肖 磊，楊博仲，李永杰

(1西南石油大學石油與天然氣工程學院2川慶鉆探工程公司鉆采工程技術研究院3國家能源高含硫氣藏開采研發(fā)中心)

近年來，隨著西部地區(qū)某油田勘探開發(fā)方向向山前區(qū)域拓展，勘探目的層不斷深入，超深井高含硫氣井目的層的鉆探數(shù)量逐年增加，井控技術面臨新的挑戰(zhàn)。通過對該油田已鉆井井控事故原因分析，認為現(xiàn)有常規(guī)壓井方法在超深井發(fā)生溢流險情時應對能力不足，特別在高含硫氣井壓井過程中，由于儲層能量巨大，關井時間長，井內(nèi)鉆具發(fā)生氫脆或有毒氣體溢出井口機率大，易導致災難性事故。壓回法通常是在常規(guī)循環(huán)壓井不可行、常規(guī)方法壓井可能導致更嚴重的井控險情時采用，特別在HT地區(qū)高含硫井應用后發(fā)現(xiàn)，該法保證了超深高含硫氣井鉆遇溢流和井涌后井筒的清潔，有效減少鉆具遇酸性氣體后發(fā)生氫脆機率，將井筒內(nèi)溢流體重新壓回地層，在保持井筒壓力動態(tài)平衡下，恢復和重建井底壓力平衡，大幅度提高了壓井成功率。

一、使用壓回法壓井技術考慮的因素

為保證壓井過程中采用壓回法壓井不再發(fā)生其他井下復雜與事故，一般考慮如下因素對壓回法壓井的影響。

1．裸眼段地層滲透率

在滲透性較好的地層采用壓回法壓井，壓井過程中必須能夠以較高的流體壓回速度而不壓裂地層。在未知物性參數(shù)的氣井溢流可通過關井套壓上升速度判斷地層滲透率大小，同時還要考慮地層承壓能力是否可滿足壓井的要求，這是因為氣體在壓回過程中大排量高密度的壓井液將不可避免地壓漏入滲透性地層，導致人為的造成永久裂縫，因此地層承壓能力是必須考慮的一個主要因素。

研究證明，將井筒中的油氣壓回地層的井底壓力與儲層的滲透率有關，儲層滲透率越高，侵入井筒內(nèi)的油氣越容易壓回地層，壓回地層過程需要的井口套壓越小。井筒氣體進入地層的壓力差值計算公式為［1］:

式中:Δp—氣體進入地層的壓力差值，MPa;Q—壓井液排量，L/s;μ—鉆井液表觀黏度，mPa·s;K—儲層滲透率，mD;h—儲層厚度，m;re、rw—分別為氣井控制的外部半徑和井筒半徑，m。

由計算公式(1)可得知:儲層滲透率越大，壓回過程中井底和儲層的壓力差值越小，壓井液的排量越大，壓回過程中井底和儲層的壓差越大。相關研究表明［1］，當儲層的滲透率大于30 mD時，壓回過程中壓井液排量對井底與儲層壓差影響不大。這就是說，儲層的滲透率決定了將油氣壓回地層的難度，是論證采用壓回法壓井與否的重要依據(jù)。

2．含有毒氣體氣井的危害

壓回法壓井在溢流關井后采用原鉆井液將含有硫化氫有毒酸氣體迅速壓回地層，避免了作業(yè)人員和井控裝備直接與有毒氣體的接觸，同時利用常規(guī)循環(huán)壓井方法加重壓井液重建井筒內(nèi)壓力平衡，大大降低造成重大惡性事故的風險概率。

二、使用壓回法壓井的技術關鍵點

1．井內(nèi)流體在溢流后滑脫上升高度的評估

氣體侵入井筒后如果分布在很長的井段內(nèi)，這樣會導致在壓回過程中除了氣體外將有大量的壓井液被壓回滲透性地層，不僅造成井漏，而且壓回阻力將會很高。經(jīng)過現(xiàn)場作業(yè)經(jīng)濟分析，認為最佳作業(yè)時間是氣侵后氣體在井下沒有運移，即關井后越早實施壓回作業(yè)則壓井成功概率越高。

2．裸眼段長度

應用壓回法壓井的關鍵要考慮上層套管的套管鞋位置，考慮到整個壓井過程中，套管鞋附近地層最為薄弱，一般已下的套管越接近井底越好，這樣整個井眼中裸眼段較短，更易做到在將氣體壓回溢流的地層的同時，而不壓裂套管鞋處的裸露地層。

現(xiàn)場實踐表明［2］，在氣相侵入鉆井液后，與鉆井液充分混合，壓井過程混有大量壓井液，其中的黏土、加重劑、巖屑等成分會大大降低地層的滲透率，很大可能流體不是被壓回至下部的發(fā)生溢流和易滲透地層，而在套管鞋下方某段地層強度較低的裸眼段聚集，人為憋壓井漏后可能造成地下井噴，出現(xiàn)更為復雜的局面。所以對于裸眼段較長的井段，是否造成井漏是關鍵技術點，最好采用分段試壓的方式準確掌握地層承變壓力的能力，以評估壓回過程中井內(nèi)最大壓力是否壓漏地層。

3．套管抗內(nèi)壓強度及井口裝置額定工作壓力

套管的抗內(nèi)壓強度是壓回法作業(yè)中保證關井能力的重要技術參數(shù)，套管抗內(nèi)壓強度是否合理，可以避免在壓回作業(yè)過程中脹爆套管，故在前期套管設計階段，應考慮關井后可能存在的最大壓力，以現(xiàn)行井控相關標準要求:井口最大關井壓力不允許超過套管抗內(nèi)壓強度的80%進行套管強度校核和選型。

