徐深8-平1井讲义

1、大庆徐深大庆徐深8-8-平平1 1井井天然气地面泄漏压井封堵天然气地面泄漏压井封堵兴城镇王麻子屯西南0.5公里处。 施工单位：大庆钻探工程公司钻井一公司70150队 地理位置：黑龙江省大庆市肇州县兴城镇王麻子屯西南0.5km 构造位置：松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷兴城鼻状构造 井别 ：开发井，井型：水平井 开钻日期：2008年06月02日 完钻日期：2009年02月19日 完井日期：2009年04月10日 设计井深：4742.62米，实际井深：4748.00米 实际垂直井深：3701.78米 钻井目的：开发营城组一段组1号层火山岩气层。完钻层位：营城组，完井方法：尾管封隔器完井液填充 444

2、.5mm302.32m 339.7mm301.68m 311.2mm3665.00m 244.5mm3663.04m 215.9mm4748.00m 139.7mm3101.104658.00m 2009年6月压裂试气，地层压力39.1MPa，日产天然气87104m3。 井内为试油管柱：88.9mm油管+水力锚（1.08m）+插入密封短节（2.10m），下部为139.7mm尾管+封隔器挂封于上层244.5mm技术套管内，并在215.9mm井眼水平井段下入5只裸眼封隔器。全井井斜变化表井段(m)井斜变化()方位变化()最大狗腿度(/25m)22517750.20.7177530750.52.83

3、07539251.683.51721798.23925472583.589.21783.85a、全井最大井斜角：90.52 / 4625.00 m ，方位角：179b、造斜点井深：3057m，完钻井深4748m(垂深3701.78m)。C、水平位移1309.78 m，水平段长度938m。井 号层 位井深（m）地层压力（MPa）压力系数徐深6营城组3492.7538.481.123583.9037.861.083772.8839.151.06徐深1-1营城组3373.4038.051.15徐深4营城组3900.5040.601.06营城组3830.7838.311.02徐深5营城组3620.81

4、38.661.09徐深8营城组3678.1339.021.08营城组3729.0039.171.07徐深7营城组3877.0039.481.04徐深9营城组3670.2540.901.14营城组3596.2740.421.15层次层次下入井段下入井段（m m）外径外径（mmmm）钢级钢级壁厚壁厚（mmmm）段长段长（m m）强强 度度抗拉抗拉（t t）抗挤抗挤（MPaMPa）抗内压抗内压（MPaMPa）表层表层11.5011.50301.68301.68339.7339.7J55J559.659.65291.22291.22228.6228.67.87.818.818.8技套技套10.7010

5、.70579.72579.72244.5244.5P110P11011.0511.05569.02569.02492.0492.030.530.560.060.0579.72579.723663.043663.04244.5244.5N80N8011.0511.053083.323083.32367.0367.026.326.343.643.6油层油层3101.103101.104658.004658.00139.7139.7P110P1109.179.171556.901556.90243.8243.876.576.587.187.1徐深8-平1井完井作业井口装置 2008年10月3日使用2

6、15.9mm钻头，密度为1.141.17g/cm3钻井液第三次开钻。水平段钻进过程中，在4256m、4353m、和4393m三处漏失严重，累计漏失钻井液1115m3，其中4353m处漏失量达到471m3。 三开完钻后, 139.7mm尾管下深4658m，悬挂器座挂位置为3105.89m，完井液密度1.151.18g/cm3。采用裸眼封隔器完井，未固井。完井工具采用贝克公司分级分段压裂完井工具。 2009年6月2日7月18日，进行压裂增产作业。6月17日、24日和26日分别在46584553.75m、4182.084058.47m、4058.473946.27m、3946.273799.9m分四

7、段压裂，在钻井漏失量最大的水平井段采用封隔器分隔，不作为压裂目的段。在各层施工过程中，油管压力在22.455.1MPa之间。 压裂后用17.46mm油嘴试气，日产气87104m3。井内有88.9mm油管323根及压裂工具，井口油压28.14MPa，套压3.88MPa，井口为KQS105/78型采气树。井筒内压井液密度1.10g/cm3。 试气结束后需起出压裂管柱，换生产管柱。在压井过程中发现漏失量较大，无法进行压井作业，决定进行不压井带压换管柱。 9月18日22日，油管内下入桥塞、拆采气树、安装防喷器及带压起下管柱防喷装置并试压。下桥塞前油压28.5MPa，套压4.6MPa。防喷器额定工作压力

