F19井沥青侵及相关井下复杂情况的处理

郭京华，夏柏如，赵增新，卜 海

(1.中国地质大学，北京 100083;2.中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100029)

F19井沥青侵及相关井下复杂情况的处理

郭京华1，2，夏柏如1，赵增新2，卜 海1

(1.中国地质大学，北京 100083;2.中石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100029)

F19井ø212.7 mm井眼裸眼段长达2 445 m。与邻井相比，地层压力系统发生了明显的变化，高压沥青、盐水层与多个低压薄弱层共存，钻井液安全密度窗口窄。钻井过程中先后发生了沥青侵、井漏和盐水侵等一系列井下复杂情况。稠油沥青严重威胁着钻井安全，破坏钻井液流变性能，污染严重时钻井液呈现胶凝状，无法循环利用。在室内实验的基础上，应用混柴油钻井液预防和处理稠油沥青侵及问题;同时针对严重的井漏，优选出了桥塞堵漏和固结型堵漏2种堵漏浆配方。为保证尾管下到底，从钻井液、悬挂工具、操作等多方面制订了具体措施和应急预案。下尾管作业中，尽管多次出现阻卡和失返等异常情况，但由于措施和预案有针对性，可操作性强，最终成功实现尾管“坐底”，挤水泥固井。

沥青侵;井漏;盐水侵;井下复杂;处理措施

引言

F19井位于伊朗Y油田，是2011年施工的1口开发生产井，完钻井深4 447 m。井身结构为四开:一开ø444.5 mm井眼，ø339.7 mm套管下至351m;二开ø311.2 mm井眼，ø244.5 mm套管下至1 541 m;三开ø212.7 mm井眼，ø177.8 mm尾管下深为1408～3986m;四开ø149.2 mm井眼，ø114.3 mm尾管下深在3 900～4 445 m之间。

F19井ø212.7 mm井眼地层岩性以灰岩为主，个别层位存在砂岩或泥岩，钻井施工中先后遇到了沥青侵、井漏和盐水侵问题，下ø177.8 mm尾管时多次遇阻和返浆异常。针对这些井下复杂问题，依次进行了分析论述，详细介绍了处理方法。

1 钻井复杂情况简述

与邻井相比，F19井ø212.7 mm井眼在多个层位出现了异常情况，如图1所示，干沥青层、稠油沥青层、漏失层和盐水层位于同一裸眼，干沥青的蠕动会导致井眼缩径，稠油沥青会破坏钻井液流变性能，甚至导致钻井液胶凝，几乎丧失流动性;漏失地层的存在，意味着钻井液安全密度窗口窄，增加了处理沥青侵和盐水侵的难度;稠油沥青会污染堵漏浆，并且在稠油沥青地层也存在漏失通道，增加了堵漏工作难度。复杂的井眼状况，给下ø177.8 mm尾管工作提出了很高的要求，下尾管中途遇阻卡、钻井液失返等异常情况发生的概率极高，如何将尾管下入预定深度，实施固井并有效封隔地层，将会对F19井的钻井成功与否起到决定性的作用。

图1 F19井ø212.7mm井眼复杂状况

2 技术难点

2.1 钻井液安全密度窗口窄

F19井ø212.7 mm井眼裸眼长达2 445 m，存在多个薄弱层，由于沥青层和盐水层压力异常，提高钻井液密度与防漏之间存在尖锐矛盾，钻井液安全密度窗口窄。F19井几次调整钻井液密度，最高密度值比邻井高出0.2～0.3 g/cm3(图2)。

图2 F19井与邻井三开井段的钻井液密度对比曲线

2.2 稠油沥青破坏钻井液流变性能

稠油沥青成分复杂，黏度与温度呈倒数或负指数关系［1－2］，黏温关系见下式:

式中:η为表观黏度，Pa·s，;m、n为常数;T为温度，℃。

由(1)得出，稠油沥青侵入井眼，在循环上升的过程中，随着温度的降低，黏度会急剧升高。另外，稠油沥青进入钻井液后，极性组分易吸附固相颗粒成膜、胶凝钻井液，破坏其流变性能［3］。

2.3 稠油沥青危害钻井工程

稠油沥青侵入的情况最早见于墨西哥湾深水钻井，导致多口井填井侧钻。稠油沥青对钻井工程的危害主要有:污染钻井液，造成钻井液性能恶化;钻井扭矩突变，频繁跳钻，钻具容易损伤;堵塞井眼环空，起钻易造成井眼抽汲，下钻或开泵易憋漏地层，还会导致起下钻具以及下套管遇阻卡;影响固井水泥环质量;黏附井下定向和测井仪器，造成测井仪器在井下阻卡;黏糊振动筛筛网，造成跑浆，降低固控设备处理能力［4－7］。

