順北油氣田鉆遇局部異常高壓的認(rèn)識(shí)及對(duì)策

王 逸，陳 超，董小虎，宋泓鋼

（中石化西北油田分公司石油工程監(jiān)督中心，新疆 輪臺(tái) 841600）

順北油氣田主要目的層為一間房組和鷹山組的碳酸鹽巖地層，該地層在走滑斷裂作用下，地層構(gòu)造破裂，易形成斷裂和裂縫，早期的斷裂及裂縫受溶蝕作用形成洞穴，成為良好的斷控縫洞型儲(chǔ)集體[1-4]，鉆井施工過(guò)程中，鉆遇定容特征[5-7]的異常高壓儲(chǔ)集體越來(lái)越多，溢流復(fù)雜頻發(fā)，如何保證鉆井安全成為了施工的關(guān)鍵。

1 碳酸鹽巖油藏局部異常高壓表現(xiàn)及施工難點(diǎn)

（1）當(dāng)鉆遇局部異常高壓儲(chǔ)集體時(shí)，通常存在壓力體系突變，發(fā)生溢流，尤其是鉆遇含氣的儲(chǔ)集體[8-10]，若鉆井液密度不能有效抑制氣體置換，存在地層氣體持續(xù)侵入現(xiàn)象，需要不斷循環(huán)排氣，給工程施工帶來(lái)極大的井控風(fēng)險(xiǎn)。

（2）壓井施工過(guò)程中，由于溢漏并存，隨著壓井液進(jìn)入儲(chǔ)集體液量的增加，地層能量持續(xù)得到補(bǔ)充，地層壓力越壓越高[11-12]，同時(shí)油氣在壓井液重力置換作用下聚集在定容體頂部，開(kāi)始向井筒內(nèi)發(fā)生運(yùn)移，井筒內(nèi)液面升高，難以實(shí)現(xiàn)井筒動(dòng)態(tài)平衡，壓井施工困難[13]。

（3）壓井液密度選擇困難，需要不斷增大壓井液密度才能短時(shí)間壓力平衡，且定容體量越小，越容易激發(fā)定容體特征，需要不斷根據(jù)關(guān)井套壓重新計(jì)算地層壓力，考慮附加值后再選擇二次壓井的壓井液密度。

（4）目前順北油氣田鉆井井身結(jié)構(gòu)基本固定，普遍下入177.8mm 或193.7mm 技術(shù)套管，目的層施工井筒容積大，循環(huán)壓井時(shí)間長(zhǎng)，期間井底不斷發(fā)生重力置換，若稠油進(jìn)入井筒堵塞環(huán)空，將進(jìn)一步增大壓井施工難度[14-15]。

2 順北A井施工實(shí)例分析

順北A是一口五級(jí)結(jié)構(gòu)探井，165.1mm井眼鉆至鷹山組7636.5m 發(fā)生溢流，對(duì)應(yīng)垂深7541.71m，壓井后控壓鉆至7654m發(fā)生放空、漏失，經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間處理后進(jìn)行中途測(cè)試及加深鉆進(jìn)作業(yè)。筆者以順北A井現(xiàn)場(chǎng)施工情況為例，針對(duì)異常高壓儲(chǔ)集體的施工過(guò)程及處置措施，進(jìn)行總結(jié)梳理分析，具體情況如下。

2.1 溢流及壓井施工分析

鉆進(jìn)至井深7636.50m（井筒內(nèi)情況見(jiàn)圖1），發(fā)現(xiàn)溢流0.6m3，泥漿密度1.35g/cm3，關(guān)井立壓15.4MPa，套壓15.5MPa ，采用節(jié)流循環(huán)方法壓井。泵入1.71g/cm3重漿38m3(出水眼2m3)，發(fā)現(xiàn)漏失，降排量。累計(jì)泵入量1.71g/cm3泥漿48m3，漏失1.71g/cm3泥漿12m3，停泵觀察，立壓0MPa，套壓18.9↓17.2MPa，隨即，采用平推方法壓井，環(huán)空平推1.71g/cm3重漿112m3，停泵立壓套壓為零，壓井成功，環(huán)空液面高度89m。