8、70MPa，带压起下管柱装置额定工作压力35MPa。 9月23日起压裂管柱。25日在起到第115根油管时，其接箍有结冰现象，起到195根时，有遇卡现象。14：30左右，在起到第196根油管时，作业队发现距离该井800m处的一口水源井（徐4井附近的废弃水源井）有水溢出，立即停止施工进行观察。在出水点不出水时，继续施工再起出2根油管后，又发现该处有溢流现象，遂停止起钻作业，进行周边情况检查。 调查发现12km范围内地面有冒气点，老百姓家的水井也冒气。逸出天然气中不含H2S，CO2含量占22%。主要冒气处有3个，距离井口1000m左右。 初步分析认为技术套管发生泄露，井内天然气窜至上部水层，通过水层

9、窜到地面。初步分析技术套管泄漏点在4001200m井段。 发现地面窜漏后，停止起油管。9月26日27日，反注清水及压裂液共370m3压井，未成功。随即将起出油管，然后进行带压抢下油管、测井找漏等作业。 在下至第115根油管时有遇阻，井深约1115m。后继续下至139.7mm尾管悬挂器（3101.10m）之上相距2m时，试图插入密封短节，不能顺利插入。后正循环开泵不通，发现油管柱底部堵塞。为了建立压井循环通道，在88.9mm油管3050m处进行射孔，射孔段长4m，井段30463050m，10孔/m，6mm/孔，其当量水眼直径为38mm。油管内桥塞灰面深度3078.02m，成功沟通油套环形空间。

10、经现场勘察和综合井下情况分析，发生管外窜气的主要原因是：由于徐深8-平1井地层压力较高，产气量大，试油管柱压裂试气后，起出试油管柱准备下入生产管柱，当拔出插入密封头后，下部产层天然气即进入上部井筒，在起油管施工作业中，高压高产气流作用下，因套管破损，造成深层天然气窜入上部浅水层，致使浅水层压力上升，周围部分村民多处生活水井出现溢流现象，天然气随之窜出地表，最终在井场周边分别出现多处点火燃烧的情况，其中一处由于地表水窜出导致地面三台抽油机下陷沉没于水中。3.1 3.1 第二、三次压井第二、三次压井 9月28日采用密度1.10g/cm3及1.40g/cm3的压井液790m3压井，没有成功。 10月

11、1日进行第三次堵漏压井。反注堵漏钻井液200m3后，正注堵漏浆和高密度钻井液1250m3。由于管外地层窜漏严重、产量高、压力大，压井仍未成功。3.2 第四次压井（堵漏浆+高密度钻井液）3.2.1 3.2.1 目的与思路目的与思路 该方案的主体思路：采用注入大量的堵漏浆+高密度钻井液，通过大排量向油管环间注入大量的堵漏泥浆，向油管内注入大量的高密度钻井液，正反同时注入，通过堵漏泥浆降低窜漏点的漏失速度，增加漏失通道的流动阻力，通过大量的高密度钻井液迅速建立井筒有效液柱，以减缓流体（气体）上窜速度，在保证施工安全的条件下，以期达到快速堵漏和建立有效液柱压稳地层的目的。3.2.2 3.2.2 施工准

12、备施工准备 地面泥浆及堵漏泥浆准备：密度为1.50g/cm3钻井液500 m3，密度为1.70 g/cm3的钻井液500 m3，密度为1.10g/cm3复合堵漏泥浆200 m3。 施工方式：按正反泵注方式，施工排量不小于3 m3/min；井口施工压力控制：油管内不高于60MPa，油套环间不高于25MPa 。 按施工要求摆放好施工压裂车，连接和固定好地面高压管汇，并按规定进行管汇试压合格。3.2.3 3.2.3 施工过程施工过程 10月1日向油管内分别正注1.50 g/cm3和1.70 g/cm3的钻井液各500 m3，排量2.83.2m3/min，施工油压48.052.0MPa；同时反注1.1

13、0 g/cm3堵漏泥浆200m3和1.10 g/cm3的钻井液70m3，排量3.04.0m3/min，施工套压126.1MPa。 周边窜漏点及环空泄压出口返出情况：在向井内正反注入堵漏浆及重浆压井过程中，井场周围三处燃火点火势未见明显减小趋势，也无明显波动迹象，火势最大的主窜漏点水蒸汽大小有变化；停止向环空反注后套压维持在9.59.6MPa，后开环空节流阀泄压观察出口，先见纯气喷势较猛点火燃，渐见混气泥浆返出，后见大量混气水返出，能间断点火，至后期更见大量水返出。3.2.4 3.2.4 施工效果分析施工效果分析 244.5mm套管破损点位置分析应为下油管柱时遇阻点，即井深1115m左右，但不排

