论文部分内容阅读
【摘要】随着石油勘探开发的发展，钻井过程中出现的井漏问题日益突出，严重制约了勘探开发进程。特别是溶洞性漏失，堵漏难度大、时间长，极易造成井壁垮塌，导致卡钻事故，甚至是堵漏失败，被迫弃井，严重影响了钻井的安全和速度。本文所述Pao de Acucar井在堵漏过程中，主要存在以下难点：一是的漏层位置确定难；二是漏层形状确定难；三是溶洞性漏失堵漏材料选择难；四是漏层在有气体溢出情况下，泥浆密度可调窗口窄；五是深海作业受天气、地面条件和井况等因素影响，作业难度加大。本文从井漏发生经过、前期堵漏及失败原因分析、堵漏技术探索等方面阐述，探索应对溶洞性漏失的措施，以便在类似井进一步实践完善和推广应用。
【关键词】溶洞性漏失 深海 堵漏 探索
1 井况概述
1.1 工程简述
PAO DE ACUCAR井是部署在巴西BMC-33区块的一口探井，位于PAD构造。设计井深7218.5m，水深2821m。勘探目的层是盐下Lagoa Feia组碳酸盐岩。本井于2011年8月9日开钻，设计钻井周期131天。井深6541m至6609m钻进过程中发生井漏，钻井液只进不出。井漏发生后，先后进行了9次泥浆堵漏，2次注水泥浆堵漏及1次下尾管封堵。目前已经顺利地恢复钻进，已下的套管程序为Ф914.4mm * 2910.90m + Ф558.8mm * 4002.99m + Ф406.4mm* 3701.65～5502.60m+ Ф355.6 * 6468.08m + Ф244.5mm * 6043～6608m。
1.2 地质认识
本井钻遇盐下碳酸盐岩层4 0 2 0～6466m，盐下碳酸盐岩储层分为三套Unit A，Unit B和Unit C。Upper Unit A层段6466～6541m地层以泥岩、灰岩和薄白云岩互层为主，物性较差。6541m～6609m层段为Lower Unit A，推测储层段洞缝发育。通过与邻井进行地震相和测井特征对比，本井6541m 以下漏失地层LWD测井电阻20 ohmm，与邻井油层段相当。通过邻井对比以及实际井漏情况可以断定，本井遭遇井漏确为溶洞性漏失。
2 堵漏施工过程与成效
2.1 井漏发生经过
2011年10月12日钻至井深6541m时发生溢流，溢流量为171 bbls。钻进时钻井液密度为9.0ppg，关井立压185psi，套压740psi。溢流出的流体为轻质油。溢流发生后，使用密度为9.4ppg的钻井液压井成功后发生井漏，井口无返出，漏速大约为1000桶/小时。
2.2 前期堵漏及失败原因分析
2.2.1 桥浆堵漏、挤水泥堵漏施工
10月14日进行堵漏作业1次，泵入100桶 Form-A-Plug和25桶 Form-A-Squeeze。密度调整为9.3ppg，平均漏速100桶/小时。钻进至6594.5m，漏失严重，无返出。于是改用海水强行钻进，钻进期间无返出，强钻至井深6609m扭矩增大，上提摩阻增加300KN，划眼后上提钻具，停泵观察，10min后下放钻具距井底20m遇阻。考虑到钻具安全，停止强钻，继续堵漏。10月25日，泵入75桶 Form-A-Squeeze 和100桶 Form-A-Plug，漏速降至390桶/小时；10月26日，泵入100桶170ppb LCM pill，20桶 Form-A-Squeeze pill，200 桶 Form-ASet ，10桶 Form-A-Squeeze ；10月27日，泵入50桶 9.4ppg Schlumberger spacer，167桶 12.4 ppg Schlumberger Losseal pill，25桶 9.4ppg Schlumberger spacer，静堵后漏速为250桶/小时；10月28日，泵入50桶 “X-Prima”spacer，116 桶 “X-Prima BridgePak” LCM ，25桶 “X-Prima” spacer。通过这4次堵漏作业，使漏速从最初的1000桶/小时降至150桶/小时。
10月30日～11月2日，进行LWD测井。下仪器之前又进行了1次堵漏作业，泵入80桶50ppb堵漏浆（20ppb中粒碳酸钙，10 ppb MIX II Medium，10 ppb MIX II Fine，10 ppb Vinseal Fine）。根据LWD测井结果，决定注水泥堵漏。
11月3日进行挤水泥堵漏。泵入200桶15.8ppg水泥浆，水泥浆中加入0.5磅/桶的BJ Fiber Ultra。扫水泥塞时仍发生严重漏失，漏失速率200-300桶/小时，堵漏失败；11月6日，再次泵入200桶15.8ppg硅粉堵漏水泥浆（700袋水泥+添加剂 + ultra fiber + 83桶水），钻水泥塞时井口不返，注水泥堵漏未起到预期效果。经反复讨论研究，决定下尾管封堵漏失层。
