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1 地质特征
L203井区位于四川盆地福集向斜区域构造，该向斜东北端飞仙关底、二叠系上统底界由多条断层切割。福集向斜地表均普遍出露侏罗系沙溪庙组砂泥岩地层。自上而下依次为侏罗系沙溪庙组、凉高山组、自流井组、三叠系须家河组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组和梁山组，志留系下统韩家店组、石牛栏组、龙马溪组，奥陶系五峰组、宝塔组地层。 L203井区目的层为龙马溪组，油藏埋藏深度3500m左右，油层中部压力75MPa左右，属非常规页岩气藏。 2 钻井难点
三开地层中嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、茅口组～栖霞组均属于含气地层，而茅口组与栖霞组属于易漏地层，一旦钻遇大漏的情况，环空液柱压力降低无法压稳上部高压气层后，气层中天然气大量溢出而发生井漏转溢流的复杂情况，很大程度上增加了井控风险，先后多口井发生“漏转喷”高套压情况，平均处理时间长达10天。 在对多起“漏转喷”高套压事件分析后，发现钻进至栖霞组后发生失返性漏失，随后发生溢流，而及时关井后套压均在短时间涨至10MPa以上。该开次设计地层压力系数（除龙潭组外）均为1.8，用密度1.95g/cm 3 钻井液钻进时发生失返性漏失，说明前期对上部地层的开采出现了采空区，地层局部压力难以预测，失返性漏失后过低的液柱压力导致天然气侵入井筒而发生溢流，关井后天然气滑脱上升
导致套压不断上涨出现井控险情。
2.1 L203HX-6井高套压事件单井分析
2.1.1 基础数据
L203HX-6井是L203井区龙马溪组页岩气藏的一口开发井，井型为水平井，设计井深5912m。
2.1.2 发生经过
2020年3月19日钻进至2882.48m（栖霞组）井漏失返，吊灌起钻至2570m，期间每10分钟灌入1m 3，总计吊灌4m 3，发现液面上涨2m 3，关井立压0、套压2.67MPa，关井观察套压2.67↑14.21MPa。
2.1.3 处理经过
关井观察套压14.21↑15.51MPa；主放喷管线放喷返出泥浆；停泵、关闭液动平板阀（套压18.11MPa）。开泵反推1.95～2.05g/m 3压井液190m 3（套压18.11↓4.6MPa）；开泵正注浓度35%堵漏浆27m 3，关井候堵（立压1.61MPa，套压10.45MPa）。放喷管线排气（焰高3～5m，立压1.23MPa、套压13.45MPa）。再次反推1.97g/cm 3压井液190m 3（立压1.22MPa，套压13.45↓6.6MPa）；正挤浓度35%堵漏浆38m 3；关井候堵（套压6.11↓1.38MPa）；经液气分离器节流循环排气（套压1.23↓0MPa，焰高1↓0.5m，液面正常）。
2.1.4 事件原因分析2.1.4.1 地层压力预测不准
设计飞仙关～栖霞组地层压力系数为1.8（龙潭组为1.6），该井用1.95g/cm 3钻井液钻进至栖霞组后发生失返性漏失，说明地质上对地层压力的预测与实际差异较大。
2.1.4.2 纵向上多个压力系统，无压力窗口
四川盆地L203井区钻井“喷漏同存”浅析
李涛1 郭清2 程兴洁1
1. 中国石油西南油气田分公司工程技术研究院 四川 成都 610000
2. 中国石油集团测井公司西南分公司 重庆 400000
摘要：2020年，四川盆地川南深层页岩气L203井区进入大规模勘探开发，由于同一个裸眼段“喷漏同存”，多口井发生“漏转喷”高套压溢流事件，因此对钻井方案进行针对性优化，为该井区长兴～栖霞组井段安全钻进创造条件。
关键词：深层页岩气 多压力系统 喷漏同存 钻井方案优化
Analysis of “lost circulation and overflow coexisting” in well of Sichuan Basin L203 block
Li Tao 1，Guo Qing 2，Cheng Xingjie 1
1. Engineering Technology Research Institute of PetroChina Southwest Oil and Gas Field Company ，Sichuan 610000
2. PetroChina Logging Company Southwest Company ，Chongqing 400000
Abstract：In 2020，L203 well block of deep shale gas in South Sichuan Basin has entered into large-scale exploration and development. Due to the same open hole section “ lost circulation and overflow coexisting “，High casing pressure overflow event of “lost circulation to overflow” occurred in several wells. Therefore，t
he drilling scheme is optimized to create conditions for safe drilling in Changxing to Qixia Formation.