井口裝置額定工作壓力強度等級應與井口施工壓力所匹配，保證壓井施工順利進行。

三、實例分析

ZF12井是HT區(qū)塊一口以奧陶系為目的層的超深井高含硫探井，設計井深7 620 m，發(fā)生溢流險情前，該井?241．3 mm鉆頭已鉆至二開中完井深7 175 m并下入?200．03 mm套管，三開采用?171.5 mm鉆頭鉆進井身結(jié)構(gòu)見表1。

表1ZF12井發(fā)生溢流險情前井身結(jié)構(gòu)情況表

圖1 ZF12井關井套壓隨時間變化示圖

1．發(fā)生溢流險情時基本情況

采用?171．5 mm鉆頭、密度1．20 g/cm3鉆井液鉆至井深7 568．99 m(進入儲層63．88 m)，坐崗發(fā)現(xiàn)池體積增加0．5 m3、出口流量20．6%↗22．5%，司鉆接到報告后立即組織關井，2 min內(nèi)關井完，核實溢流量0．9 m3。關井21 min后套壓升至23 MPa，立壓升至24．2 MPa，關閉下旋塞，關井1 h，套壓升至39 MPa，之后緩慢上漲，關井22 h后套壓升至50 MPa;截至到壓井前，套壓升至51．2 MPa。分析得知，套壓上漲至39 MPa時，套壓(見圖1)有明顯的拐點，折算出地層壓力系數(shù)約為1．73。

2．壓井方式論證

2．1儲層條件

鄰區(qū)鉆探表明該區(qū)奧陶系儲層儲集空間以次生溶蝕裂縫、孔洞、洞穴為主，基質(zhì)孔不發(fā)育;成像測井可見高角度構(gòu)造縫、孔洞。鉆井過程中常有漏失、鉆時加快或放空現(xiàn)象(如表2)，從已鉆井儲層物性分析看，最大孔隙度達17．14%，最小僅0.65%，平均孔隙度3．17%;巖心滲透率分布范圍在0．027～357．1 mD，平均30．31 mD，適合壓回法壓井。

表2ZG12井鄰區(qū)已鉆井鉆井液漏失和鉆具放空情況

HT區(qū)塊奧陶系儲層H2S含量較高，鄰井Z21井測試過程中H2S濃度最高為82 620 mg/L、Z8井在測試過程中H2S濃度最高為32 359 mg/L。

2．2工程作業(yè)條件

ZF12井?200．03 mm油層套管下深7 173 m(儲層頂)，裸眼段長396 m，鋼級C110級別，壁厚10．92 mm，抗內(nèi)壓強度72．5 MPa(其80%強度為58 MPa)，管內(nèi)裝有兩只旋塞閥，額定工作壓力均為70 MPa，井口 ?101．6 mm鉆桿(壁厚9．35 mm)抗內(nèi)壓強度為154．7 MPa。

井口防噴器組合為:FH35－35/70環(huán)形+FZ35－70單閘板(剪切全封一體)+2FZ35－70雙閘板(上半封88．9 mm閘板封芯、下半封101．6 mm閘板封芯)。

3．壓井處理過程

ZF12井實際共實施兩次壓井。

根據(jù)現(xiàn)場情況，決定管內(nèi)外同時擠注壓井。通過壓裂車向鉆具內(nèi)打平衡壓后，打開方鉆桿下旋塞，觀察到管內(nèi)壓力為47．2 MPa。5 min后，同時打開水眼和環(huán)空通道，用壓裂車擠入密度1．80 g/cm3的高密度鉆井液60 m3，立壓47．2↘9．3 MPa，套壓51．2↗55．2 MPa，逼近套管80%抗內(nèi)壓強度，井控技術專家根據(jù)現(xiàn)場情況分析認為環(huán)空與正眼同時壓井工藝無法降低井口套壓，于是中止了本次壓井施工。停泵后立壓9．3 MPa，套壓55．2 MPa，準備第二次壓井作業(yè)。

經(jīng)過技術討論，調(diào)整了第二次壓井方案，決定先壓環(huán)空再壓水眼。首先反擠2．20 g/cm3的壓井液30 m3，1．80 g/cm3的壓井液58 m3，套壓順利降至19．2 MPa，為控制正眼立壓，先正擠1．80 g/cm3壓井液5 m3，后反擠1．80 g/cm3壓井液65 m3停泵，實測立壓6 MPa，再正擠2．20 g/cm3鉆井液15 m3，停泵，油壓0，套壓1 MPa↗7 MPa，最后分兩次向環(huán)空擠入2．24 g/cm3的鉆井液41 m3，停泵，立、套壓為0，壓井成功。

四、認識和建議

(1)在深井高含硫化氫儲層發(fā)生溢流，后采用壓回法壓井可減少含硫化氫溢流在井內(nèi)的浸泡時間，防止井內(nèi)鉆具的氫脆破壞，可在最短的時間內(nèi)將含硫化氫溢流壓回地層，避免井下事故發(fā)生。

(2)壓回法壓井技術適合于鉆開裸眼段較短，儲層或氣層安全窗口較大及井口承壓能力較高的超深含硫氣井溢流壓井作業(yè)。

(3)采用壓回法壓井應考慮溢流地層滲透率、裸眼井段長度及承壓能力評估壓回過程井內(nèi)壓力與地層漏失壓力的強度關系。對于區(qū)域上地層壓力無法準確預測的高壓探井、初探井，在實際儲層鉆井作業(yè)過程中應每鉆進一定井段即開展地層承壓能力試驗，為論證采用壓回法壓井技術提供基礎參數(shù)。