14、除存在多处破损的情况。 可能同时存在多个漏失通道，即地表窜漏和井眼漏失。超过1000m3的钻井液+堵漏浆压井，只有少部分通过环空和地表窜漏点返至地面，大量钻井液可能进入了低压易漏失的地层中。 3.2.4 3.2.4 施工效果分析施工效果分析 从施工过程中的油套压观察，油压在相同排量条件下（与之前的压井对比）明显增加了1012MPa，但套压仅下降至最低6.1MPa再无变化，且各窜漏点火势无明显变化。说明环空确实建立了一定液柱，但可能是非连续的液柱，未能压稳阻断气流，即仍存在连续的气相。 大量的堵漏泥浆通过环空反注未能起到堵塞或减小漏失通道的作用。大量高密度的钻井液进入井内后被高压高产能气流迅即雾

15、化，井筒内难以建立足够的有效液柱抑制流体上窜，使压井施工未能取得预期效果。3.3 3.3 第五次压井（凝胶第五次压井（凝胶+ +水泥）水泥）3.3.1 3.3.1 目的与思路目的与思路 该方案的主体思路：采用前置凝胶（1.5%凝胶）封堵液，利用其高粘度的特性防止雾化快速阻隔气流上窜，降低漏失速度，增加漏失通道的流动阻力，建立井筒足够的有效液柱，以减缓流体（气体）上窜速度。在保证施工安全、漏失通道畅通的前提下，控制水泥浆稠化时间，快速稠化，达到快速封堵的目的。3.3.2 3.3.2 施工准备施工准备 连接好水泥车、压裂车，接好向水泥车、压裂车供泥浆供 水、供胶液的管线。60m3罐（每个罐带两个涡

16、轮搅拌器）4个，配置 两台砂泵。 准备120t油井水泥及相应配浆水。15 m3过渡罐（带涡轮搅拌器）。采用低配高注水泥浆方式。水泥试验：1.982.00g/cm3，100Bc稠化时间6070分钟。 配制泥浆和智能凝胶:配制密度分别为1.80 g/cm3、1.50 g/cm3泥浆各300 m3，；配制浓度为1.5%的智能凝胶240m3。按正注方式泵注智能凝胶，施工排量不小于3 m3/min、泵注水泥浆排量不小于3 m3/min，准备好相应压裂车或配浆车。 3.3.3 3.3.3 施工工序施工工序 序号工作内容工作量（m3）密度(g/cm3)排量(m3/min)施工压力(MPa) 时间(min)累

17、计时间(min)一、正注施工一、正注施工1冲管线试压702正注清水151.000.5-2.03正注凝胶1801.003.00704正注清水51.003.0705正注泥浆1001.803.00706正注前置液51.002.0707正注快干水泥501.952.0070 25.025.08正注后置液11.00 2.027.09 9正替泥浆141.503.0070 5.032.0二、反注施工二、反注施工1反注智能凝胶1801.005.00252反注快干水泥401.902.5025 16.016.03反注后置液31.002.0252.018.04反替泥浆981.503.0025 32.050.05关井候

18、凝 计算顶替液，将正注水泥浆推至油管井深3300m；将反注水泥浆推至环空井深3100m。正反注施工整个过程中，始终控制套压不大于25MPa。 水泥浆密度按7040MPa、64min/100Bc稠化时间对应的密度1.95g/cm3配制。 正注密度1.80g/cm3的重浆后压井见明显效果则立即进行正注快干水泥浆施工。 正注封堵成功，则不再进行反注施工作业，若正注未见明显效果即转入反注施工程序。 反注是否注凝胶或重浆，由现场指挥组根据正注效果决定。 3.3.4 3.3.4 施工要点施工要点 成立各施工小组，明确分工，落实各岗位人员责任。 施工前检查地面各高压管汇、设备、仪器等，确保高压管汇连接可靠，

19、设备、仪器等工作正常。 正反注水泥施工作业中，各施工工序必须衔接紧凑，各泵上水良好，施工排量达到设计要求，压力控制在要求范围内。 正注施工替浆过程中，采用排量1m3/min向环空连续泵注泥浆，直至超过水泥浆稠化时间30min。 施工中安排专人观察记录各压力表、各窜漏点、点火区等变化情况，并做好记录。 认真做好施工中可能出现的异常情况及应急措施。 3.3.5 3.3.5 施工注意事项施工注意事项 注凝胶注凝胶 10月2日23：5610月3日0：59，先向油管内正注清水14m3，排量2.0m3/min；接着正注入凝胶液170m3、平均排量2.36m3/min；又注清水5m3。 泥浆压井泥浆压井 1

20、0月3日0：592：40先注入密度为1.80g/cm3的钻井液240m3、排量3.63m3/min，油压6066MPa， 套压9.96.4MPa；再注入密度为1.50g/cm3的钻井液80m3、排量2.28m3/min，油压6131MPa（主要受排量变化影响）， 套压6.44.2MPa；压井。 3.3.6 3.3.6 施工过程施工过程 打快干水泥打快干水泥 2:403：20注入密度为1.95g/cm3的快干水泥浆65m3，排量2.03m3/min，油压5560MPa，套压5.24.6MPa；接着替入密度为1.00g/cm3的后置液（配浆水）1.0m3，密度为1.50g/cm3的钻井液14.0m

