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1、华庆油田水平井溢流压井处置方法探讨（完整版）(文档可以直接使用，也可根据实际需要修改使用,可编辑 欢迎下载）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 压井一、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
2、止井喷事故是头等大事。造成井喷必须具备三个基本条件：要有连通性好的地层；要有流体（油、气、水）存在；要有一定的能量，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，只要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，石油开采已逾四十年，油气资源已相当匮乏，采油厂采取了多种措施来进行增储上产，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，注水井已连片成网，钻井井控风险越来越大，经常会发生溢流压井
3、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500800m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，进而发生溢流。左图为华庆油田白465井区长63油层构造图。图中蓝色带斜杠实心圆
4、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2021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1.46 g/cm3，最低密度1
5、.22 g/cm3，最高密度1.70 g/cm3。3“漏侵同存”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时非常慢，钻进一个单根需要3-4小时，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.
6、地层出水对钻井液污染严重，尤其是地层水中Ca2+、Mg2+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1.40 g/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0.010.02 g/cm3。C.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开启，致使加重浆在循环过程中重晶石沉降。6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，
7、导致加重效率极低，等停配浆的情况时常发生，有的井队配制两罐60方密度1.501.60 g/cm3的加重浆往往需要56小时甚至更长时间。7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中途测试曲线（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，储备相当于井筒容积的加重钻井液和一定量的加重剂（陇东水平井要求井场储备重晶石60吨以上，加重钻井液的密
8、度应高于井浆0.3g/cm3以上）。发现油气侵后应停钻循环观察一周以上，待油气侵后效消除方可继续钻进；如果发生溢流首先要采取措施正确关井（关井后在套压不超过允许关井最高压力的情况下，关井时间不少于15分钟），求取关井立压、套压值，为压井施工提供可靠依据。通常，溢流关井后有三种情况：立管压力和套管压力均为零，说明井内液柱压力能够平衡地层压力，钻井液受油气侵污染不严重，采用开井循环，除气撇油的办法， 或者放走被污染钻井液的方法，即可消除溢流。立管压力为零而套管压力不为零，说明钻井液柱压力能够平衡地层压力，只是环空的钻井液受污染较严重，这时必须关防喷器，通过节流阀循环，控制立管压力不变，排除环空受污
9、染的钻井液。必须注意，不能把受污染的钻井液再泵入井内。循环一周后，停泵，关井，立压和套压应均为零，此时，应将钻井液密度适当提高一点，使井底压力稍大于地层压力，然后恢复钻井作业。关井时立管压力和套管压力均不为零，说明地层压力大于井内的钻井液柱压力，在这种情况下，必须提高钻井液密度组织压井。 关井加重压井应注意：首先根据关井压力计算出压井钻井液密度（压井液密度应按计算密度再附加0.10.15g/cm3），尽快组织人力配制加重钻井液，切不可关井后长时间不进行压井作业；根据出水量大小和临近注水井情况及时联系甲方项目组对产生直接影响的注水井进行停注泄压。配制加重钻井液期间，视关井套压上升情况每隔3060
