长庆安塞油田钻井井控技术浅析 【摘要】长庆安塞油田属典型的超低渗油藏，虽然原始地层压力不算高，但由于开发方案的需要，先期注水比较普遍，这给后续钻井施工带来了一定的井控风险。二零一二年采油一厂产能建设钻井施工中，安塞王尧、王南沟及侯市区块先后有十三口井发生溢流或井涌，从压井总体情况来看，井队处理溢流或井涌的手段单一，处理时间长且成本较高，而且关键环节存在致命的漏洞，有两口井由于处理措施不当，无法实现有效压井而最终填井，给甲乙方带来了不同程度的损失。为有效解决井队存在的井控难题，本文根据井队，特别是市场化队伍目前的现状，进一步对现有的井控技术及操作习惯进行完善，使井控技术变得更加简捷、实用、有效及更具操作性，提高压井效率，降低压井成本及施工井控风险。 【关键词】井控基础 技术 简捷 实用 难点控制 1 溢流及压井情况分析 1.1 溢流及压井情况 2012年长庆采油一厂产能建设项目组先期注水区块共有13口井发生溢流或井涌，溢流或井涌发生的频率远远高于其他区块，而且压井效率不高，平均压井时间均在4天以上，其中一口井压井时间长达10天已上。 1.2 主要原因分析 1.2.1 泥浆性能存在问题 井队在加重泥浆时未提高钻井液粘度，相应的钻井液切力也较低，加重泥浆在循环过程中存在固相沉降问题。即加重泥浆在循环过程中由于泥浆悬浮能力达不到要求，加重材料逐渐沉降于泥浆罐、井底及循环系统，钻井液密度越来越低，使原有建立的井底平衡再次打破，地层流体再次进入井底，需重新压井，这种拉锯战严重影响了压井效率，是造成压井时间较长的主要原因。 1.2.2 压井未采取节流循环 不论是市场化还是中石油队伍，在压井过程中均不采用节流循环，而是敞开井口边循环边加重，这种压井方法可近似看成司钻压井法，对于一般的溢流井这种方法虽然成本高、耗费时间长，但总能成功压井，一旦出现井涌，这种方法明显不适应了，如王396-19、高51-5出现井涌，井队仍采用这种方法压井，失败是肯定的，最后不得不填井侧钻。 1.2.3 人员素质影响压井效率 井队之所以采用敞开井口边循环边加重的笨办法，主要是井队技术人员不会压井工作的基本计算，如由于不会压井液密度计算，只能采用边循环边加重笨办法，只要井口不出现溢流，那就说明压井成功了。另外，井队技术人员对压井原理，即 “u”管原理不了解，压井时无法确认套压大小，所以才放弃节流循环。 2 井控应对措施及技术方案 2.1 首先应做好井控基础工作 2.1.1 表层钻井深度及施工要求。 表层钻井深度严格按设计要求施工，即进入石板层30米以上，对于河滩施工的钻井队伍，表层深度必须满足最少100米以上，一律用纯水泥固井，且加入早强剂，侯凝时间满足24小时以上才允许二开，杜绝提前二开而影响表层固井强度，最终影响井控工作。 2.1.2 确保加重材料的储备工作落实到位 加重材料储备数量必须满足压井要求，老区块即高压区块储备40吨（以井深1600米、222mm井眼、加重液密度1.41g/cm3、循环两周以上的液量为例，仅需重金石粉24吨，该区块加重材料储备要求完全能满足要求）、边缘区块储备20吨以上的加重材料。加重材料的保存必须下垫、上盖防渗布，防止加重材料淋雨或受潮结块而无法使用。 2.1.3 全面落实井控设备的试压工作 二开验收时封井器及放喷、压井管汇的试压必须100﹪落实到位，虽然试压规定压力为表套的70﹪，即244.5mm套管封井器试压压力为14mpa，但由于钻具自重原因有可能使方钻杆上移，若方钻杆固定不牢靠也可能出现安全问题，因此，从实际需求出发，封井器试压压力可按表层深度划分：100米左右的表层试压压力不超过8mpa；100米-200米的表层试压压力不超过10mpa；200米-300米的表层试压压力不超过12mpa；300米以上的表层试压压力不超过14mpa。既可以满足二次井控的需要，也可以保证试压工作安全进行。 2.2 打开油层时应对措施 由于钻井队伍本身素质问题，在实际生产中未严格落实井控“座岗”制度。去年开区块发生的的溢流或井涌险情，都是座岗工在无意中发现的，大多数是在打完油层循环或电测时发现的，个别民营队伍是在发现泥浆池液量增加进而发现井涌或溢流的，由于井队未及时发现井涌或溢流险情，致使井控工作复杂化。因此，井涌或溢流的及时发现极为重要，必须按照以下要求采取措施： 一是不能毫无防备的全部打开目的层，而是打开目的层2米左右循环两周，检查泥浆密度及泥浆液量，若密度及液量没有明显变化，则说明未发生溢流或井涌，可继续打开油层，在油层打开过程中密切关注泥浆液量及密度检测，若液量逐渐减少，则一切正常，否则应停泵观察，对于溢流应做到及时发现。 二是发现溢流或井涌时应关井分析，而不是盲目循环，致使大量地层流体进入井眼，使压井工作得难度增加。 