普陆4井水平段“溢、漏、塌同层”处理

摘要 普陆4井是普光分公司部署在普光气田一口水平井、评价井，目的层为千佛崖组。完钻井深4622m/垂深3388.11m，水平段长1094m，水平位移1424.01m。采用中原钻井院研发的烷基糖苷钻井液体系。该井从3522m至完井“溢漏同层”始终伴随，水平井段地质复杂、必须使用动力钻具和定向仪器，局限了堵漏工艺的实施，井控风险加大。最终采用安装旋转防喷器、桥浆强钻等工艺完成了钻探任务。

关键词： 普陆4井  烷基糖苷  溢漏同层

前言 普陆4井1800m以下井段采用烷基糖苷钻井液体系，水平井段自3522m至4622m完井一直处于“溢漏同层”状态下，共漏失钻井液2421m3、溢流排气三十余次、粘卡五次、井壁垮塌三次，其中4000m、4190m、4622m处“溢、漏、塌、卡”等复杂交织出现，因井眼轨迹调整频繁井下带有动力钻具和定向仪器，局限了多种堵漏工艺的实施，处理过程特别繁琐。

2工程简况

2.1井身结构

2.2地质简况

普陆4井二开复杂井段在千佛崖组（3033～4622 m），主要岩性为棕红色、灰黑色泥岩、灰黑色碳质泥岩，灰色粉砂岩、泥质粉砂岩等，泥岩砂岩相互交错易发生垮塌掉块。

2.3钻井液体系

2.3.1二开采用烷基糖苷衍生物钻井液体系

基本配方：4%膨润土+0.2%烧碱+5%烷基糖苷+1%纳微米封堵剂+1.5%降滤失剂+0.3%大分子+5%氯化钾+5%天然沥青+3%石墨+2%极压润滑剂+重晶石。

2.3.2钻井液性能如表1

3复杂情况处理思路

3.1复杂简况

普陆4井在3522m至4622m水平井段持续“溢漏同层”，4000m以后井段“溢、漏、塌、卡”相互交织，处理过程中套压最高13.6 MPa，火焰高达20余米，伴随巨大呼啸声，共漏失钻井液2421m3、直放喷排气3次、节流排气30余次、粘卡5次、井壁垮塌3次。

3.2 复杂处理思路

3.2.1保证足量的优质钻井液

足量的优质钻井液是处理复杂的基础。加足防塌材料稳定井壁，减少次生复杂。

3.2.2压井、堵漏同步进行

按压井程序关井控压节流排气点火，用低浓度细粒径堵漏压井液，小排量建立循环，压井成功后立即开井活动钻具防粘卡，逐渐提高排量循环排气堵漏。如漏速大于5m3/h即替入20-25%的堵漏浆20m3，提钻具至堵漏浆液面以上井段逐渐提高排量循环堵漏，提高地层承压能力。

3.2.3堵漏方式的确定

水平井段井眼在裂缝中水平延伸，易形成诱导裂缝，风险加剧，不宜采用挤堵法和固结堵漏工艺。采用糊墙式桥浆堵漏法，能逐级封堵，渐进式提高承压，即能达到堵漏目的，又能减少次生复杂发生。

3.2.4堵漏材料的优选

井下带有螺杆及仪器时材料直径不大于1mm，井下只有螺杆没有仪器时堵漏剂直径不大于3mm，可以加长纤维;井下无螺杆、仪器时可以加直径5mm及长纤维的堵漏材料，尽量采用可以降摩减阻的橡胶颗粒及石墨片。

4复杂情况处理

该井连续溢漏，密度窗口窄，次生复杂较多，损失周期长达37.88天，处理过程繁琐，以下案例较为典型。

4.1 4000m处溢漏同层

4.1.1处理过程

钻至井深4000m时发现溢流0.8m3，密度1.40 g/cm3，排量30L/S；钻具组合：φ215.9mmPDC钻头+φ172mm螺杆。关井求压：套压2.76MPa，立压0MPa。控压排气，排量17 L/S，立压为0 MPa，套压由3 MPa降至1.5 MPa又逐渐升高至13.6 MPa，主放喷管汇放喷点火，火焰高20余米，伴有呼啸声。期间泵入密度1.42 g/cm3、20%（最大粒径1mm）的堵漏浆300m3，排量17～28 L/S，立压升至5.5 MPa，套压降至3.3 MPa，放喷口见泥浆。改经液气分离器排气，渐提排量至30 L/S，立压14 MPa，套压0 MPa，火焰熄灭，停泵立压、套压均为0 MPa。因钻井中单根气全烃峰值较高，火焰长期不灭，逐渐提高密度至1.47 g/cm3，保持排量28 L/S，漏速2m3/h维持钻进。