10、分钟开井小范围上下缓慢活动钻具，防止发生粘卡；如果不具备开井条件且关井套压处在地层破裂压力允许范围之内，则不要强行开井活动钻具，保护好井口装置，因为井口装置如果发生问题，其后果不仅仅是卡钻，还会因井喷失控而导致更加严重的后果。按要求配好加重钻井液后，依设备条件降低柴油机转速控制压井排量泵入加重钻井液，一般为正常钻进排量的二分之一至三分之一，通过调节节流阀的办法来控制立管压力和套管压力，套压值应小于最大关井套压。泵入加重钻井液压井施工中，通过对地层人为施加一个附加压力来控制地层流体继续侵入井筒。在压井排出溢流的过程中，裸眼井段的地层如洛河层可能被压漏，此时立管压力和套管压力会下降，已不可能用控制
11、地面压力的方法进行压井作业。此时的处理方法是：发现小漏，可适当地减小压井排量，适当地降低压井钻井液的密度，同时加入细颗粒堵漏材料继续施工；如发现大漏，可以起钻至适当位置，再循环钻井液，如漏，再起，再试循环，一直起钻至能建立起循环的井深为止，调整好钻井液性能，加入适量粗细颗粒搭配的堵漏材料，再分段下钻循环，将井压稳；陇东华庆油田在压井过程中发生的井漏，基本上是下喷上漏，极少发生上喷下漏或同层先喷后漏的情况。压井过程中发生下喷上漏采取如下方法：A.根据前期钻井情况确定漏层位置，先起钻至漏层以上，注入堵漏钻井液堵漏后再下钻压井；B.若喷、漏层相距较远，可注入超重钻井液于喷层以上漏层以下井段，平衡地层
12、压力，先止喷，然后起钻至漏层位置，再堵漏。泵入压井液循环压井期间，若井口排出物中含有大量气体，则应在泥浆槽中加入消泡剂进行消泡处理，同时开启振动筛、除气器、搅拌器等加速气体分离；若井口排出物有原油污染，可加入乳化剂对原油进行乳化处理，改善钻井液的流变性能和泥饼质量。若实施压井后停泵不断流，但只有少量出水或伴随少量油花而不再有气体侵入，且溢流量小于2方/小时可恢复钻进，钻进期间要加强钻井液维护，及时补充化工药品，加大防塌降失水剂用量，调节入口钻井液密度和粘度，保持钻井液性能不发生大幅波动，防止井塌。同时地面储备30-50方密度高于井浆0.3g/cm3的重浆,防止突发状况。使用加重钻井液钻进期间为
13、防止粘卡的发生，要求滑动钻进时勤活动钻具，接单根时严格执行早开泵晚停泵、随时活动转盘等工程措施；起钻前在洛河以下井段打入重浆，严格控制起下钻速度、认真落实灌浆制度，防止发生诱导性溢流。完钻后，调整全井钻井液密度高于钻进时0.05 g/cm3、粘度在55秒左右，充分循环2周以上后进行一次水平井段短程起下钻，循环一周检查油气侵或溢流情况；再起钻到入窗位置打入密度高于钻进时0.250.3 g/cm3的重浆至洛河以下井段进行封隔，保证测井和下套管施工的顺利。通井下钻过程中必须分段循环，排除聚集油气防止后效诱喷。四、溢流压井泥浆处理方法1地层出水溢流压井地层出水井在压井前期，地层水还会不断侵入井筒对加重
14、泥浆造成污染稀释，因此配制压井泥浆时，粘度要相对高些，保持加重钻井液的悬浮稳定。今年水平井使用复合盐钻井液体系在正常钻进期间粘度一般在3842秒之间，切力低，压井加重时泥浆粘度一般应达到45-55秒，加强对重晶石的悬浮能力。对于密度超过1.40g/cm3的加重浆，在工业盐含量低于10%的情况下可考虑适当加入部分预水化白土浆或抗盐土提高切力。加入加重材料过程中配合适当数量JMP-1、G309改善泥饼质量和调整泥浆流动性减小流动阻力。通常30方加重浆中加入200公斤JMP-1，150公斤G309。今年地层出水的水平井大都位于先注后采的老油区，临近注水井压力高，溢流有的发生在定向造斜之前，离完钻剩余
15、井段较长，一般在1000米以上，压井后钻井液密度多数在1.30g/cm3以上，后期牙轮钻头定向造斜施工钻时慢，钻井周期延长，应特别注意多加入防塌润滑剂及工业盐强化体系的润滑效果和抑制防塌能力。2油气侵入溢流压井原油侵入常会伴随岩屑气同时侵入钻井液，这时，出口泥浆粘度升高、密度下降，钻井液流动性会变差。溢流压稳之前加重泥浆进入井筒后也会被污染造成粘度升高、流动阻力增大，因此要求压井泥浆粘度相对低些便于循环出气处理。配制压井加重泥浆时，一般要求粘度在40-45秒即可，通常30方加重浆中在加入重晶石等加重材料的同时加入200-300公斤SF或JMP-1，150-200公斤G309，并加入适量稀释剂保