11月8日～10日又进行了3次堵漏作业，为下尾管作准备。11月8日，泵入50桶Form-A Squeeze、183桶Form-A Set AK和 27桶Form-A squeeze。11月9日泵入85桶New Park 堵漏浆。11月10日泵入110桶Form-APlug堵漏浆，漏失速率保持在100桶/小时左右。11月12日，下入9-5/8”尾管并固井。目前已成功地封堵了漏失层，并恢复钻进作业。
2.2.2 前期堵漏失败原因分析
（1）通过多次堵漏，判断PAO DE ACUCAR井的漏失是溶洞性漏失，但溶洞大小无法确定。
（2）虽然堵漏桥浆中含有多种粒径较大的架桥材料，但由于溶洞较大，架桥颗粒无法在溶洞内近井眼处有效堆积，不能有效架桥。
（3）井段6541m～6609m油气显示比较活跃，钻井液密度低于9.2ppg发生油气侵，高于9.2ppg则发生漏失，密度可调窗口非常窄。注堵漏浆和挤水泥作业时，在堵漏浆未形成架桥，水泥未凝固形成强度之前，受油气侵污染后流失。
（4）堵漏材料在漏层有一定的堆积，但架桥充填形成的堵漏层强度太小，不能有效承压满足施工要求。
3 结论与建议
（1）该区块储层发育良好，在今后的钻井作业中，溶洞性漏失仍不能避免。在钻井日费达到120万美元的情况下，如何快速有效地处理溶洞性漏失，降低钻井成本和风险，是我们今后研究的主题。
（2）发生恶性漏失后，在井眼条件允许的情况下，可强钻一定井段，将漏层完全暴露，采用成像测井技术，确定井漏类型，为堵漏材料的选择及堵漏工艺技术措施的制定提供依据。
（3）处理溶洞性井漏的最佳方式是首先架桥，让可凝固的充填堵塞材料通过平衡的方式停留在漏失通道中，以凝固堵塞。
（4）堵漏材料的选择。为解决堵漏材料不能在漏层有效架桥的问题，须选择大的块状材料作为架桥材料。一是用油毛毡包裹大颗粒架桥材料和填充材料，如棉籽壳、核桃壳、水泥、生石灰。二是选用红砖作为架桥材料。三是加入长纤维状材料架桥，如棕绳。四是选用红胶泥团，作为架桥和填充材料，等等。
参考文献
[1] 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[M].东营：石油大学出社，2000
[2] 钻井手册（甲方）编写组[M]. 钻井手册（甲方）[M].北京：石油工业出版社，1990
[3] 万仁溥.现代完井工程[M].北京：石油工业出版社，2000
【关键词】溶洞性漏失 深海 堵漏 探索
1 井况概述
1.1 工程简述
PAO DE ACUCAR井是部署在巴西BMC-33区块的一口探井，位于PAD构造。设计井深7218.5m，水深2821m。勘探目的层是盐下Lagoa Feia组碳酸盐岩。本井于2011年8月9日开钻，设计钻井周期131天。井深6541m至6609m钻进过程中发生井漏，钻井液只进不出。井漏发生后，先后进行了9次泥浆堵漏，2次注水泥浆堵漏及1次下尾管封堵。目前已经顺利地恢复钻进，已下的套管程序为Ф914.4mm * 2910.90m + Ф558.8mm * 4002.99m + Ф406.4mm* 3701.65～5502.60m+ Ф355.6 * 6468.08m + Ф244.5mm * 6043～6608m。
1.2 地质认识
本井钻遇盐下碳酸盐岩层4 0 2 0～6466m，盐下碳酸盐岩储层分为三套Unit A，Unit B和Unit C。Upper Unit A层段6466～6541m地层以泥岩、灰岩和薄白云岩互层为主，物性较差。6541m～6609m层段为Lower Unit A，推测储层段洞缝发育。通过与邻井进行地震相和测井特征对比，本井6541m 以下漏失地层LWD测井电阻20 ohmm，与邻井油层段相当。通过邻井对比以及实际井漏情况可以断定，本井遭遇井漏确为溶洞性漏失。
2 堵漏施工过程与成效
2.1 井漏发生经过
2011年10月12日钻至井深6541m时发生溢流，溢流量为171 bbls。钻进时钻井液密度为9.0ppg，关井立压185psi，套压740psi。溢流出的流体为轻质油。溢流发生后，使用密度为9.4ppg的钻井液压井成功后发生井漏，井口无返出，漏速大约为1000桶/小时。
2.2 前期堵漏及失败原因分析
2.2.1 桥浆堵漏、挤水泥堵漏施工
