伊朗雅达油田F13井严重沥青侵复杂情况的处理

伊朗雅达油田F13井严重沥青侵复杂情况的处理
江朝
【摘要】在雅达油田Kazhdumi地层钻井施工过程中,沥青的侵入导致了钻井液污染、井涌、喷漏共存等井下复杂情况的发生.F13井在钻Kazhdumi地层遭遇严重沥青侵,引起溢流和喷漏同存.通过25次艰难的探索施工处理,成功运用水泥浆配钠水玻璃促凝剂实现打塞封堵,最终转换地质目的层侧钻成水平井.该井复杂情况处理的经验和教训,对处理类似情况具有一定的借鉴意义.
【期刊名称】《复杂油气藏》
【年(卷),期】2017(010)002
【总页数】5页(P82-86)
【关键词】雅达油田;钻井;井下复杂;沥青;喷漏同存;水泥塞;钠水玻璃
【作者】江朝
【作者单位】中国石化集团国际石油勘探开发有限公司,北京100029
【正文语种】中文
【中图分类】TE28
伊朗雅达油田开发中需钻越Kazhdumi地层，该层含有分布不规律且性质迥异的沥青[1]。

早期钻井生产过程中，因沥青侵导致各种问题，产生了较多的非生产时间[2]。

国内外有关沥青影响钻井施工的文献不多[3-5]，针对沥青侵引起的喷漏同存，相关处理过程和有效方法鲜见报道。

F13井是继F19后钻遇的又一口沥青侵入井，
由于严重沥青侵引起的喷漏同存，被迫放弃原地质目的。

在高含H2S条件下，耗
时约41 d，成功打塞封堵临时弃井，之后套管内开窗侧钻[3-5]转成以Sarvak为
地质目的层的水平井[6]。

雅达油田大体为以南北为轴的背斜构造，碳酸盐岩孔隙性油藏，自上而下钻遇第三系和白垩系地层。

三开井段自上而下包含的地层为Asmari，Pebdeh，Gurpi，Ilam，Lafan，Sarvak，Kazhdumi，Burgan， Dariyan，和Gadvan。

其中Asmari砂岩孔渗较好，Sarvak石灰岩孔隙发育，Pebdeh、Gurpi、Ilam和Sarvak在其他已钻井中偶见小漏失或失返性漏失。

Sarvak和Fahilyan为主力储
层且高含H2S，本井地质目的层为Fahilyan地层。

F13井设计井深4 585 m，设计钻完井周期为105 d。

设计井身结构如表1：
钻井液设计：一开上部采用预水化膨润土钻井液，防止上部地层漏失，下部加入适量聚合物胶液抑制地层造浆；二开在Gashsaran膏盐层前使用低粘低切KCl聚合
物钻井液，利于冲刷井壁，避免泥岩井段缩径，进入Gashsaran膏盐层前转化为
聚合物欠饱和盐水泥浆，避免膏盐侵入污染钻井液；三开在Kazhdumi地层前使
用KCl聚合物钻井液，控制好K+含量避免泥灰岩井段缩径，进入Kazhdumi地层前转化为低土相NaCl欠饱和聚磺钻井液[7]；四开采用抗高温屏蔽暂堵KCl聚合
物钻井液，防止在Fahliyan Lower地层易发的压差卡钻[8]。

三开井段2011年8月1日1 636 m开钻，8月22日夜钻至Kazhdumi顶3
473 m。

8月23日0:00至5:40，钻压30～40 kN，钻井液入口密度1.52 kg/L，自3 478 m钻至3 486.65 m，平均机械钻速1.52 m/h。

5:40至5:44，由3 486.66m始，平均机械钻速猛增到5.24 m/h，5:44钻进到3 487m，泵压突然由17.9 MPa增至22.8 MPa，大钩载荷由1 280 kN降至1 200 kN。

停一泵检查。

6:17振动筛发现沥青，钻井液出口密度1.47 kg/L，发现溢流1.2 m3，停另一泵后，立即硬关井。

初始关井立压5.6 MPa，关井套压5.5 MPa。

2 min后，关井
立压和套压均降至2.4 MPa。

关井立压随后降至0 MPa，试图开泵顶通，以0.04 m3/min间断共泵入7.92 m3，每次停泵后立压检查始终为0 MPa，初步判断井
下存在漏失。

井下钻具组合：φ212.7 mmPDC钻头+钻头短节(浮阀)+φ165.1 mm钻铤3根
+φ212.7 mm扶正器+φ165.1 mm钻铤1根+φ212.7 mm扶正器+φ165.1 mm 钻铤11根+φ165.1 mm震击器+φ127 mm加重钻杆15根+φ127 mm钻杆。