圖1 溢流發(fā)生時(shí)井內(nèi)情況

根據(jù)井筒壓力平衡公式：

式中：ρe——地層當(dāng)量密度，g/cm3；

ρm——鉆井液密度，g/cm3；

Pd——關(guān)井立壓，MPa；

H——溢流井深的垂直深度，m；

g——重力加速度，N。

分析：根據(jù)式（1）可求得地層當(dāng)量密度ρe1=1.56g/cm3，壓井施工過(guò)程中選擇1.71g/cm3壓井液，泵入48m3，漏失12m3，實(shí)際注入井筒鉆井液36m3與水眼容積基本一致，因選取的壓井液密度較高，施工過(guò)程中地層破裂，鉆井液不斷進(jìn)入儲(chǔ)集體，使地層能量得到補(bǔ)充，地層壓力進(jìn)一步升高。

2.2 壓井后施工情況

壓井施工結(jié)束，起鉆更換常規(guī)鉆具下鉆，循環(huán)調(diào)整泥漿密度至1.68g/cm3，循環(huán)過(guò)程中全烴值最高22%，間斷點(diǎn)火成功，火焰高度0.5~3m，單次持續(xù)時(shí)間70~160min不等，停泵關(guān)井套壓3.5~5.4MPa。

采用1.68g/cm3進(jìn)行控壓試鉆進(jìn)至7654m，連續(xù)出現(xiàn)間斷放空，井段7654~7671.12m，期間為控制套壓低于5MPa，逐步調(diào)整密度至1.74g/cm3；鉆至7680m 發(fā)生溢流，關(guān)井觀察，立壓1.8MPa，套壓11.5MPa。使用1.76g/cm3鉆井液節(jié)流循環(huán)，期間累計(jì)漏失29.8m3，套壓仍呈上漲趨勢(shì)，停泵觀察，套壓32MPa。采用2.0g/cm3泥漿平推壓井，壓井后水眼液面高度308m，環(huán)空液面高度410m，起鉆轉(zhuǎn)入中途測(cè)試。

分析：循環(huán)降密度期間始終處于漏失狀態(tài)，井內(nèi)流體受重力差異影響不斷置換，地層氣體持續(xù)侵入，且節(jié)流循環(huán)排污效果不明顯，鉆井液密度被迫提高，漏失量持續(xù)增加的同時(shí)地層能量越來(lái)越高，表現(xiàn)出典型的定容特征。

2.3 測(cè)井前通井情況

中途測(cè)試后下通井鉆具至井深7300m（套管內(nèi)）關(guān)井循環(huán)，測(cè)平均漏速5.4m3/h，調(diào)整密度至1.23g/cm3，至井深7412m開(kāi)始劃眼，劃眼至井深7654.67m（鷹山組），發(fā)生溢流，關(guān)井觀察，立壓0MPa，套壓1.1MPa，節(jié)流循環(huán)提密度至1.25g/cm3。針對(duì)本井地層壓力變化特征，決定打重漿帽暫時(shí)控制井口后，起鉆加裝旋轉(zhuǎn)控制頭控壓通井，通井劃眼到底后，調(diào)整入口泥漿密度至1.33g/cm3，同時(shí)控制井口回壓3~5MPa 試鉆進(jìn)至7684.3m,套壓逐漸超過(guò)5MPa，關(guān)井節(jié)流循環(huán)套壓呈上漲趨勢(shì)，考慮持續(xù)在氣層內(nèi)循環(huán)置換嚴(yán)重，無(wú)法實(shí)現(xiàn)有效排污，控壓短起至7340m套管內(nèi)節(jié)流循環(huán)排污，調(diào)整泥漿性能進(jìn)出口密度至1.35g/cm3，套壓5↓0MPa，期間累計(jì)排出密度1.17~1.22g/cm3的鹽水和混漿159m3，間斷點(diǎn)火成功，火焰高0.5~3m。隨后下鉆到底，控制回壓0~3MPa加深鉆進(jìn)至7695m后起鉆測(cè)井。