3 室内实验

3.1 消除稠油沥青污染钻井液的处理方法

取井口返出的密度为1.35 g/cm3受污染的钻井液，在室内分别用清水、磺化单宁碱液、柴油处理，然后再加重至密度1.70 g/cm3，测量处理后的流变性能。室内实验发现，即使加入了乳化剂，污染浆用20%的水或单宁碱液稀释后性能仍然很差，并且表面会有一层沥青析出，再加入5%柴油后，流变性能好转(表1)。

表1 稠油沥青污染的处理方法对比结果

3.2 堵漏浆配方优选

要有效封堵漏失地层，除需要确定堵漏浆合理的粒径级配进行架桥和充填漏失通道，还需要利用纤维材料和可变形材料形成的一层低渗透致密隔层，来提高地层承压能力［8］。室内配制不同的堵漏浆，用API滤失量仪和高温高压滤失量仪测定滤失量，分别考察室温、0.7 MPa压力和120℃、3.5 MPa压力下的滤饼厚度与强度，要求滤饼的厚度高，有韧性，强度大［9－11］，据此优选出堵漏浆配方。

(1)桥塞型堵漏浆配方。基浆+3%CaCO3－F+5%Fiber Lock+5%Oyster Shell+3.5%WalnutShell－F+3.5%Walnut－M+3.5%SDL。

(2)固结型堵漏浆配方。基浆+13%Fiber Lock+3%Walnut Shell－F+2%Oyster Shell+1% CaCO3－F+2%CaCO3－C+1%Check Loss+1% Cotton Seed Hull+1%SDL+4%HDL－3。

3.3 沥青浸泡实验

取井口返出的硬沥青和稠油沥青样品，用柴油浸泡，观察样品在柴油中的软化或稀释扩散速度。结果显示，稠油沥青在柴油中能很快稀释扩散，硬沥青在柴油中软化扩散的速度虽然明显要慢些，但是24 h后，也会完全软化，浸泡48 h后，2种沥青在柴油中的残渣几乎无区别。

4 现场处理技术

4.1 沥青侵的处理

处理沥青侵经历了2个阶段。第1阶段，井深为3 369～3 577 m，提高钻井液密度，试图依靠静液柱压力平衡地层压力处理沥青侵。第2阶段，井深为3 577～3 986 m，采用乳化柴油钻井液，柴油加量为3%～24%(体积比)，目的是降低稠油沥青的污染作用，改善钻井液的流变性能。

4.1.1 提高钻井液密度

钻至井深3 369 m，钻井液性能突然恶化，入口性能:密度为1.38 g/cm3，漏斗黏度为57 s，出口性能:密度为1.12～1.20 g/cm3，漏斗黏度为100～120 s。逐步提高钻井液密度至1.70 g/cm3。期间多次关井求取地层压力，立管压力始终为0，但是沥青不间断侵入井眼。钻井液受稠油沥青污染后，呈现凝胶状，流变性能极差，振动筛处跑浆严重。换大孔径筛布，由140目换成60目，钻井液仍然无法过筛，只得排放掉，需要大量新浆补充循环量。从井深3 369 m钻进至3 577 m，进尺208 m，共计排放污染钻井液602 m3。

4.1.2 混柴油钻井液的应用

井深3 577 m，开始转换钻井液，柴油初始加量为3%，保持钻井液密度1.70 g/cm3。用新配制的柴油钻井液将井眼内污染严重的钻井液替出，恢复正常钻进，出口性能:密度为1.70 g/cm3，漏斗黏度为55 s，中压失水为2.8 mL，pH值为10.5。更换震动筛布，从60目换为140目，震动筛没有跑浆现象。

混柴油钻井液应用结果表明，加入柴油是破坏钻井液中稠油沥青凝胶结构的有效方法，在一定程度上保证钻井液能够循环利用。钻进过程中，用柴油和水来维护钻井液，流变性能有一个稳定周期，之后流变性能会急剧恶化，提高柴油含量，流变性能进入到下一个稳定周期。用固相含量测定仪监测钻井液中的含油量(包括柴油和地层侵入的油相)，现场应用发现，当含油量达到24%时，钻井液流变性能若再次恶化，依靠提高柴油加量的处理办法已经失效，必须用新浆置换部分井内老浆，降低钻井液中稠油沥青的含量，才能改善流变性能。

4.2 井漏与盐水侵的处理

井深3 839.65 m，钻进中发生井漏，漏失速度为34.8 m3/h。泵入桥塞型随钻堵漏浆，降低钻井液密度至1.62～1.65 g/cm3，漏失情况明显好转，顺利钻至中完井深3 986 m。提高循环排量洗井，钻井液进多返少，同时发现钻井液滤液中氯离子浓度增加了10 000 mg/L，判断发生盐水侵，决定先堵漏，后全井提密度至1.70 g/cm3。