Keywords：Deep shale gas；multi pressure system；Lost circulation and overflow coexisting；Drilling program optimization
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该井用密度1.95g/cm 3钻井液在龙潭、茅口、栖霞组中钻进出现多次气测异常，钻进至栖霞组2882.48m发生失返性漏失，说明本开次同一裸眼段中存在无压力窗口的两个压力系统，已经无法用钻井液密度平衡地层压力进行安全钻进。
2.1.4.3 漏喷同存，发现溢流难，处理难度大
在钻遇井漏失返后，井筒环空有一部分空高，地层流体侵入井筒后地面是很难发现的，当地面发现钻井液外溢时，地层流体已经大量侵入井筒，关井后气体滑脱上升而形成高套压。高套压作用于井底使得井漏加剧，更多地层流体置换进入井筒使得套压继续上升出现险情。漏喷同存的处理必须先处理井漏后再压井，如果地层承压能力不够，压井液大部分漏失仍然无法建立压力平衡，所以堵漏成了压井关键。
3 钻井方案优化3.1 井身结构优化
原设计φ311.2mm井眼钻至韩家店顶垂深5m中完，下φ250.83mm技术套管封隔上部复杂地层，发现钻进至栖霞组后易发生失返性漏失，上部长兴～茅口均为含气层，纵向上多个压力系统易导致井漏转溢流。针对性优化井身结构：Φ311.2mm 井眼钻进至栖霞组顶（进入栖霞组垂厚3m），下Φ250.83mm技术套管固井，封隔茅口组及以上的高压气层。
3.2 简化钻具组合
通过实钻发现长兴～栖霞组纵向上压力梯度差异较大，易发生失返性井漏，而高浓度、大颗粒堵漏浆很难通过水眼通径较小的钻具。为了钻进中具备泵注高浓度大颗粒堵漏浆处理井漏的条件，要求钻具组合中加入旁通阀，茅口组钻进钻具组合不带螺杆。
3.3 加强物资储备
φ311.2mm井眼钻进至长兴～栖霞组井段井筒容积大约为170～220m 3，发生漏转喷高套压事件后需采用反推法压井。为了保障该区块钻井风险受控，要求同一平台不能有2口井（含2口）以上同时在长兴组以深地层钻进；双钻机作业平台Φ311.2mm井眼开钻前储备不少于400m 3密度2.35g/
cm 3的加重钻井液，同时加大堵漏材料储备。
4 现场应用
L203HXX多平台井优化钻井方案后，三开钻井期间未发生漏转喷高套压事件。其中L203HXX-1井三开完钻时间仅使用21天，实现了安全高效钻井，节省了井下复杂处理时间。
5 结束语
由于L203井区地层压力预测的不准确性，导致多井次出现高套压井控险情，所以对页岩气的井控管理工作应放在和常规井一样的高度。
L203井区纵向上多压力系统给钻井安全带来了风险，同一裸眼段“喷漏同存”，由漏转喷的危险性远高于单纯的井底压力偏低发生的溢流，所以在气层钻进中发现井漏应该更加警惕。
通过实钻重新认识了L203井区的地层压力情况，合理优化井身结构，改变钻井方案，加强物资储备和井控管理，对该区块天然气的安全高效开发具有重要意义。
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