21、3，平均排量1.9m3/min，油压15MPa，套压4.54.9MPa。 环间吊灌等稠化环间吊灌等稠化 3:204：00 采用排量1.0m3/min，继续向环空连续吊灌密度为1.50g/cm3钻井液。吊灌时间达到使水泥浆在环空有效液柱作用下直至稠化凝结，同时确保反注通道保持畅通。其间在3：40正向开泵不通，说明油管内或环空已被加重剂或水泥浆堵塞。 3.3.6 3.3.6 施工过程施工过程 周边窜气情况周边窜气情况 周边窜漏点及环空泄压出口返出情况：在向井内正注大量凝胶液及重浆压井过程中，井场周围三处燃火点火势有减小趋势，火势最大的主窜漏点（水泡子中）水蒸汽持续变大；开环空节流阀泄压观察出口，环

22、空套压持续下降9.94.2MPa，先见喷出纯气，点火燃，渐见混气泥浆返出，能间断点火，后见约30多方凝胶液返出，已不能点火。3.3.6 3.3.6 施工过程施工过程3.3.7 3.3.7 施工效果分析施工效果分析 从施工过程中的油套压变化观察，向油管内注入大量凝胶液后随即大排量跟进重浆，此时套压出现较快下降9.94.2MPa，说明凝胶液+重浆一定程度上防止了被雾化，使井筒液柱得到了快速建立；各窜漏点火势有减小趋势，但未熄灭，可能已阻断了气流上窜的主要通道，即仍存在连续的气相。3.3.7 3.3.7 施工效果分析施工效果分析 尽管注凝胶液过程中出现较多走空泵（上水不好）的情况，导致整个施工排量偏

23、小，对于凝胶防止雾化有效阻断高压气流建立连续液相产生了较大的不良影响，同时也不利随后采用快干水泥浆一次性封住气流。但根据预案，见井筒已明显建立足以能阻断气流上窜主要通道的有效液柱，随即大排量注入快干水泥浆，抓住时机快速封堵气流。 经观察，两个次窜漏点火焰已熄灭，主窜漏点火势已很小，10月5日13:45地面冒气点火焰全部熄灭。凝胶液+重浆+快干水泥压井封堵施工能取得了圆满成功。 4.1.1 4.1.1 直接原因直接原因 本井是采用裸眼封隔器完井。技术套管窜漏是造成复杂险情的直接原因。根据天然气地面的泄漏情况，以及起油管过程接头结冰及存在的遇卡现象，分析判断244.5mm技术套管发生破裂泄露。在提

24、开插管封隔器的插管后，生产层天然气与244.5mm技术套管沟通，通过技术套管泄漏点窜入地层，再窜入水层到达地面。4.1 4.1 地面发生天然气窜漏的原因地面发生天然气窜漏的原因4.1.1 4.1.1 直接原因直接原因 244.5mm套管破损点位置分析应为井深1115m左右，该处技术套管，钢级N80，壁厚11.05mm，抗内压强度43.6MPa，按标准取其70%作为允许安全强度则为30.52MPa。 而压裂试气后井口最高关井压力已达38.8MPa。当拔出试油管柱密封短节后，下部高压气流即进入上层套管，由于其密封强度不足可能引发管外窜气。 经计算，244.5mm技术套P110段，壁厚11.05mm

25、，抗内压强度60.0MPa，允许的抗内压强度42MPa。下深应至少大于1100m，才具备安全关井能力。4.1.2 4.1.2 间接原因间接原因 套管不能气密封或套管磨损套管不能气密封或套管磨损 API套管V型扣气密封性差，加上244.5mm技术套管固井后经历了下步长达1000m的水平井段钻井作业和耗时502小时处理井漏的堵漏作业，共计5个多月，又没有采取套管防磨措施，对套管造成了一定程度的磨损，是套管窜漏的间接原因。 完井施工工艺存在缺陷完井施工工艺存在缺陷 压裂后，在压井更换管柱时发生严重井漏，未采取措施继续压井，就盲目决定带压起管柱，未考虑高压高产天然气与244.5mm套管直接沟通后的泄漏风险。也未考虑244.5mm套管的丝扣气密性、套管的磨损和抗内压强度情况，最终导致244.5mm套管的泄漏险情。4.2 4.2 压井封堵成功的基本经验压井封堵成功的基本经验 方案得当、措施有力方案得当、措施有力 压井封堵工艺总结起来，主要遵循“两大、两高、两快”的原则。“两大”即