分析：根據(jù)此次溢流情況算，地層當(dāng)量密度ρe2=1.24g/cm3,分析因中途測(cè)試，地層能量得到有效釋放，地層壓力有所恢復(fù)，表明測(cè)試放壓是降低施工密度的有效方法之一。

2.4 加深鉆進(jìn)情況

電測(cè)結(jié)束后因井內(nèi)基本為1.60g/cm3泥漿，且環(huán)空液面高度180m，折算當(dāng)量密度1.56g/cm3，嘗試用1.55g/cm3建立循環(huán)，節(jié)流循環(huán)調(diào)整泥漿密度至1.55g/cm3控壓試鉆進(jìn)，鉆至7708m套壓開(kāi)始上漲，短起至套管內(nèi)嘗試放壓，累計(jì)放漿68m3，同時(shí)排密度1.06~1.35g/cm3鹽水和混漿89m3，液氣分離器點(diǎn)火筒間斷性點(diǎn)火成功，火焰高度0.3~3m 停泵后套壓緩慢上漲至4MPa 穩(wěn)定。繼續(xù)鉆至井深7717.82m，鉆時(shí)突升，決定起鉆檢查，控壓起鉆至管鞋，平推密度2.0g/cm3重漿帽開(kāi)井起鉆，環(huán)空液面高度90m。更換鉆頭后下鉆到底加深鉆進(jìn)，期間為了控制套壓小于5MPa，將密度由1.55g/cm3逐漸上提至1.62g/cm3，控壓鉆進(jìn)至井深7780m完鉆。

分析：電測(cè)期間不斷推入1.60g/cm3重漿維持井下漏失狀態(tài)保證井控安全，在此過(guò)程中地層能量再次被補(bǔ)充，建立循環(huán)后地層氣體活躍不斷與鉆井液發(fā)生置換，環(huán)空流體不斷被污染，且鉆井液無(wú)法抑制流體污染，難以實(shí)現(xiàn)井筒平衡。

3 異常高壓儲(chǔ)集體的認(rèn)識(shí)

（1）該井以?shī)W陶系一間房組和鷹山組為主要目的層，預(yù)測(cè)油氣層位于斷層和“串珠”附近（見(jiàn)圖2），鉆至7654~7675.12m 間斷放空，累計(jì)放空13.33m（斜），體現(xiàn)出儲(chǔ)層段內(nèi)部較強(qiáng)均質(zhì)性，且作業(yè)期間未見(jiàn)油花，通過(guò)分析天然氣組分分析，干燥系數(shù)為0.94~0.96，處于氣藏臨界值，判斷為凝析氣藏。

圖2 順北A井地震時(shí)間偏移剖面圖（放大）

（2）通過(guò)分析中途測(cè)試過(guò)程，使用1.20g/cm3鹽水替漿完，油壓65.97~65MPa，套壓由45~37.14MPa，注入井筒總液量1257.1m3，排量與壓力曲線趨勢(shì)基本一致，最高油壓116.4MPa，停泵壓降98.4↓94.2MPa，顯示未溝通規(guī)模儲(chǔ)集體，確定地層能量是因鉆井液漏失持續(xù)得到補(bǔ)充，使得壓力越來(lái)越高。

（3）實(shí)測(cè)7497.8m處壓力89.57MPa，溫度149.96℃，壓力系數(shù)1.22，溫度梯度2.0℃/100m，屬于異常高壓地層[5]，根據(jù)中途測(cè)試數(shù)據(jù)顯示，地層壓力系數(shù)低于初次發(fā)生溢流時(shí)鉆井液密度，分析溢流原因?yàn)榫矁?nèi)流體發(fā)生置換。

