川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术.docx

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川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术

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摘要：川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中，用密度1.97g/cm3的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段，遇高压气水显示，用密度2.14g/cm3钻井液压井后仍不能平衡，将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm3。由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题，同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。针对这些难题，在试验探索的基础上，采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术，最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作，并获得高产油气流，取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。

关键词：深井；超深井；密度；钻井液；钻井技术；四川；中

????四川盆地川中地区蓬莱构造钻井较多，钻井时间较早，但多为20世纪60年代完成的井，且都未钻达下三叠统嘉陵江组地层，所以对嘉陵江组的储层特征等还存在认识上的不足。蓬莱1井是蓬莱构造上的一口风险预探井，井型为直井，设计井深3970m，目的层为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组。蓬莱1井于2009年8月26日用Φ444.5mm钻头开钻。2009年11月6日下入Φ177.8mm油层套管至井深3721.45m，层位为嘉陵江组。2009年11月12日用Φ152.4mm钻头、密度为1.97g/cm3的聚磺钻井液(设计钻井液密度为1.97～2.05g/cm3)第四次开钻。2009年11月13日钻至井深3759.08m，层位为嘉二段，见气显示，并发生溢流，后用密度为2.14g/cm3钻井液压井。

1?钻井中出现的问题

???1)?压井后，因一直不能实现井内平衡，钻井液密度分7次逐步由2.14g/cm3加重至2.46g/cm3后，井下基本平衡，恢复钻进。

???2)2009年11月24日用密度2.46g/cm3的钻井液，钻至井深3938.00m，决定完钻。为了井控安全，后将钻井液密度由2.46g/cm3加重至2.48g/cm3进行电测。由于电测时间较长，出于安全考虑，电测中途通井循环后效强烈，关井排后效中发生卡钻。解卡后循环正常，准备起钻。从起钻开始，就一直灌不进去钻井液，钻井液池液面不降反升，起钻中途发展为溢流，井涌，被迫强行下钻(包括关球型防喷器，抢下钻)，控压循环，将钻井液密度加重至2.52g/cm3，直至循环正常。起钻前，两次短起下钻，都出现钻井液灌不进的情况，无法起钻。后将密度提高至2.55g/cm3后，循环时又发生井漏，出现了比较严重的复杂情况。

2?原因和难点分析

2.1?对井下不稳定的原因分析

????为何将钻井液密度提至2.52g/cm3后，在循环时井下平稳，短起下钻时钻井液却灌不进去，泵停后不断流，循环后效严重这一情况？分析认为，可能该井在使用超高密度钻井液后井下出现压裂性漏失，几次起下钻波动，引起后效，井漏，又使井下产层通道更加通畅，产层更加活跃。高密度、高黏切钻井液循环压力较高，在循环时，当量钻井液密度可以平衡地层压力，故循环时表现为井下平稳。当停止循环后，循环压力消失，加上起钻时的抽汲作用，井内失去平衡，流体随即流入井筒，导致出现灌不进钻井液等复杂情况。

2.2?钻井液处理的难点

????该井超高钻井液维护处理的主要难点是，网固相含量太高导致的流变性、润滑性及失水造壁性之间矛盾难以协调，在面临盐水浸污染的同时，要完成取心钻进、穿越嘉二段石膏层等作业，钻井液性能维护处理难度很大，主要体现在，超高钻井液维持优良流变性及抗高温能力难度大；超高密度钻井液保持良好润滑性能难度大；含气水层对钻井液性能造成反复破坏；平衡地层压力的密度“窗口”窄，要求对钻井液维护处理更加精细[1～2]。

3?采取的措施与对策

3.1?采用HHH塞封隔技术

????在钻井液密度因井漏不能再进一步上提的情况，为了实现井内平衡，必须堵塞产层通道。考虑到施工风险和保护产层，不宜打水泥封堵，决定采用可解堵的HHH塞进行封堵[13～14]。第一次注入浓度为40%的HHH浆，推入地层8m3，堵漏后，将密度调高至2.49g/cm3，循环时井内平衡，不漏，全烃值较低。但短起时仍然灌不进去钻井液，后下钻循环，后效强烈，并且发现有盐水侵。于是决定再注入HHH浆封堵气水通道，以便进行下步作业。第二次再注入浓度40%的HHH浆，推入地层11m3，关井候堵后，循环正常，短起下钻灌钻井液正常，到底循环，后效可控，达到了封堵气水通道，具备安全起钻的条件。

3.2?钻井液维护处理

????该井超高钻井液维护处理的重点是，维持钻井液优良流变性及抗温能力。该井用重晶石加重，钻井液中固相与液相体积比达1:1，钻井液流变性迅速恶化。使用密度2.48