4.1.2处理效果：

经压井堵漏，钻井液密度1.40 g/cm3提高至1.45 g/cm3循环不溢不漏，因接单根气浸严重需提高至1.47 g/cm3维持钻进。

4.2 4190m失返性井漏

4.2.1处理过程

钻进至4190m钻井液突然失返，密度：1.45g/cm3，排量：28 L/S，泵压由15 MPa↘8 MPa，提放钻具遇阻卡。通过3次小排量注入25％（最大粒径3mm）堵漏浆，边用10%（随钻）封堵浆替浆边排气倒划寸提至4143m始见返浆（期间多次憋泵、憋停顶驱），全烃值90％↘8％，火焰熄灭。倒划至3940m循环堵漏排气，漏速5m3/h，在3900m至4190m井段进行两趟短起下捅划、3次注25%（最大粒径3mm）堵漏浆堵漏排气，3900m以下井段仍需倒划寸提，起钻至3413m循环未见漏失，注重稠浆保持井底当量密度1.48 g/cm3封隔气层后起钻简化钻具疏通井眼，起钻安装旋转防喷器。本次漏失钻井液492.4m³。

4.2.2处理效果：密度1.45g/cm3排量28L/S无溢漏，井底当量密度1.48 g/cm3满足起钻需要；环空堵塞消除。

4.3  4191～4622m井段“强钻”

4.3.1“强钻”过程

井口安装旋转防喷器钻进，钻具组合：φ215.9mmPDC钻头+φ172mm螺杆。采用密度1.45g/cm3、15%（最大粒径3mm）的堵漏浆钻进，排量28L/S。下钻至2821m后主动划眼至4190m，维持漏速5m3/h以内，强钻至井深4243m漏速增大，降排量至22L/S强钻，至4622m钻井液失返。强钻期间多次采用30%桥浆堵漏，液气分离器排气点火成功，因关井排气、定向纠斜等钻具静止后发生5次粘卡，均打扭矩和大吨位活动钻具解卡。因漏速增加排量降低（28↘22L/S），水平井段堵漏剂、垮塌掉块、钻屑过多，钻具自由活动距离越来越短，随时存在卡死风险，为保障上部成果，甲方决定完钻，本阶段共漏失钻井液777.5m³。

4.3.2处理效果：旋转防喷器的使用降低了钻井液密度、减少了关井排气时间和漏失量，在“溢、漏、塌、卡”井况下强钻进尺431m。

4.4承压堵漏及完井作业

完钻井深4622m发生钻井液失返时，正处于该井“溢、漏、塌、卡”最严重状态，而完井作业必须确保井眼畅通无溢漏，固井水泥浆最低密度1.55g/cm3。

4.4.1处理过程

4622m失返后边倒划寸提至3470m边注入25%的堵漏浆27m3（最大粒径3mm）两次，循环堵漏、节流排气，漏失逐渐消除，注重稠浆（井底当量密度1.48 g/cm3）封隔气层起钻简化钻具。

下入φ215.9mm牙轮钻头通井（第一次通井），在2900m、3400m、4057m处分段节流循环，节流排气点火，全烃由99.99%↘36％，火焰高14m↘熄灭；划眼至4350m漏速增大30m3/h，两次注入35%（最大粒径5mm、长纤维）堵漏浆划眼至井底，又经三次短起下、注堵漏浆、增排量循环堵漏，密度提高至1.52 g/cm3，排量17L/S ↗25L/S，无漏失，油气上窜速度10m/h，采用120目筛网筛除3500m以上井段堵漏剂两周起钻，完成两趟缆测（电测井段：1800至3110m）。

缆测完下入φ215.9mm牙轮钻头+φ206mm扶正器通井（第二次通井），自3900m划眼至4320m，漏速11m3/h，注35%（最大粒径5mm、长纤维）堵漏浆30m3边循环堵漏排气边划眼至4517m加压8KN无进展，憋泵、憋停顶驱，上提钻具遇阻50KN，判断该井段垮塌，倒划寸提起钻。甩掉扶正器后通井到底（第三次通井），在4290m至4613m井段，下划、倒划困难，多次憋泵、憋停顶驱。在4622m至3500m井段采用先封闭35%（最大粒径5mm、长纤维）堵漏浆再短起逐渐提高排量循环、下钻到底稠浆携砂的方法逐渐提高地层承压能力。经过三次短起下处理，排量32L/S循环无漏失，井眼畅通无阻卡，油气上窜速度9.8m/h，至此动态堵漏承压完成。

用120目筛网循环筛除堵漏剂三周，做“钻具静止粘卡实验” 20min，无粘卡，满足传输电测条件。打润滑封闭液50m3封闭4622至3370井段，起钻传输电测顺利。

下套管前单扶通井（第四次通井），分段循环排气至井底，排量30L/s，密度：1.50g/cm³，全烃87％↘0.2％，经短起下验证，油气上窜速度9.04m/h，注润滑封闭液50m3封闭4622至3370井段起钻，下套管顺利、固井评定优质。

处理效果：钻井液密度由1.45 g/cm3提高至1.52 g/cm3，排量30L/S无溢漏，井眼通畅，电测、下套管、固井顺利。

5体会与认识

5.1处理“溢、漏、塌”同层，须以足量的优质钻井液为基础，坚持溢、塌、漏的施工顺序，连续井漏逐段封固漏层。

5.2依据钻具结构优选堵漏材料，禁用纤维长、直径大、易沉淀的材料，避免堵水眼、仪器及井控事故。

5.3使用旋转防喷器可以实现边钻进边通过液气分离器脱气，避免钻井液涌出转盘面，对密度窗口窄时防溢漏有积极的意义。

作者简介：周志磊，中原石油工程有限公司西南钻井分公司，毕业于中国石油大学（北京），工程师