用桥塞型堵漏浆，先后对井深3 839.65 m和1 541～3 100 m漏失井段进行了4次堵漏，井眼承压能力略有提高，提高钻井液密度至1.70 g/cm3，低排量可以建立循环，用正常循环排量，钻井液进多返少。堵漏作业过程中发现，关井憋压后稠油沥青的侵入量会增多，井口回压越大，侵入量就越大，表明沥青地层中有漏失通道，钻井液对稠油沥青有替换作用。

用固结型堵漏技术针对沥青地层进行了堵漏，堵漏浆密度为1.70 g/cm3。具体做法是:下钻至3 502 m，泵入堵漏浆22.4 m3，起钻至2 407 m，开泵试循环，排量为1.42 m3/min时有轻微溢流，当循环排量增大到1.58 m3/min时发生漏失，钻井液密度为1.66 g/cm3，计算循环当量密度为1.69 g/cm3。关井挤压，累计挤入堵漏浆17.08 m3。侯凝12 h后，小排量循环，全井提高密度到1.72 g/cm3。分段下钻到底，期间共计返出11 m3纯稠油沥青、14.4 m3钻井液与稠油沥青混合浆。循环观察，排量为0.6 m3/min时返浆正常，高于此排量，漏失速度为8.36 m3/h。停泵观察，井口液面稳定。

4.3 下尾管技术措施

F19井三开井眼尺寸没有预留一层套管的空间，而主要目的层在四开ø149.2 mm井眼，如果ø177.8 mm尾管在沥青层段阻卡，下不到预定深度，整个井眼就会报废。虽然面临井漏、环空堵塞的风险，但是只要尾管能够下到井底，由于井深3 839.65 m处是一个漏失层，距离井底146 m，强行挤水泥作业后，水泥环高度可以有效分隔地层。为保证尾管下得去，实现“坐底”固井，制订了如下技术措施。

(1)选用SSX－CFCS型封隔尾管悬挂器，该悬挂器具有注水泥后立即封隔尾管与套管环空的功能。入井前，去除悬挂器的卡瓦，增加环空间隙，降低环空堵塞的风险，也防止中途遇阻，大吨位活动尾管时提前坐挂。

(2)用超细碳酸钙和随钻堵漏剂配制堵漏浆封闭3 500 m至井底段，尾管进入裸眼段后控制下放速度，降低激动压力对漏失层的影响。若下尾管中途钻井液失返，小排量开泵，尝试顶通，如无法建立循环，继续下尾管。

(3)全井提高钻井液密度至1.73 g/cm3，预防硬沥青层的蠕动缩径。用新配制的含15%柴油的相同密度钻井液封闭沥青层及相邻上部500 m井段，防止钻井液受稠油沥青污染后胶凝强度过高，也有利于软化硬沥青，防止尾管阻卡。配制40 m3含25%柴油的钻井液待用，如果尾管在硬沥青层段遇阻，泵入此钻井液浸泡，软化硬沥青。

(4)中途遇阻，在悬挂器允许的工作吨位内上下活动尾管，严禁下压吨位太大，卡死尾管。

根据以上措施，在井深3 500 m遇阻时间达到24 h，并先后经历了3次井口返浆异常，甚至完全失返，最终将ø177.8 mm尾管“坐底”，并采用“穿鞋戴帽”的方式固井，成功实现了封隔。

5 结论和建议

(1)长裸眼﹑高低压同层，钻井液安全密度窗口窄，是造成F19井ø212.7 mm井眼井下复杂的主要原因，井眼尺寸小，没有预留备用套管的空间，给处理工作提出了很高的要求。

(2)稠油沥青能够胶凝钻井液，加入柴油，可以稀释破坏胶凝结构，提高稠油沥青容量限，改善流变性能，但柴油也会溶蚀稠油沥青地层，导致钻井液中稠油沥青量持续上升，流变性能周期性变坏。建议加强研究，从改变表面性质方面着手，彻底消除稠油沥青对钻井液性能的污染。

(3)承压堵漏作业导致井眼中稠油沥青的量增加，显示钻井液与稠油沥青发生了置换。建议加强地质研究工作，研究稠油沥青地层的分布规律、压力情况以及稠油沥青侵入井眼的驱动因素等，指导钻井生产。

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编辑 张耀星

TE249

A

1006－6535(2012)04－0134－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.034

20120130;改回日期:20120214

国家科技重大专项“中东中亚富油气区复杂地层深井钻完井技术”(2008ZX05031－004)

郭京华(1971－)，男，高级工程师，1996年毕业于石油大学(华东)应用化学专业，现为中国地质大学(北京)钻井工程专业在读博士研究生，从事国外石油钻探技术研究与管理工作。