10月14日进行堵漏作业1次，泵入100桶 Form-A-Plug和25桶 Form-A-Squeeze。密度调整为9.3ppg，平均漏速100桶/小时。钻进至6594.5m，漏失严重，无返出。于是改用海水强行钻进，钻进期间无返出，强钻至井深6609m扭矩增大，上提摩阻增加300KN，划眼后上提钻具，停泵观察，10min后下放钻具距井底20m遇阻。考虑到钻具安全，停止强钻，继续堵漏。10月25日，泵入75桶 Form-A-Squeeze 和100桶 Form-A-Plug，漏速降至390桶/小时；10月26日，泵入100桶170ppb LCM pill，20桶 Form-A-Squeeze pill，200 桶 Form-ASet ，10桶 Form-A-Squeeze ；10月27日，泵入50桶 9.4ppg Schlumberger spacer，167桶 12.4 ppg Schlumberger Losseal pill，25桶 9.4ppg Schlumberger spacer，静堵后漏速为250桶/小时；10月28日，泵入50桶 “X-Prima”spacer，116 桶 “X-Prima BridgePak” LCM ，25桶 “X-Prima” spacer。通过这4次堵漏作业，使漏速从最初的1000桶/小时降至150桶/小时。
10月30日～11月2日，进行LWD测井。下仪器之前又进行了1次堵漏作业，泵入80桶50ppb堵漏浆（20ppb中粒碳酸钙，10 ppb MIX II Medium，10 ppb MIX II Fine，10 ppb Vinseal Fine）。根据LWD测井结果，决定注水泥堵漏。
11月3日进行挤水泥堵漏。泵入200桶15.8ppg水泥浆，水泥浆中加入0.5磅/桶的BJ Fiber Ultra。扫水泥塞时仍发生严重漏失，漏失速率200-300桶/小时，堵漏失败；11月6日，再次泵入200桶15.8ppg硅粉堵漏水泥浆（700袋水泥+添加剂 + ultra fiber + 83桶水），钻水泥塞时井口不返，注水泥堵漏未起到预期效果。经反复讨论研究，决定下尾管封堵漏失层。
11月8日～10日又进行了3次堵漏作业，为下尾管作准备。11月8日，泵入50桶Form-A Squeeze、183桶Form-A Set AK和 27桶Form-A squeeze。11月9日泵入85桶New Park 堵漏浆。11月10日泵入110桶Form-APlug堵漏浆，漏失速率保持在100桶/小时左右。11月12日，下入9-5/8”尾管并固井。目前已成功地封堵了漏失层，并恢复钻进作业。
2.2.2 前期堵漏失败原因分析
（1）通过多次堵漏，判断PAO DE ACUCAR井的漏失是溶洞性漏失，但溶洞大小无法确定。
（2）虽然堵漏桥浆中含有多种粒径较大的架桥材料，但由于溶洞较大，架桥颗粒无法在溶洞内近井眼处有效堆积，不能有效架桥。
（3）井段6541m～6609m油气显示比较活跃，钻井液密度低于9.2ppg发生油气侵，高于9.2ppg则发生漏失，密度可调窗口非常窄。注堵漏浆和挤水泥作业时，在堵漏浆未形成架桥，水泥未凝固形成强度之前，受油气侵污染后流失。
（4）堵漏材料在漏层有一定的堆积，但架桥充填形成的堵漏层强度太小，不能有效承压满足施工要求。
3 结论与建议
（1）该区块储层发育良好，在今后的钻井作业中，溶洞性漏失仍不能避免。在钻井日费达到120万美元的情况下，如何快速有效地处理溶洞性漏失，降低钻井成本和风险，是我们今后研究的主题。
（2）发生恶性漏失后，在井眼条件允许的情况下，可强钻一定井段，将漏层完全暴露，采用成像测井技术，确定井漏类型，为堵漏材料的选择及堵漏工艺技术措施的制定提供依据。
（3）处理溶洞性井漏的最佳方式是首先架桥，让可凝固的充填堵塞材料通过平衡的方式停留在漏失通道中，以凝固堵塞。
（4）堵漏材料的选择。为解决堵漏材料不能在漏层有效架桥的问题，须选择大的块状材料作为架桥材料。一是用油毛毡包裹大颗粒架桥材料和填充材料，如棉籽壳、核桃壳、水泥、生石灰。二是选用红砖作为架桥材料。三是加入长纤维状材料架桥，如棕绳。四是选用红胶泥团，作为架桥和填充材料，等等。
参考文献
[1] 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[M].东营：石油大学出社，2000
[2] 钻井手册（甲方）编写组[M]. 钻井手册（甲方）[M].北京：石油工业出版社，1990
[3] 万仁溥.现代完井工程[M].北京：石油工业出版社，2000