（4）采用6mm 油嘴開(kāi)井，油壓79.8MPa，小時(shí)產(chǎn)液11m3，累產(chǎn)液51m3后見(jiàn)天然氣，累計(jì)進(jìn)入地層2833.12m3，累計(jì)產(chǎn)液3639.07m3，累計(jì)產(chǎn)氣量86.82×104m3，采用縫洞試井軟件解釋本井控制縫洞體積約530×103m3，結(jié)合試油動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，判斷本井控制的儲(chǔ)集體規(guī)模較小，且根據(jù)測(cè)試結(jié)果擬合的單位壓降曲線呈線性特征（見(jiàn)圖3），表明該儲(chǔ)集體呈定容特征。

圖3 單位壓降曲線

4 結(jié)論及建議

異常高壓儲(chǔ)集體受其井周連通性、流體介質(zhì)類(lèi)型及圈閉大小影響，表現(xiàn)出不同的特征，其處理手段及施工原則也有所區(qū)別，應(yīng)加強(qiáng)異常高壓地層的地質(zhì)預(yù)測(cè)精度，逐步明晰儲(chǔ)集體特征及流體性質(zhì)，為工程施工提供參考，通過(guò)總結(jié)本井施工情況，針對(duì)鉆遇異常高壓地層的施工對(duì)策，提出以下幾點(diǎn)建議：

（1）高開(kāi)低走原則，針對(duì)鄰井已鉆遇定容體，且施工預(yù)測(cè)鉆遇幾率較大的，非目的層施工，鉆井液密度按井控安全壓力計(jì)算，采取較高密度鉆井液施工，如鉆遇定容體，便于及時(shí)壓井控制，如未鉆遇定容體，目的層前將鉆井液密度降低。

（2）分步下探原則，如鉆遇放空段，避免一次直接探底過(guò)多，待工況穩(wěn)定后，再分步下探。根據(jù)循環(huán)觀察情況分析判斷定容體油氣藏特征、流體介質(zhì)及形態(tài)大小。

（3）近平衡壓井原則，鉆遇異常高壓儲(chǔ)集體發(fā)生溢流需立即關(guān)井，確定原始地層壓力，選取與地層當(dāng)量密度相當(dāng)?shù)膲壕簤壕⑼ㄟ^(guò)循環(huán)排污準(zhǔn)確判斷地層流體類(lèi)型。若地層流體無(wú)開(kāi)采價(jià)值，且流體介質(zhì)對(duì)鉆井液污染大，壓力釋放逐漸升高，再選擇高密度鉆井液配合控壓施工。

（4）風(fēng)險(xiǎn)可控原則，若發(fā)現(xiàn)硫化氫或關(guān)井套壓30MPa以上，因井控安全風(fēng)險(xiǎn)較高，需采用壓回法方式壓井，控制井口套壓歸零后再討論下步施工方案。

（5）逐步釋放原則，如分析定容體圈閉有限，當(dāng)量密度在1.75g/cm3以下，且地層流體對(duì)鉆井液污染可控，可采用控壓鉆進(jìn)，逐步釋放原則施工?？貕恒@進(jìn)時(shí)，在旋轉(zhuǎn)頭安全范圍內(nèi)，按定排量、立壓不變施工，還是控制套壓動(dòng)平衡施工取決于實(shí)鉆工況。

（6）避開(kāi)原則，若在斷裂漏層前鉆遇失返性漏失，應(yīng)立即停鉆，經(jīng)地質(zhì)分析后，如有避開(kāi)空間，選擇填井側(cè)鉆避開(kāi)原則，如無(wú)法避開(kāi)可考慮采用測(cè)試管柱釋放，再揭開(kāi)目的層。若鉆遇較長(zhǎng)放空段或判斷進(jìn)入定容體核心溝通區(qū)域，圈閉較大、壓力高、能量大，當(dāng)量密度在1.80g/cm3以上，若具有一定的可采價(jià)值，建議直接轉(zhuǎn)測(cè)試，若無(wú)可采價(jià)值，考慮裂縫—串珠集合體堵漏、壓井施工難度大，建議回填側(cè)鉆，避開(kāi)定容特征區(qū)域。