钻头位于3 473 m，套管内环空体积49 m3，裸眼内环空体积约41 m3，钻杆内容积约31 m3。

(1)第一次堵漏和压井：1.55 kg/L桥堵浆(8%核桃壳(中)+7.5%单封+4%碳酸钙(细))20 m3，1.55 kg/L钻井液44 m3顶替。

3 h后用1.55 kg/L钻井液289 m3压井，返出物是沥青和气，最大H2S浓度1 200 mg/L，关井立压0，关井套压6.6 MPa。

现场分析认为井下漏失，环空中液柱当量不足以平衡Sarvak地层压力导致高浓度H2S出现。

下步调整桥堵配方，加大桥堵浆浓度和体积。

(2)第二次堵漏和压井：1.55 kg/L桥堵浆(6%核桃壳(中)+2%单封+14%云母+8%复合堵漏剂)40 m3，1.55 kg/L的4%桥堵钻井液41 m3顶替。

6.75 h后用含4%桥堵1.55 kg/L钻井液285 m3压井，返出物是沥青和气，最大H2S浓度40 000 mg/L，关井立压0.9 MPa，关井套压3.4 MPa。

分析认为井下仍然漏失，环空中液柱当量不足以平衡Sarvak地层压力，存在关井立压意味压井钻井液密度过低。

下步增加钻井液密度，增大排量以形成紊流促使环空中的沥青返排。

(3)第三次堵漏和压井：1.65 kg/L桥堵浆(8%云母(细)+2%单封+1.5%纤维+7%核桃壳(中)+1.5%复合堵漏剂)43 m3，1.65 kg/L钻井液31 m3顶替。

13 h后用
1.62 kg/L钻井液187 m3压井，返出物是沥青钻井液混合物和气，最大H2S浓
度400 mg/L，关井立压0，关井套压0.6 MPa。

分析认为井下仍然漏失，环空中液柱当量足以平衡Sarvak地层压力。

下步降低钻井液密度减少漏失，调整桥堵配方和堵漏方案，降低压井排量。

(4)第四次堵漏和压井：1.55 kg/L桥堵浆(9%云母(细)+6%单封+15%核桃壳(中)+2%碳酸钙(中)+4%碳酸钙(细)+2%坂土粉)20 m3+1.55 kg/L钻井液50
m3+1.55 kg/L桥堵浆(配方同上)15 m3+1.55 kg/L钻井液60 m3+1.55 kg/L桥堵浆(配方同上)10 m3+1.55 kg/L钻井液91 m3。

1.75 h后用1.60 kg/L钻井液92 m3压井，压井过程中返出物中钻井液占比逐渐增加，立压先增加至6.9 MPa
后突然降至0.3 MPa。

关井立压0，关井套压0.7 MPa。

分析认为井下仍然漏失，钻井液密度不足以压稳沥青，环空中的沥青和钻井液混合物会导致套压变化，影响对井下的判断。

下步增加钻井液密度，增大排量尽量以紊流促使环空中的沥青返排。

(5)第五次压井：用1.62～1.63 kg/L钻井液172 m3压井，返出混有沥青的钻井
液1.40 kg/L(脱气后)，最大H2S浓度4 000 mg/L。

调整排量继续以1.65 kg/L
钻井液80 m3压井，返出混有沥青的钻井液1.34～1.40 kg/L(脱气后)，关井后套立压均为0，开井溢流检查无溢流。

继续开井以1.65 kg/L钻井液51 m3循环，
钻井液耗尽后关井，套立压均为0。

分析认为井下仍然漏失，环空中液柱当量不足以平衡沥青地层压力。

下步继续以1.65 kg/L的钻井液压井，适当地控制套压减少沥青侵入。

(6)第六次压井：1.65 kg/L钻井液141 m3压井，立压由0.3 MPa逐渐增至3.4 MPa，返出物由纯钻井液变为稠沥青返出(90%为沥青)。

最大H2S浓度1 600
mg/L，关井立压0，关井套压5.2 MPa。

分析认为井下仍然漏失，第五次压井出现的关井套立压均为0的情况，应属沥青
污染钻井液以及沥青粘稠度随井深温度变化形成沥青钻井液混合物稠塞导致的假象。

同时，漏层和涌层间可能已经建立了内循环。

下步用高浓度堵漏浆堵漏增强地层承压能力，降低钻井液密度减少漏失，用低排量、控制套压减少排出阻力，尽量将环空中的沥青污染物快速排出，根据出口排出物情况逐步增加排量。

(7)第七次堵漏和压井：1.55 kg/L桥堵浆(10%云母(细)+6%单封+5%核桃壳(中)+3%碳酸钙(中)+4%碳酸钙(细)+2%土粉+2%复合堵漏剂)48 m3，1.55 kg/L 钻井液35 m3顶替。

4.5 h后用1.55 kg/L钻井液290 m3压井，返出物是沥青钻井液混合物，最大H2S浓度50 mg/L，关井立压0，关井套压5.2 MPa。

分析认为井下漏失，沥青和气体污染钻井液使得环空内纯液柱当量难以提高。

下步计划向钻井液中增添乳化剂以减少沥青的流动阻力，配备至少300 m3钻井液，及时处理返出污染的钻井液并尝试建立循环。

(8)第八次压井：1.60 kg/L钻井液7 m3+柴油5 m3+1.60 kg/L钻井液28 m3，1.45～1.60 kg/L钻井液尝试建立循环并坚持20.5 h，出口处钻井液密度1.15～1.45 kg/L(脱气后)，最大H2S浓度200 mg/L，关井套立压均为0。

