌的因素。这也是本井后期能够清水钻进成功的关键。

在未发生井漏前，定向段井斜已80.8°，趋于设计要求的82.7°，在起下钻过程中始终处于正常摩阻的范围内。经过几次打堵漏浆和水泥的施工，在狗腿度略大的井段出现下钻遇阻划眼情况，造成该井段井眼轨迹平滑度破坏。根据岩屑划眼过程中返出的大量棕红色泥岩尺寸状态，确定井下缩径为导致划眼的主要原因。

在第二次堵漏泥浆打入后，起钻更换钻头期间井内有小股泥浆窜出。在多点进行方钻杆循环后环空液面下降，随后依然有小股泥浆（清水）窜出。起钻完成后下入牙轮堵漏钻具，下钻到井深1170m时，井内有大量清水返出，分析判断在套管脚有水层。

综合以上可以确定三开井眼三段剖面都存在问题，且对泥浆比重敏感：比重偏高会造成井底井段漏失速度过快，井漏复杂无法克服；但比重偏低就又会造成定向增斜的泥岩段垮塌，直井段的套管脚水层外溢。

3　堵漏措施

本井井漏复杂，且为大斜度定向井，在堵漏技术上需要兼顾井下情况。

第一次打堵漏浆堵漏：采用传统静止堵漏技术，钻进至1511m出现3m快钻时（5min/m左右），此时泥浆突然漏失20m3，快速起钻至套管脚观察，起钻期间不间断向环空灌浆，共计漏失量约35m3。2.5h观察期间向环空灌入清水，漏失量为7.6m3/h。随后起钻甩MWD和螺杆，接无水眼牙轮钻头下钻堵漏（1500m泵入10m3L.C.M配方为6%土粉+0.3%Na2CO3+1%CMCHV+5%纤维木屑），起钻至套管脚静堵观察。静堵观察13h后，漏失量从4m3/h逐渐降为0.3m3/h。

第二次打堵漏浆堵漏：第一次井漏基本控制后，下入常规钻具进行试钻，试钻进到1522m，井漏现象加剧。钻进4m，漏速7m3/h，配堵漏浆9m3（6%土粉+0.3% Na2CO3+1%CMC-HV+5%纤维木屑），泵入，起钻，起钻过程中漏失4m3，按照井下情况决定下定向工具。

第三次打堵漏浆堵漏：在套管脚水层井涌控制后，下定向钻具过程中发生，下钻到井深1403m（泥浆漏失10m3），开泵，泵入12m3泥浆不返，当即决定打堵漏剂10m3（配方6%土粉+0.3%Na2CO3+1%CMC-HV+5%纤维木屑+1%铁洛盐），替浆10m3，在打堵漏剂过程中泥浆返出量是泵入量一半，起钻到套管脚，进行静止堵漏，12h向井内灌入0.6m3泥浆。

第四次打堵漏浆堵漏：从套管脚下钻到1383m，开泵划眼到1438m，期间漏失泥浆13m3，开泵时间1.5h，下钻到井深1497m，开泵划眼，泥浆漏速过大，14m3/h，就地打堵漏浆10m3（配方6%土粉+0.3%Na2CO3+1% CMC-HV+5%纤维木屑+4%可膨胀核桃壳棉籽壳混合物），替浆10m3，起钻到套管脚，泥浆漏失5.5m3，静止堵漏12h，向井内灌入1m3泥浆。

第五次打堵漏浆堵漏：下钻到1277m遇阻，泥岩段缩径，牙轮钻头划眼困难，划眼到1333m时，井漏漏速加剧，漏失14m3，打12m3堵漏浆（配方6%土粉+0.3% Na2CO3+1%CMC-HV+5%纤维木屑+4%可膨胀核桃壳棉籽壳混合物），起钻静堵，起钻期间漏失2.5m3泥浆。

第一次打水泥堵漏：经过以上堵漏浆堵漏多次没有良好效果，准备进行打水泥堵漏作业。由于井下出现多次划眼，同时卡钻一次，所以打水泥作业时常规钻具带钻头，防止下钻下不到漏层，影响水泥堵漏实施。下钻到1318m，遇阻开泵，根据要求划眼到1500m，为打水泥塞准备好顺畅井眼，参数18L/s，2～3t，90r/min。固井车辆到后继续划眼，目的是万一恶性漏失发生直接打水泥封堵漏层。后划眼到1533m，漏速均匀，4m3/h，整个划眼过程中泥浆漏失量为28m3，提离钻具到1516m，打水泥7m3，替浆9.26m3，预计水泥面初始位置1350m，起钻，灌浆漏失量2.5m3，起到套管脚候凝。

第二次打水泥堵漏：候凝14h，期间灌入泥浆量为19.5m3，下钻到1315m，遇阻，划眼，参数18L/s，2～4t，90r/min，划眼顺畅，出口观察无水泥返出，划眼过程中泥浆漏失速度减少，维持在2m3/h，划眼9h，漏失总计30m3，其中在1495m出现憋跳现象，筛子返出零星水泥颗粒，打堵漏浆4m3，起钻到1430m，打水泥7m3，替浆8.9m3，起钻到套管脚，观察漏失共计3.2m3，期间关环形，泵入泥浆，憋压4MPa，共计泵入1.6m3泥浆。

第三次打水泥堵漏（垫塞）：候凝11h后下钻，井深1315m遇阻，划眼，参数18L/s，2～4t，90r/min，泵压2.5MPa，到1533m无水泥，泥浆漏失量很小共计4m3，减去所除有害固相和接单根所喷泥浆，漏失量最多1m3。到底后，循环观察，1.5h漏失泥浆10m3，根据情况决定第三次打水泥，泵入堵漏浆4m3后，钻具起到1422m，打入水泥7m3，起钻到套管脚，起钻过程中泥浆漏失1.3m3，候凝。候凝期间，关封井器，泵入泥浆，憋压4MPa，共计泵入2.4m3泥浆，候凝12h，期间灌入泥浆2.5m3。

