低节流法压井施工工艺-压力窗口低的井

1、低节流法压井施工工艺低节流法压井是一种非常规的压井方法，使用于泥浆密度窗口比较窄，也就是一些压 力较敏感的地层，如塔里木油田的轮古地区。在发生溢流后用常规的压井方法会压漏地 层，用而反推法）压井，对于有的地层特别是裂缝不发育、储层连通性不好及稠油 地层等，反复压井会造成井底压力越蹩越高。低节流法压井是第一循环周用和井浆密度相同的泥浆把进入井筒的地层流体循环出 来，在这期间，可以允许少量的地层流体进入井筒，在第二循环周再调整泥浆密度到一 定的值，目的是不压漏地层，实现井底的压力近平衡，压井过程中控制好节流阀是关键， 以控制立压为主，尽量避免压漏地层。在起钻时，一般打一个重泥浆帽。低节流法压井使用

2、于对地层压力已经完全掌握的井，对山前的高压气井不实用。轮古情况简介轮南低凸起位于塔里木盆地塔北隆起中段，是一个在古生界残余古隆起上发育起来的 呈北东- 南西走向的大背斜。钻探的主要目的层为奥陶系潜山面以下碳酸盐岩岩溶裂缝储 层，具有裂缝和溶洞随机发育并控制油气藏分布； 地层压力系数低 （1.08-1.12g/cm 3左右）， 钻井液平衡窗口小甚至没有，易井漏、易污染等特征。奥陶系潜山随位置不同其表层缝洞 多少、规模大小有很大差异。1. 轮南奥陶系碳酸盐岩地层压力系数低， 地层对钻井液液柱压力相当敏感， 钻井液安 全密度窗口非常小，甚至一些井找不到这个窗口。当钻遇到裂缝、溶洞时，即使钻井液 密度

3、与裂缝、溶洞内充填的地层流体当量压力系数相当甚至还低，由于裂缝、溶洞通道大，在循环压耗、下钻激动压力等的作用下，也会发生钻井液与地层流体的置换，在实 钻过程中就会表现出既喷又漏的现象，严重时有进无出，而这种井一般是裂缝尤其是溶 洞非常发育的井。2. 特别是地层流体为气体时， 表现得尤为突出。 这时，往往关井后井内气体越积越多， 同时造成套压升高和井漏加剧。通过常规计算求得的地层压力常常不准确。同样，常规 压井方法也不适用。如果只因为 1.12 g/cm 3 的密度压井后，仍然有套压，就认为是钻井 液密度不够，从而再提密度，就会走入恶性循环，即越压越漏，越漏越压。3. 正是由于碳酸盐岩地层一般裂

4、缝和溶洞非常发育， 一旦有油气发现， 钻井液与油气 间的置换是快速的，往往是不可避免的，这就是碳酸盐岩地层容易井漏的主要原因。轮古地区压井实例实例 1轮古 405 溢流1、基础资料57425749米，取心 7 米，当时泥浆密度 1.05 ，粘度 48s，层位：0,岩性：灰岩。2、事故发生经过：钻进至井深 5760.53m, 7： 50地质循环,发现液面上涨 2.0m3, 8： 00 关井观察（立压 2.0MPa,套压 2.1Mpa）, 8:00 - 10:50 关井观察，立压 2.0 - 2.5Mpa，套压 2.1 - 3.5Mpa。3、事故处理经过： 14:30节流循环，节流阀开度1/2 -

5、 1/3 ,排量7.5L/S ,立压9.5 - 8.0Mpa,套压 0.5 - 4.5Mpa- 15:00停泵观察，立压 0Mpa套压1.0Mpa，分离器出口出褐黑色原油 90%-15:45节流循环，泵入相对密度1.09，粘度200s的钻井液12.0m3,排量7.5L/S，立 压4.0Mpa,套压1.4Mpa,分离器出口出褐黑色原油 80%-90%-16:45泵入相对密度1.07， 粘度50s的钻井液18.0m3,排量7L/S，立压4.0Mpa，套压0Mpa出口出褐黑色原油 90%-18:00停泵观察，立压0Mpa套压1Mpa，分离器出口出褐黑色原油 95%-19:30节 流循环，节流阀开度1

