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1、上喷下漏复杂情况钻井完井对策张 传 进新星西北分公司在塔河油田桑东探区施工的一口重点探井中，149.2mm井段发生了上喷下漏复杂情况，运用了一系列的特殊的钻井、固井工艺技术方法和工艺技术措施，完成了强钻、下127mm尾管固井作业。这对西部新区塔中、孔雀河地区钻井完井，具有一定的借鉴作用。0概述沙X井是部署在塔河油田桑东地区的一口重点探井。该井四开钻至井深5694. 48m冲孔时发生溢流，用密度为1.23g/cm3的泥浆压井成功。对5627.55694.48m进行DST测试，用6mm油嘴求产，折算日产天然气18.62104 m3，凝析油24 m3。测试完毕后强行钻进至5820m时井漏无返决定完钻
2、，由此形成典型的“上喷下漏”的复杂情况。为完成地质目的，运用了一系列的特殊的钻井、固井工艺技术方法和工艺技术措施，完成了强钻、下127mm尾管固井作业。经固井质量检查，上部气层被有效的进行封隔。下部气层经完井用6mm油嘴求产，折算日产天然气17104m3，凝析油33.6m3。1基本数据1.1 井身结构开钻次序钻头尺寸井深mmm套管尺寸下深mmm备 注导管66064.0m50863.08m一开444.5500.00339.7498.35m试压10Mpa合格二开311.23900.00244.53897.79m试压16Mpa合格三开215.95459.23回接：177.83748.99m试压16.
3、5Mpa合格尾管：177.85456.86m试压20Mpa合格四开149.25820.001.2 地质分层及油气显示地层底界井深油气显示井段解释结果主要岩性O3S5627.55502.55514差油气层粉砂质泥岩夹灰岩O23l5729.056895703.5气层泥微晶灰岩、生屑灰岩、鲕粒灰岩夹泥岩O2q5756.5泥灰岩夹泥岩O1yj5820（未穿）5763.05775.5油气层砂屑灰岩、含生物屑或鲕粒灰岩、泥微晶灰岩1.3 泥浆性能泥浆性能密度粘度含砂高温高压失水加重、堵漏材料溢流前泥浆性能1.13540.211.6压井后泥浆性能1.23550.211.6QS2井漏后泥浆性能1.20540.
4、112QS2、DL931.4 井控设备情况井口装置及试压情况名称型号介质试压值试压结果环形防喷器FH35-70清水24.5合格单闸板FZ35-70清水合格双闸板防喷器2FZ35-70清水35.0合格四通S35-70清水35.0合格节流管汇JG/SY2-70清水35.0合格压井管汇YG-70清水35.0合格2溢流压井2.1 溢流经过钻进至5694.48m，地质冲孔，发现异常，全烃由0.2139%，液面上涨1.0m3，出口涌出防溢管，停泵，出口无外溢。循环排气，全烃由39590.5%。钻井液密度由1.131.091.13g/cm3，粘度由60759560S。起钻24柱至井深4986.21m，应灌泥
5、浆1.92m3，实际灌入泥浆0m3，出口外溢。循环，钻井液密度1.13g/cm3，粘度60S无变化，液面上涨1.5m3，出口涌出喇叭口。关井观察，立压由02Mpa，套压由04Mpa。2.2 处理过程（1）压井泥浆密度的确定m=m1Pd/（9.8H）=1.132.0/（9.85694.48）=1.166g/cm3（2）压井施工关井观察，准备压井泥浆，立压26.0Mpa，套压4.05.5Mpa。开节流阀放压，出口喷纯气，点火燃，焰高23m，立压由5.55.0Mpa，套压由6.02.0 Mpa。控制套压4.0Mpa，排量9.0 l/s，注入密度为1.18g/cm3、粘度60S钻井液19.0m3，立压