分析认为井下仍然漏失，重浆漏失进地层置换[10]出沥青，下步用柴油作为示踪剂检查井下是否漏失，用高浓度堵漏浆增强地层承压能力，降低压井钻井液密度减少漏失。

(9)第九次堵漏和压井：柴油5 m3，1.60 kg/L桥堵浆(3%核桃壳(中)+1%云母(细)+5%复合堵漏剂+1%单封+5%碳酸钙(中)+4%纤维)33 m3，1.45 kg/L钻井液28 m3顶替，关井挤入1.45 kg/L钻井液5 m3。

0.5 h后用1.50 kg/L钻井液106 m3节流循环压井，未测出H2S，出口密度1.48～1.52 kg/L(脱气后)，关井立压0，套压5.5 MPa。

分析认为井下仍然漏失，漏层能承受压力当量密度约为1.50 kg/L，涌层的压力大于漏层的漏失压力，应先治漏后压井。

下步计划：考虑到钻头喷嘴限制了堵漏的粒径及材料选择，转向从环空反挤大粒径复合堵漏材料。

(1)第一次环空内反挤堵漏：柴油8 m3和1.60 kg/L桥堵浆(5%复合堵漏剂+2%超细碳酸钙+5%碳酸钙(中)+6%核桃壳(中)+6%云母(细)+3%单封+4%纤维)101 m3，1.60 kg/L钻井液35 m3顶替。

10 h内间断反挤1.60 kg/L钻井液30 m3后关井。

22 h等候桥堵膨胀，关井立压由0.7 MPa增至1 MPa后又降至0.5 MPa，关井套压由1.2 MPa增至1.3 MPa。

分析认为井下仍然漏失且为失返性漏失，漏失层位不确定，可能在Kazhdumi地层或者上部地层。

下步计划：增加堵漏材料粒径，用凝胶托住桥堵降低漏失速度，以确保桥堵有足够时间膨胀起作用。

尝试强起钻作业，从3 473 m强起至3 431 m。

(2)第二次环空内反挤堵漏1.60 kg/L、含有8%～12%SNSD凝胶桥堵浆(3%复合堵漏剂+3%碳酸钙(中)+10%核桃壳(粗)+6%云母(粗)+3%云母(中)+10%单封)22 m3，1.60 kg/L的桥堵浆(6%复合堵漏剂+2%碳酸钙(中)+6%核桃壳(粗)+3%云母(细)+3%核桃壳(细)+3%核桃壳(中)+6%云母(粗)+3%云母(中)+6%单封)26 m3，1.60 kg/L的钻井液44 m3顶替。

施工期间套压由1.8 MPa上升至6.6 MPa，钻具不能上下活动，堵漏材料拥堵在扶正器或钻头位置(井下为双扶正器)，开节流阀泄套压至0，井下钻具活动恢复正常。

分析认为井下仍然漏失，漏失层缝隙过大导致常规桥堵方法无法见效。

下步计划：转向打塞封堵临时弃井，目的是后续能转为无需钻越Kazhdumi地层的Sarvak水平井。

打塞前泵入柴油以乳化沥青，同时使用稠钻井液塞来减缓水泥浆的漏失。

为给打水泥塞留有足够的空间，从3 431 m强起钻至2 797 m后又强下钻至3 149 m。

每次打塞施工前均用高密度钻井液将套压和立压消减至1 MPa以下，在经历了13次堵漏、压井和打塞封堵施工处理失败后(见表2)，最终用钠水玻璃促凝剂加隔离液配水泥浆成功地实现井眼封堵，后转换成以Sarvak为地质目的层的侧钻水平井。

(1)钻井液与沥青在密度、黏度上差异较大，在环空反挤或正向循环压井作业过程中，钻井液会与沥青发生黏性指进现象，使得沥青难以被推回地层或被替出井筒。

(2)沥青黏度有随温度降低而快速增大的特性，钻井液受其污染后，受到沥青流动
阻力的影响，压井过程中套压数据会失真(甚至会在近井口井段形成沥青稠塞帽而
出现无套压的假象)，增加井况判断的难度。

(3)仅有常规手段及设备的条件下，应对由沥青侵导致漏涌同存井下复杂情况，打
水泥塞封堵应为优选处理方案。

(4)在沥青污染条件下打水泥塞作业，纯水泥浆、氯化钙速凝剂加隔离液配合水泥
浆的成功概率较低，钠水玻璃促水泥浆闪凝的手段是一种可行的方法。

(5)为减少由于沥青侵引发的上部地层漏失风险，建议优化井身结构：在揭开Kazhdumi地层前，套管先下至Sarvak地层的底部。

(6)建议开展沥青层分布规律研究，调研和引进新技术或新工艺(如控压钻井等)。

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