6、/2 - 1/3，泵入相对密度1.09，粘度60s的钻井液27.5m3,分离器 出口出褐黑色原油 80%-90%-19:45停泵观察，立压 0Mpa套压0Mpa- 20:00开井，起钻 至井深5672.00m- 20:30小排量循环，排量 4 l/s ，立压4.5Mpa，出口出褐黑色原油 80 - 90%-02:20节流循环，节流阀开度1/2-1/3，泵入相对密度1.09，粘度60s的钻井液 49.0m3 （立压4.9Mpa，套压2.6Mpa）分离器出口出褐黑色原油 90% -08:00 停泵观察， 每30min灌钻井液一次，（立压2.0-0Mpa，套压0-0.5Mpa）分离器出口出褐黑色原油

7、 80-90%, 8:00-08:20停泵观察立压0Mpa套压0Mpa-09:00下钻到底-10:00节流循环，泵入相对密 度1.09、粘度60s的钻井液，立压13.0Mpa、套压2.8Mpa,分离器出口出褐黑色原油 20-80% -13:00 停泵、开井观察，立压为 0，套压为 0，出口出原油 （约20%）及钻井液，钻井液相对 密度1.07，粘度108s。-13:20钻进至井深5761.86m,出口被原油堵死-14:30开节流阀， 关封井器（立压为0 Mpa套压为0.7 Mpa分离器出液口间断出液，出原油约占80% ）-18:00 开泵，节流循环，节流阀开度 1/4-1/2 ，泵入相对密度

8、1.11，粘度 60s 的钻井液。立压 12.84.8Mpa套压8.02.0Mpa，分离器出口间断出液，出原油约占 90%分离器排气口喷 出油气混合物高约1015m -22:30关井观察，立压0.7Mpa、套压3.4Mpa-22:40向钻具内 灌入相对密度1.12的钻井液4.0m3套压3.4Mpa,立压2.0Mpa-03:10反压井，泵入相对密 度 1.12 的钻井液 80.0m3,套压 3.4 T 11.0 J 8.0Mpa，立压 2.0 T 7.3 J 6.0Mpa。-08:00 停 车，关井观察，立压0T 3.4Mpa,套压0T 4.0Mpa8:00 - 18:00关井观察，立压3.46

9、.1Mpa, 套压46.8Mpa - 18:15开节流阀放压，立压 6.10Mpa,套压6.80Mpa,主放喷管线有少量泥浆流出-18:30开井，起钻3柱至5672.00m - 18:45静止观察，出口管有少量泥浆 及原油混合流出-21:00关井观察 立压1.01.2Mpa ,套压1.21.8Mpa - 21:30反循环压井管线试压24.0Mpa，稳压30分钟-22:20环空反挤相对密度1.50的钻井液13.0m3 , 排量20L/S，泵压18.0 J 14.0Mpa,停泵后立、套压均为零-22:30向钻具内正挤相对密度1.50的钻井液4.0m3,排量12L/S泵压12.0Mpa,停泵后立、套

10、压均为零，起钻完，转 试油。实例 2轮古 15-9 井溢流压井轮古 15-9 井是位于轮南潜山西部斜坡上的轮古 15井潜山构造上的一口滚动开发井， 该构造为稠油油气藏，主要为稠油，含少量伴生气。04年7月7日5:00钻进至井深5709.83m溢流1.2m3，钻井液密度1.05g/cm3, -8:00 关井观察，压井准备，套压 2.5MPa,立压2.0MPa不变。压井过程：第一周，压井钻井液密度 1.08g/cm3节流循环，-9:30排气口火焰由1.5m 至熄灭，-12:00开井循环，返出稠油10用；第二周，压井钻井液密度1.10g/cm3节流循环。 由于钻井液与稠油置换， 出现轻微井漏现象，

11、于是在钻井液中加入随钻堵漏材料。 至20:10 进出口比重相等，停泵出口无溢流，循环无漏失，压井成功。损失时间 15:10。随后的电测及下完井管串过程中井下正常。实例 3轮古 801 井溢流压井轮古 801 井是位于轮南潜山中部斜坡上的一口评价井， 04 年 4 月 11 日 20:20 钻至井深5189.88m，层位奥陶系，钻井液密度1.07g/cm 3。-22:30地质循环，-22:47 起钻至3井深5023.54m溢流1.55m , -22:56 接方钻杆关井，-04:30，立压由0T 2MPa套压由 1.19 T 6.07MPa。压井过程：第一周用原浆节流排污，第二周用密度1.10 g/cm 3钻井液节流循环压井。出口点火，焰高最高13m至12日14:20压井完成。损失时间15:33。随