6、由1513Mpa。控制立压13.0Mpa，注入密度为1.18g/cm3钻井液90.0m3， 套压4.0MPa0Mpa。开井观察，出口无外溢。开井循环观察，无井漏、溢流。下钻至井底5694.48m，循环观察，液面上涨5.4m3。钻井液密度由1.181.09 g/cm3，粘度由5765S，关井立压0，套压由4.07.0Mpa。关井循环排气，套压7.00，钻井液密度由1.091.15g/cm3，粘度659065S。开井循环观察，液面上涨3.2m3，钻井液密度由1.151.10g/cm3。关井循环排气，套压0，立压15Mpa，钻井液密度由1.101.18g/cm3。（3）后期处理根据石油天然气钻井井控
7、技术规定，气井的安全钻井附加值为0.070.15 g/cm3。因此本井的泥浆密度确定为m1.1660.07=1.236起钻至5403.08m，循环加重处理泥浆钻井液密度为1.23g/cm3。静止观察，无异常。循环观察无井漏、溢流。下钻至井底循环观察无井漏、溢流。3井漏情况3.1 DST测试情况2002年9月2224日对奥陶系中上奥陶统良里塔格组5627.55694.48m进行了DST测试，封隔器座封位置5428.53/5429.29m。压力计下入深度：5427.0m。测试求得稳定产量为：7mm油嘴，日产天然气222000m3；日产油19.91m3；地层静压62.64Mpa，折算地层压力系数1.
8、154。3.2 井漏经过DST测试后，开井循环观察，发现井漏，漏速2.4m3/h3.0m3/h，平均漏速2.8m3/h。漏失泥浆4.5m3。开井静止观察，漏失泥浆1.4m3。起钻至5342m，循环观察，漏速2.44.8m3/h。平均漏速2.7m3/h，入：1.22g/cm3；出：1.151.18g/cm3，静止观察，漏失泥浆5.2m3。3.3 堵漏（1）堵漏技术措施考虑到目前井下情况较为复杂，漏速较大；井下存在较大的压差；地层渗透性好，极易发生粘附卡钻。因此决定采取在套管鞋关井挤压的方法堵漏，以增加堵漏的成功率及施工的安全性。堵漏材料：酸溶性暂堵剂DL-93基浆性能：钻井液密度:1.20g/c
9、m3；粘度：54S配浆性能：钻井液密度:1.20g/cm3；粘度：90S；浓度10%钻具内容积：20.8m3套管鞋以下裸眼容积：5.03m3（按149.2mm井眼计算）（2）施工过程注入钻井液密度:1.20g/cm3；粘度:90S；浓度10%的DL-93堵漏泥浆22.0m3。返出17.6m3，漏失4.4m3。关井挤入泥浆13.2m3，实际挤入地层泥浆8.17m3。蹩压2.5MPa1.0Mpa/10min。（3）效果评价循环观察无漏失，堵漏成功。3.4 井漏取芯（1）堵漏后井下复漏情况堵漏后继续钻进时，井下微漏，平均漏速0.8m3/h。钻进至5763.60m时漏速增大，漏速0.617.4m3/h
10、。冲孔后决定取芯，起钻至4005.29m，应灌泥浆4.2m3，实灌泥浆3.8m3。然后进行循环观察，发现井漏，漏失泥浆2.6m3。继续起钻至井深3335.37m，应灌泥浆1.7m3，实际灌入0.8m3，钻杆内泥浆外溢，出口外溢。循环观察，有后效反应。钻井液密度变化由1.191.151.18g/cm3；粘度538054S，漏速3.68.4m3/h。根据堵漏前的起钻情况，维持钻井液密度1.20g/cm3起钻时井下无溢流，于是决定将井浆密度提升至1.20g/cm3。下钻至5404m出口无返，循环加重泥浆，排后效，漏失泥浆20.2m3。漏速2.420.4m3/h，钻井液密度:1.201.161.18
