华庆油田水平井溢流压井处置方法探讨.doc

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1、华庆油田水平井溢流压井处置方法探讨肖剑峰摘要：华庆油田水平井钻井数量越来越多，周边注水井连片成网，目的层超前注水形成异常高压，井控风险、难度不断增大。文章分析了华庆油田水平井溢流压井的技术难点，从工程、泥浆两方面提出了针对溢流的常用压井处置方法，从现场压井实践中总结了切身体会并对存在问题提出了改进建议。关键词：华庆油田水平井溢流加重钻井液压井、引言井喷是损失巨大的灾难性事故，井喷失控会造成损坏设备、死伤人员、污染环境、报废井等多方面危害，因此在油气开发过程中搞好井控工作、防止井喷事故是头等大事。造成井喷必须具备三个基本条件：①要有连通性好的地层；②要有流体（油、气、水）存在；③要

2、有一定的能量，即要有一定的地层压力。井喷的初级阶段是发生溢流,在钻井过程中，只耍在渗透性好的地层中存在的流体压力高于钻井液柱压力就能发生溢流。由于溢流的发生，使环空液柱压力不断降低，若不加以控制势必导致井涌甚至井喷。陇东地区从上世纪七十年代就开始大规模勘探开发，石油开采己逾四十年，油气资源已相当匮乏，釆汕厂采取了多种措施來进行增储上产，其中目的层超前注水是近年来大量采用且较为有效的增产措施。由于注水时间长、注水量大，使储层连通性非常好,注水井己连片成网，钻井井控风险越来越大，经常会发生溢流压井的突发事件。近两年华庆油田水平井开发已大面积铺开，在注水井区施工的水平井数量越来越多，水

3、平井压井逐渐取代生产井压井成为压井施工的常态，井控风险、难度不断增大。二、水平井压井技术难点分析1.注水井密集，异常压力分布复杂陇东地区水平井溢流压井主要集中在华庆油田，该区块生产井开采时间长，低渗低压油藏依靠大量超前注水来实现增产稳产目标，地下注水井网密布。同一水平层位之间连通性好、压力传递远，有的井距在500—800m以上仍然导致正钻井溢流出水。有的井垂直方向不同层位之间互相连通渗透，导致正钻井在未进入注水层位之前就发生油气侵入，进而发牛溢流。左图为华庆油田白465井区长&油层构造图。图中蓝色带斜杠实心圆代表注水井，绿色长线代表水平井靶点轨迹。从图中可以看出施工水平井的区块已

4、经形成完善的注水井网。2.水平井场周边注水井压力高，压井频繁，压井液密度大2012年在华庆油田长6油藏部署水平井65口，井场周边配套注水井多且大都实施超前注水，注水量大、压力高。有的注水井注水量已达到3-5万方，地层压力最高达18MPa；有的井场临近注水井达到4-5口，停注泄压不及时统一，井控程度较高，个别井最高压井密度1.70g/cm3仍然不能完全控制住地层出水，后期钻井施工异常困难。今年第二项目部在华庆油田共完成水平井59口，发生井控险情16口，占施工水平井口数的27.1%,压井液平均密度1.46g/cm3,最低密度1.22g/cm3,最高密度1.70g/cm303•“漏侵同

5、存”井普遍存在，压井难度增大华庆油田上部地层承压能力普遍较低，在此类区域施工实施压井作业经常发生“下喷上漏”的复杂情况，压井安全密度窗口不好把握,增加了压井难度。4.水平井压井后施工周期较长，泥浆性能难控制，容易发生粘卡等井下故障溢流压井加重后，钻井液中有害固相含量高，特别是含砂量高，导致摩阻大。加重浆流变性、润滑性变差，正压差大容易发生粘吸卡钻事故。尤其有的井在定向造斜之前就发生出水溢流，加重后用牙轮钻头定向造斜钻吋非常慢，钻进一个单根需要3-4小吋，延长了钻井周期更加重了井下事故风险。5.加重钻井液悬浮稳定性差，易沉淀，密度下降快A.地层出水对钻井液污染严重，尤其是地层水中C

6、a2Mg2+等含量较高，导致钻井液性能突变，粘度难提，重晶石沉降，处理剂用量倍增。B.CQSP-2泥浆体系粘度、切力低，悬浮重晶石能力不强，加上现用重晶石比重不达标用量大，加重钻井液密度达到1.40g/cm3以上后重晶石沉降较快，往往刚配好的泥浆循环一周以后密度就下降0.01一0.02g/cm3oA.动力不足导致配浆时固控设备及搅拌器等设备不能全部同时幵启，致使加重浆在循环过程中重晶石沉降。4.配浆设备简单老化，人员加重积极性差，加重效率低合作钻井队在高密度钻井液配置过程中动力严重不足、设备简单老化不能够较长时间的正常运转、工人数量少劳动积极性差，导致加重效率极低，等停配浆的情

7、况时常发生，有的井队配制两罐60方密度1.50—1.60g/cm3的加重浆往往需耍5—6小时甚至更长时间。5.水平井完井电测时间长，诱导溢流风险大取消中测的水平井完钻电测时需补测屮途测试曲线（吊测方式）,完钻电测总时间一般超过36小时，且因电测仪器多次对接要频繁起下钻，在高压区域及伴生油气丰富的井很容易发生诱导性溢流。三、溢流的预防与处理方法在注水开发井区钻井，施工初期应提前观察周边注水井情况，了解掌握注水井数量、与正钻井井距、注水井压力、注水方量等。钻开目的层前，储备相当于井筒