2.3 钻井液性能的调整 若打开油层时出现溢流，在配加重泥浆之前应调整钻井液性能，特别是提高钻井液粘度，以增大钻井液的切力，从而达到提高钻井液的悬浮能力，避免固相沉降的问题出现。为避免浪费成本，保持钻井液的流动性，钻井液粘度依据现场需求而定，如加重液密度在1.10g/cm3以内，粘度应在40s以上；加重液密度在1.10-1.20g/cm3，粘度应在50s以上；加重液密度在1.30g/cm3以上，粘度应在60s以上。另外，以上为现场经验数据，可参照使用，但必须注意钻井液性能调整顺序，即先提高切力再配加重泥浆，否则必然浪费时间及成本，影响压井效率。 2.4 压井步骤及相关基本计算 常规压井方法较常用的为工程师压井法及司钻压井法，本文以钻井队伍常采用的司钻压井法为依据，采用简单、实用的步骤完善安塞区块的压井方式，从而提高压井效率，涉及到的公式不再赘述推导过程，只讲如何使用。 2.4.1 基础数据记录 关井之后必须先观察，若套压、立压没有变化，则可能存在圈闭压力（关井在先、停泵在后造成），应适当打开节流阀泄压，然后关闭节流阀在观察，当立压、套压上升到某一固定值时再进行数据记录，主要记录好关井套压、立压，并计算出实际地层压力，并与设计地层压力相比较，压井液密度计算应根据实际地层压力计算。 2.4.2 压井液密度的确定 （1）根据地层压力计算压井液密度：ρk=102（pp+pe）/h； 式中：ρk—压井钻井液密度，g/cm3； pe—安全附加压力值，mpa； h—产层垂直深度，m。 （2）根据关井立管压力计算压井液密度：ρk=ρm+102 pd/h+ρe。 式中：ρm—钻柱内（未受浸污的）钻井液密度，g/cm3； ρe—安全附加当量密度值，0.05～0.10g/cm3。 说明：两种计算方法可根据自己的习惯选用，其结果是相同的。而pe与ρe设计中有提示，也可以根据油井规定的安全附加当量密度值选择，即根据实际情况在0.05-0.10 g/ cm3范围内选定数值，而pe也可有ρe推算而得。 2.4.3 压井液量的确定 算出压井液密度后，还得算出压井液量，液量的多少是根据剩余进尺及循环要求而定，但最少必须满足两个循环周以上的液量，否则后续最基本的循环洗井也无法完成。 2.4.4 压井循环措施 （1）压井泵排量的选择 为便于控制压井过程，压井过程必须采用小排量，可拆除泥浆泵1-2个凡尔，也可通过降低柴油机转速降低泥浆泵排量，总之，压井排量控制在正常钻井排量的三分之一左右为宜。 （2）立管压力的确定①初始压井时的立管压力：pti= pd+pci式中： pti—初始压井时的立管压力，mpa； pci—地泵速压耗，mpa。 由于pci有两种求法，一种为实测法较为麻烦；另外一种利用关井立压及初始循环立压求得，由于pd是已知的，只要求出pti则可得到pci。pti的求法： 缓慢开泵，同时打开封井器平板法及节流阀，使泵排量达到压井排量时，调整节流阀，使套管压力等于关井套压，此时的立管压力就是近似pti， 由此可得：pci=pti-pd ②终了循环立管压力：ptf= pciρk/ρm式中：ptf-终了循环立管压力，mpa。 （3）压井循环时的套压 当压井排量达到预定要求时，调整节流阀，使套压达到关井时的套管压力，确保地层流体无法进入地层，在套压升高时，不能随意调整节流阀而降低套压，除非地层压力超过对于的地层压力。 此外，随着压井循环的进行，套压越来越高，而立管压力的变化是压井循环前半周pti不变，当加重泥浆到达钻头水眼后，套压达到最大，若不超过地层破裂压力，不允许降低套压；当加重泥浆通过钻头水眼后，套压、立压不断减小，当循环立管压力达到ptf时，可停泵观察，当套压pa为零时，则压井成功，可打开封井器，正常施工。 3 实施情况及结论 本文以压井较为成功的高47-12井为例，分析其压井成功原因。 高47-12井8月20日钻穿目的层完钻循环时发现溢流，溢流量每小时4方，井队未关井观察，而是边循环边加重，在密度由原来的1.04g/cm3提至1.06g/cm3时，粘度由原来的34s提至37s，无论加入多少重晶石粉，出口钻井液密度不再增加，而且出现间歇性井涌，关井后套压、立压均在0.5mpa。接到井队求助后，监督部分析溢流层应为长6（垂深1450米），而不是井队确认的长10，在密度附加量取0.05 g/cm3时，加重钻井液密度应为1.14 g/cm3，考虑到井队不习惯采用节流循环，监督部给予井队的压井方案为：钻井液粘度调至50s，密度在1.16 g/cm3。而井队将钻井液粘度提至52s，密度一下加至1.20 g/ cm3，循环均匀后密度为1.15 g/cm3，