第四次打水泥堵漏（垫塞）：静堵11h，漏速1.4m3/h，下钻到1356m，划眼到1360m，下钻到底，循环观察1h，漏失速度6m3/h，泵入堵漏浆4m3，起三柱到井深1468m，打入1.89比重水泥浆7m3，替浆8.5m3，起钻，起钻过程中泥浆漏失1.1m3，起到套管脚候凝，候凝期间关封井器泵入泥浆2m3。候凝期间甲方将附近同一圈闭的两口生产井关闭，候凝8h。

第五次打水泥堵漏：下钻，探塞，在井深1420m探到水泥塞，钻塞，24L/s，4～5t，80r/min，钻塞到1490m，钻塞期间漏失6m3泥浆，循环观察，漏速在3m3/h，决定继续钻塞到1533m，钻进2m后，进行第五次打水泥，钻头位置井底1535m，打水泥浆7m3，替浆9m3。

第六次打水泥堵漏：在第五次水泥打完后5h，开始下钻探塞，塞面位置1475m，后倒定向钻具，钻塞到1531m无任何漏失情况发生，继续钻进到1532m开始出现漏失，漏速6m3/h，此时决定再次打水泥，打入水泥5m3，在替浆过程中挤入水泥1.6m3后压力升到1.7MPa，起钻到套管脚，观察无漏失，候凝5h后下钻探水泥塞，塞面1453m，钻塞到1525m，起钻，无漏失。

下套管遇阻卡：在确定下部漏层封堵成功的情况下，准备下7″套管的工作，目的是封堵坍塌井段和套管脚水层，确保下一步工作顺利进行，下到井深1356m开始出现遇阻现象，开泵，加压20～24t有效果送至井深1367m，原悬重38t，压完，指重表没有任何反应，多次上提下放活动无效，起套管。

打水泥塞侧钻：在1200m，打入14m3水泥，起钻到920m套管脚循环，无水泥。探塞，塞面在960m，水泥较软，最大钻压能加2t，钻塞到井深1080m，定向钻进到井深1472m，为有效封堵上部地层，采取了比较保守的井深完钻。下套管固井候凝，换井口装置。

小井眼定向钻进：从钻塞和套管附件施工上以及钻进到1589m施工都很顺利，1589～1590m钻时突增1m/min，发生恶性漏失，泥浆不返，循环系统泥浆漏15m3，环空灌水，起钻到套管脚，接方钻杆，采取环空和泥浆泵双向灌浆，仍然不返，起钻，起钻过程中不断从向环空灌入清水，起钻到350m，地面共计漏失泥浆达到了220m3左右，漏失时间2.5h，因为一直没有见泥浆液面，漏失速度无法准确计算，起钻完后，绷定向仪器，卸钻头水眼，下钻到套管脚1453m，全力寻找水源，组织更多水车，作业进入伴随漏失钻进，有时甚至是盲打，钻井风险极高。

打封隔器完井：钻进到1718m，由于气测值在1644～1711m顶峰达到了70%，井口油气味重，清水中携带原油油花，由于漏失速度快无法准确得到砂岩，随时会有井喷发生，风险极高，决定打封隔器完井。

总结：本井在堵漏过程中出现套管脚出水的现象，说明9-5/8″技术套管下深需要增加；打入不同配方的堵漏泥浆，效果均欠佳，并且堵漏浆浓度增加时效果依然甚微，说明地层孔道发育达到了一定程度。在打水泥过程中，多次没有探到水泥，而根据计算漏失量与泵入水泥量，应该有水泥存在，说明孔道内水泥和漏层泥浆由于重力作用发生置换，这也是堵漏泥浆不能有好效果的主要原因。多年来像本井一样漏失超千方的情况没有发生过，所以堵漏材料库存品种不足，没有大颗粒的堵漏材料，现场技术手段非常有限。在四开小井眼的钻井施工过程中，4-6/8″小螺杆的迟迟不能到位严重影响了进度。后经定向公司组织，从斯伦贝谢租赁一根新螺杆，使得后期施工进度正常。

4　结论与展望

9-5/8″技术套管下深可以考虑下到1000m左右，彻底清除上部地层水层井涌隐患。若该区块还遇到此类井型，在打水泥堵漏施工中可以考虑加入促凝剂，缩短水泥初凝时间，避免发生重力置换而造成水泥堵漏的失败。应该有充足的多品种的堵漏剂材料库存，另外小尺寸螺杆可以提前对相关服务方提出库存要求，防止复杂情况突然发生。对此类型井进行规模开发，可以考虑用更有技术含量的微泡、充气或空气钻井技术，以上问题可以迎刃而解。

［1］许期聪，刘奇林，侯伟，蒲刚，王卫东，刘云.四川油气田气体钻井技术［J］.天然气工业，2007（3）：60-62.

［2］魏武，许期聪，余梁，刘贵义，李刚，刘云，王卫东.利用空气钻井技术提高钻井速度研究［J］.天然气工业，2006（7）：57-58.

［3］田鲁财，刘永贵，白晓捷.空气钻井技术在徐深21井的应用［J］.石油钻探技术，2006（4）：27-29.

TE258

A

1004-5716（2016）08-0061-03

2015-08-09

2015-08-28

国家自然科学基金项目“高温高压低弹性模量复合固井材料形成机理研究”，编号51474192；中央高校基本科研业务费，编号2012098。

王金磊（1983-），男（汉族），山东聊城人，工程师，现从事钻修井工艺技术现场施工安全优化组织管理工作。