16、持较低的泥浆触变性，使气体在地面泥浆流动过程中容易滑脱排除。在出口附近的泥浆槽中加入消泡剂和原油乳化剂，力争避免被污染的钻井液再次入井循环。3“喷漏并存”溢流压井在陇东华庆油田超前注水区施工水平井，注水井一般都不会提前停注泄压，下部地层存在异常高压，上部地层承压能力弱，发生溢流后在压井的过程中，钻井液密度大于1.20 g/cm3就会出现不同程度的漏失，高于1.30g/cm3普遍会漏失量较大。今年在华庆油田施工的水平井压井后发生几口井由于井漏使溢流（地层出水）未完全压稳，引起井壁垮塌，后续施工如电测遇阻、划眼困难、下套管遇阻等，严重的最后导致填井侧钻。因此，在异常高压区钻水平井要做到：依据前期钻
17、配套井漏失情况和临近注水井井距及压力大小，在钻穿洛河组进入安定层后进行一次挤封承压堵漏，提高地层承压能力。发生溢流后确定压井加重泥浆密度时要根据关井压力数据、前期堵漏承压情况进行综合考虑，逐步提高压井液密度，并在压井液中加入一定量的QD-1、DF-A，不宜把密度一次配得太高避免压漏地层增加后期施工难度。提高洛河地层承压能力挤封技术要求：在配制的凝胶钻井液中加入1015%的桥塞堵漏剂，使堵漏浆充满全部漏层井段，关井憋压，采取“少量、多次”的方式进行挤封，直到泵压增量达到压井钻井液当量密度要求，然后循环筛出粗的堵漏材料。1）选择堵漏材料：堵漏泥浆中优选堵漏材料的级配及所占比例。前期承压堵漏配方：6
18、-8%QD-1+6-8%DF-A+4-5%QD-2；压井过程中发生漏失量超过8方/小时甚至失返的井漏配方：4-5%QD-1+4-5%DF-A+6-8%QD-2+4-5%QD-3。 2）蹩压原则：蹩挤压力循序渐进，每次蹩压变化值控制在1 MPa以内，单凡尔小排量（Q10 L/S）蹩挤堵漏浆。3）挤封压力要求：最高蹩压达到34MPa，最终蹩压值1分钟内压降不超过1 MPa。承压堵漏可以明显提高洛河组地层承压能力，若承压达到3-4MPa，钻井液密度大约能提高0.25-0.35g/cm3而不发生大的漏失。五、现场压井实例1.陈平7-24井基本情况40598队施工的陈平7-24井表套下深306米，周边8
19、00米之内有注水井4口，其中井距200米内1口，井口压力10.5MPa，井距500米内1口，井口压力10.5 MPa。10月25日7:00钻至井深1858米（地层长3）发现油气侵，进而发生溢流，钻井液密度1.02g/cm3，粘度30s，关井套压0.6MPa。压井过程及后期施工发生溢流后立即停钻关井，配80方密度1.15 g/cm3压井液泵入，停泵出口断流，起钻倒换钻具结构后下钻到底，循环有大量油气侵入。关井节流循环，柴油机转速1000转/分，控制套压0.5 MPa加重压井，同时联系项目组对临近注水井停注泄压。加重钻井液入口密度1.20 g/cm3出现漏失，继续加重至密度1.22 g/cm3恢复
20、钻进，同时加入DF-A、QD-1进行随钻堵漏，泥浆槽加入原油乳化剂。保持钻井液密度1.221.25 g/cm3、粘度3742s钻进，长3层段钻进时每次接完单根开泵1-2分钟喇叭口上返油气，长4+5层段钻进无溢流，进入长6层接单根井口断流，钻进中喇叭口经常有油气溢出，并且漏失量增大。钻至井深2231米起钻倒换水平段钻具组合，在洛河以下井段打入40方密度1.40 g/cm3重浆封隔（配浆罐中重晶石有沉淀现象），对洛河段进行承压堵漏，挤封压力4MPa稳压10分钟降至1MPa。水平段钻进仍有油气侵入，喇叭口溢流，保持钻井液密度1.281.30 g/cm3，粘度45-50s，随钻加入DF-A及QD-1，
21、加重浆中配合少量白土，加入JMP-1、SF控制失水小于5mL并加入KCL和NaCL进行防塌，继续在泥浆槽加入原油乳化剂。完钻井深3001米，完钻处理全井段钻井液密度1.35 g/cm3、粘度60s，循环5小时后对入窗以下井段进行短程起下钻，再起钻至入窗点2240米，打入密度1.50 g/cm3重浆封隔洛河以下井段，电测、下套管66小时无溢流，顺利完井。认识与体会A根据关井套压值0.6MPa计算出的压井钻井液密度为1.05 g/cm3，附加值取0.10.15 g/cm3，得出压井应加重钻井液密度与第一次压井断流实际钻井液密度1.15 g/cm3基本相符。B注水井停注泄压缓慢，后期施工中尽管钻井液
22、密度提高了0.070.15 g/cm3，但钻开新地层后油气仍伴随钻屑返出致使喇叭口经常溢流。C对易漏井段进行承压堵漏为后期施工提高密度提供了保障，同时在高密度钻井液中严控失水、加入复合盐提高抑制能力对控制井塌效果明显。2.关平9-6井基本情况 关平9-6井位于白239井区，是由合作队伍40018H施工的一口水平井，之前已施工两口注水配套井，其中第一口井固完井井口仍有少量原油溢出。井场周边临近注水井5口，其中关122-164井口压力18.5MPa停注未泄压；其余4口井：关122-167井口压力13MPa、关120-165井口压力12.5MPa、白266井口压力14.5MPa、井距最近的关108-