11、g/cm3。静止观察，吊灌泥浆9.8m3。下钻至井底，无返，漏失泥浆0.9m3，循环观察无后效，漏速8.418m3/h，漏失泥浆15.1m3。吊灌泥浆起钻完，漏失泥浆31.0m3。（2）取芯情况下钻至井底，井口无返浆，吊灌13.1m3，取芯钻进至5769.28m。钻井参数：钻压40KN，转速50rpm，泵压17Mpa，排量9L/s。出口无返，漏速大于32.4m3/h。漏失泥浆36.0m3。（3）井下情况分析 发生有进无出大漏之后，在裸眼井段存在了两个不同的压力系统，即良里塔格组的高压气层和一间房组的低压漏层，现场取芯解释漏层井段为油层。 从观察的情况看，吊灌泥浆不足，液面下降至一定高度之后，良
12、里塔格组的天然气即会进入井筒，发生溢流。 根据观察及起下钻情况分析，维持10m3/h左右的吊灌量即可平衡气层压力。3.5 强钻鉴于该井井下情况复杂，决定强行钻进至井深5820m，提前完钻。（1）强钻难点 现场泥浆储备能力有限：现场共有5个泥浆循环灌，其中5号泥浆灌为调配灌；2号灌容量为30m3。另有2个储备灌，总有效容积为200方左右。若储备一定钻井液密度:1.40g/cm3的重泥浆，其总储备量在300m3左右。扣除用于压井、起钻的泥浆，每次可用于强钻的泥浆为250m3左右。按井下漏速计算，可维持钻进5小时左右。 因材料运输、生产用淡水准备等因素。泥浆准备周期长，无法维持井筒压力平衡，造成气浸
13、、溢流。 关井压力高，泥浆气浸严重；压井排后效困难。（2）强钻措施 储备足够的与井浆密度一致的泥浆。 采用平推压井法压井，井口压力降为零之后即强行下钻至井底钻进。 钻进中加强漏失量的观察，留足充分的起钻泥浆。 钻井中加强出口观察，若有溢流，立即上提钻具关井平推压井。 泥浆不足时，强行起钻至套管鞋。若溢流情况严重，即关井平推压井后起钻。 每次接单根动作要快，并探井底沉砂，防止沉砂卡钻。 每次下钻到底，探沉砂厚度。若沉砂太多，不具备强钻条件时，终止强钻作业，防止将钻具埋入井内。 认真检查和保养好所有井控设备，保证各井控设备间的气路、油路畅通，随时保证有足够的气压和油压压力，各闸门开关灵活，防喷器开
14、关灵活、可靠。（3）强钻施工 第一次强钻 井口立压4.5Mpa，套压5.0Mpa。关井循环排气，立压1013Mpa，套压10Mpa，出口间断喷纯气， 下钻至5769.28m，漏失泥浆40.0m3。钻井参数为：钻压80KN，转速55rpm，泵压1013Mpa；排量11 l/s，钻进至5784.68m，出口不返，漏失泥浆250.5m3。起钻至5540.01m，发现溢流。关井反注钻井液密度为1.20g/cm3的泥浆30m3，起钻至套管鞋，吊灌泥浆2.6m3见返。关井、准备泥浆。 第二次强钻 井口立压3.5Mpa，套压3.5Mpa。关井正注钻井液密度为1.20g/cm3泥浆20m3。立压3.50 Mp
15、a。再关井反注钻井液密度为1.20g/cm3泥浆17m3。套压3.50 Mpa。下钻至井深5782.10m探沉砂1.8m。划眼至井底，钻进，出口无返，钻井参数为：钻压80KN，转速55rpm，泵压1013Mpa，排量14 l/s，漏失泥浆265m3。起钻至5443.15m，关井准备泥浆。 第三次强钻 井口立压为2.0Mpa，套压为4.0Mpa。关井正注密度为1.20g/cm3泥浆13.5m3，立压2.0 0 Mpa。关井反注密度为1.20g/cm3泥浆33.0m3，套压3.50 Mpa。下钻至5794m，探沉砂1.5m。划眼至井底，钻进至5803.82m，发现溢流，出口具涌势，钻井液密度:1.14g/cm3。关井反
