【7A文】油田回注水对钻井施工的影响与对策.ppt

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1、油田回注水对钻井施工的影响与对策一、前言二、现场典型情况三、技术对策四、现场处理结果五、原因分析六、作用机理分析七、现场应用效果目录一、前言2008-2009年在XX油田125口调整井钻井作业中，有31口出现了压力平衡控制问题，59口井出现突发性钻井液性能恶化，给钻井施工带来安全隐患。二、现场典型情况1、压力平衡T13305井在使用密度1.30g/cm3钻井液钻至井深1910m时出现溢流，关井套压达到1.1MPa，采用1.45g/cm3压井液压井，套压最低降至0.4MPa，后上升到2.8MPa压井失败。通过对邻井注水井进行排查，距井场600m的一口井油压11MPa，套压11MPa，同时

2、距井场400m处有一口井在大型压裂施工，造成压力传递，压井无效关井。通过对压裂井停止作业，注水井排液泄压，待其油压降至3MPa、套压3MPa后开井，使用1.40g/cm3的泥浆压井放出一股干气后开泵恢复洗井正常。二、现场典型情况溢流复杂统计井号使用密度g/cm3压井密度g/cm3原因处理方法T133051.331.40距600m处井注水压力11MPa停注T875581.441.51距900m处井注水压力10.5MPa停注T721491.982.05距50m处井挤液90m3停止作业T721572.022.20950米处井注水压力15MPa停注SQ13341.301.42550米处井注水压

3、力6.5MPa停注与往年相比，2008年以来调整井压力平衡表现为发生的区块多，注水井影响的距离远，钻井、注水注气、大型压裂交叉作业频繁，溢流后处理难度更大。二、现场典型情况2、钻井液性能变化白016井在钻至井深1080m（克上组地层）、T85117井在钻至井深1868m（克上组地层）、T86487井在钻至井深1675m（石炭系地层）时钻井液粘切发生急剧恶化。多次置换处理解决。污染前后钻井液性能变化对比井号项目ρg/cm3FVsFL/KmL/mmPVmPa·sYPPaGelPa/Pa白016污染前1.58584.6/1.02971.5/8污染后1.58987.8/1.5502

4、58/42T85117污染前1.35515/0.52463/7污染后1.35789.8/0.535205/48T86487污染前1.36475/0.41982/8污染后1.36807.5/0.526154/26二、现场典型情况2、钻井液性能变化BJ7091井采用聚磺钻井液体系钻至八道湾组地层(井深840m)时，钻井液性能在较短时间内发生恶化，钻井液粘度由45s升至滴流，初、终切力增至正常范围的5–10倍，失水量剧增到15-30mL/30min。先后采用加入常规降粘剂、置换50%的钻井液等方法处理，每次性能调整正常后，继续钻进10-20m，性能再次变差，且各项性能较处理前进一步恶化，被迫

5、停钻等措施。三、技术对策1、压力平衡1）上钻前落实邻近注水注气井的停注泄压工作，一般情况下排查500m以内的注水井，压力敏感区块要扩大到1000m以内。2）施工中坚持邻井压力与作业情况跟踪监测。3）强化坐岗观测，及时发现并处理井漏、溢流等复杂情况。三、技术对策2、钻井液性能变化2.1室内实验与分析1）BJ7091井被污染的井浆性能BJ7091井污染后井浆性能数据ρg/cm3FVsFL/KmL/mmPVmPa·sYPPaGelPa/PaGelPa/1hGelPa/2hMBTg/LCl-mg/LCa2+mg/LCO32-mg/LHCO3-mg/L1.5618016/1.032

6、.5156.5/3555704131492860866分析结果表明：钻井液坂含与常规离子含量均处于正常水平，性能变坏原因与体系抑制性、常规离子污染无关。三、技术对策2、钻井液性能变化2）室内处理方案及结果序号处理方案PVmPa·sYPPaGelPa/PaGelPa/1hGelPa/2h被污染井浆32.5156.5/3555701#井浆+1%SPNH276.52/1735602#井浆+0.1%重铬酸钾259.55/2540553#井浆＋纯碱+0.3%XY-2730112.5/2850704#井浆+30%水+1%SPNH3641/1025435#井浆+5%TX+1%NaOH2573

7、/1425406#井浆+2%硅氟稀释剂3092/1019.5317#井浆+2%有机硅稀释剂3082/4.57.58.5不同处理方案实验结果数据三、技术对策2、钻井液性能变化3）试验数据与处理结果分析使用常规降粘剂与常规方案处理，钻井液的流变参数均有所降低，其中采用4#方案即部分置换的处理方法，钻井液流变性得到较大改善。但第一次现场采用该方案进行调整后钻进20m左右，各项性能再次恶化。重新取样进行配方试验，试验中新增1h、2h静切力实验，发现采用