23、167井口压力10.5MPa均未停注，该井表套下深150米。10月10日钻至井深1868米（地层延安）发生溢流出水，出水量25-30方/小时，钻井液密度1.01 g/cm3，粘度31s，关井立压6-7MPa，套压7-8MPa。压井及钻进施工过程发生溢流后立即联系项目组对周边注水井停注泄压，作业区未采取措施。关井配重浆过程中经多次放喷，泵入30方密度1.30 g/cm3的压井液后立压逐渐降为0，套压降至3-4MPa。再次配60方密度1.40 g/cm3的压井液泵入，返出密度1.04 g/cm3，关井套压降至2MPa，停泵有小股溢流，约1.5管线大小，排除低密度受侵钻井液后决定边钻进边观察。钻至井
24、深1911米泥浆密度由1.26 g/cm3降至1.21 g/cm3，出水量增大，再次压井。节流控制套压23MPa，泵入密度1.53 g/cm3的压井液80方，返出钻井液密度1.45 g/cm3，停泵出口断流。保持入口密度1.45 g/cm3钻进至井深1932米起钻换钻头，起出3柱，泵入40方密度1.70 g/cm3 g/cm3的钻井液后起钻井口无溢流。继续钻进至井深1933米，出口泥浆密度由1.45 g/cm3降至1.32 g/cm3，粘度55s降至42s，再次发生溢流出水，配40方密度1.70 g/cm3 g/cm3的钻井液停泵观察井口断流，起钻7柱，再配40方密度1.70重浆备用灌浆，联系
25、项目组对注水井停注泄压。泄压等停24小时后下钻，至离井底5个单根打开回水低压开泵10分钟井口返出，钻井液密度1.68 g/cm3，出现漏失，加入2吨QD-1、1吨DF-A进行随钻堵漏，划眼至离井底4个单根停泵时出口不断流，钻井液密度1.68 g/cm3，关井套压1.5MPa。配50方密度1.70 g/cm3的钻井液开泵循环，停泵观察5分钟井口不断流，划眼至离井底2个单根时接单根钻具内倒返泥浆，出口泥浆密度由1.70 g/cm3逐渐降至1.60 g/cm3、粘度41s。划眼到底后滑动钻进，保持密度1.581.56 g/cm3、粘度41s，随钻加入QD-1、DF-A，钻至井深1941米（长4+5）
26、泥浆泵上水困难，上水管线堵塞，重晶石大量沉淀，井队决定直接起钻清罐、检修泥浆泵、修理搅拌器等。起钻至井深500米关井，套压0.5MPa，每间隔1小时活动一次钻具，井口溢流密度1.55 g/cm3，粘度39s。清罐、修理耗时近4天，关井最大套压3.8MPa，其间注水井泄压。等停95小时后泵入50方密度1.38 g/cm3的钻井液（井队工人不愿继续加重），返出泥浆有一段密度为1.58 g/cm3，之后大部分密度1.36 g/cm3，停泵出口溢流排量约2管线大小，无线仪器电池电量耗光起钻，灌浆密度1.42 g/cm3。接着试仪器下钻，下至第17柱钻杆内喷泥浆，接上第18柱，泥浆从二层台钻杆内喷出，立
27、即接方钻杆循环，入口密度1.60 g/cm3、出口1.26 g/cm3，返出密度1.36 g/cm3时停泵，出口溢流1管线大小，关井套压1MPa。再配50方密度1.60 g/cm3的钻井液继续下钻，当下钻至离井底约20米处遇阻，由于长时间静止，大量重晶石沉积，憋泵20MPa不通，活动钻具无效，卡钻（井队工人不执行提前下钻划眼5个立柱的技术措施）。处理卡钻期间，由于地层继续出水导致直罗垮塌，最后放弃处理填井。注水井经过近30天泄压，关平9-6井侧钻后钻至原溢流出水地层钻井液密度大于1.20 g/cm3不再出水。认识与体会A注水井未采取及时停注泄压措施导致了该井不断提高压井液密度，仍然不能压稳地层
28、出水。B由于配浆速度缓慢，在未压稳溢流的情况下长时间关井致使大段压井液被污染，增加了压井难度。C关井后长时间不压井且未采取打水泥封隔高压层等措施使溢流进一步恶化。D设备简单、钻井液体系悬浮能力弱使高密度压井液中重晶石沉淀加剧。E. 注水井泄压是一个非常缓慢的过程，地层水长期浸泡裸眼井段会产生严重后果，使后续施工困难重重。六、结论及建议1.在超前注水区施工水平井，对临近注水井及时进行停注泄压是保障井控安全的最重要环节。2.承压堵漏能有效提高易漏地层承压能力，为“喷漏并存”井实施压井作业提供了可靠保障。3.溢流关井后要尽快组织实施压井，对因条件不具备不能实施压井作业的情况应果断采取措施封隔异常高压层。4.建议对简单老化的配浆设备更新升级、加大动力保证搅拌器正常运转、利用CQSP-2钻井液体系配制超高密度加重浆时加入适量抗盐土提高基浆的悬浮能力。