超前注水区块水平段安全快速钻井技术

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周鼎石油科技有限公司2015.04超前注水区块水平段安全快速钻井技术

近年来，油田产建围绕老油区布井，钻井井控风险和井下复杂也逐年增加，每年有几十口井发生井控溢流险情，高密度压井又容易造成井漏，导致钻井队花费大量的时间、材料来处理溢流、井漏等复杂情况，降低了水平井的钻井时效，部分井由于压井困难被迫填井。针对上述问题，研制了低压旋转防喷器和地面节流控制系统，该旋转防喷器高度低、操作方便、成本低等优势，适合长庆区域的推广普及；地面节流装置也是根据现场实际进行了改进，具有操作简单、方便等特点。前言一、超前注水区块钻井技术现状二、井口控压技术及装备三、井口控压技术在注水区块的现场试验四、井口控压钻井技术服务汇报提纲一、超前注水区块钻井技术现状1、注水区块钻井，极易发生溢流一、超前注水区块钻井技术现状2、注水区块钻井溢流频发、井控风险高注水区块钻井溢流井控风险高先漏后溢，溢流发现不及时井身结构简单，高密度压井导致上漏下溢，压井困难人工加重效率低，时效性差加重钻井液悬浮稳定性差，易沉淀，密度下降快高密度压井易造成漏、粘、卡、钻进困难等井下复杂井控险情处置过程中伴生气含量高、浸入速度快，压井难度大；一、超前注水区块钻井技术现状3、注水区块水平井钻井技术难点

◆注水井密集，异常压力分布复杂注水区块地下注水井网密布，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。一、超前注水区块钻井技术现状3、注水区块水平井钻井技术难点

◆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，井口注水压力最高达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。

2013年长庆钻井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/cm3。一、超前注水区块钻井技术现状3、注水区块水平井压井技术难点

◆“漏侵同存”井普遍存在，压井难度增大目前油井水平井普遍采用二开井身结构，长裸眼井段上部洛河、表层套管脚等位置易承压能力低，不能承受1.2g/cm3以上的密度，在压井过程中易出现下喷上漏的井下复杂，钻井液密度难以确定，压井困难，处理难度很大。安平137井紧身结构一、超前注水区块钻井技术现状3、注水区块水平井压井技术难点

◆高气油比

西峰、华池等区块气油比高，达到100m3/t左右，在钻进和处理溢流过程中，伴生气随循环溢出井口，易引发井控失控事故。

◆水平段钻进困难，易发生阻卡

在高密度压井条件下水平段钻井困难，大量压井材料由于地层承压能力低井漏使得固相堆积在井眼中，造成在水平段钻井过程中钻时慢、易阻卡等井下复杂。二、控压钻井技术及装备1、井口控压钻井技术

井口控压钻井技术主要通过控制井口压力和调整钻井液密度相结合的方式，有效控制地层流体侵入井眼，减少井涌井漏卡钻等多种钻井复杂情况，非常适宜孔隙压力和破裂压力窗口较窄的地层作业。二、控压钻井技术及装备2、控压钻井的技术优点◆两道防线控制井口，更安全

安装井口控压装置降低注水区块溢流井控风险至少要提供两道防线控制井口，第一道防线旋转控制头承受一定压力，控制地层流体的侵入，当井口压力超过设定的控制压力或井口控压装置时，由第二道防线防喷器组合控制井口。防喷器组合的配备按井控管理规定执行。第一道防线井口控压装置(旋转防喷器）第二道防线防喷器组合（2FZ、FZ）二、控压钻井技术及装备2、控压钻井的技术优点◆与常规钻井二次井控相比，反应更迅速、更安全常规钻井二次井控是指在钻井中，发现溢流，要及时关井，通过调整钻井液密度的方法，重新建立压力平衡。

控压钻井技术在密闭系统下工作，使用了井口控压装置、钻柱内防喷工具，形成了密闭承压系统，钻进时井口能够承受一定的压力，能将地面回压施加于井眼，无需加重钻井液密度即可快速控制突然出现的异常高压和溢流，不需要中断钻进。相比常规二次井控措施，节约了大量的循环加重等非生产损耗时间，提高了水平段的钻井时效。二、控压钻井技术及装备3、控压钻井设备◆井口控压装置旋转防喷器防喷器控制系统该装置控压钻井过程中的标准装置,能够实现环空的动密封,使地层流体大量涌入的过程中保证安全、连续钻进。二、控压钻井技术及装备3、控压钻井设备◆液动节流阀节流阀在压力控制过程中起到至关重要的作用,通过调整节流阀的开启程度,可以控制井底和环空压力的补偿,实现合理的井底循环压力,保证地面压力和流速不超过额定值。三、控压钻井现场试验1、现场试验情况简介

1、在安塞坪桥区块进行了十多口现场试验。其中3口井在水平段钻进过程中发生溢流出水，采取不压井钻井作业，通过井口控制回压，快速完成水平段作业（1000米内水平段一趟钻完成），完钻后进行压井作业，提高了钻井效率。

2、在安平83井区完成了5口井的现场试验。其中安平137井在钻开储层约30米后发生井漏，循环堵漏过程中发生溢流，发生溢流后通过井口回压控制（0.4-1.8MPa），钻井液密度控制在1.20-1.21g/cm3，实现了安全快速钻进，完钻压井钻井液密度为1.28g/cm3,压井成功后起钻。三、控压钻井现场试验2、安83井区试验效果对比川庆钻探安83井区2013年溢流情况统计三、控压钻井现场试验3、试验效果分析（1）安平137井水平段溢流后，不进行压井作业，通过调整井口回压节流循环的方式，增加液柱压力，排除气侵钻井液，恢复井内压力平衡，实现水平段安全钻井。（2）与目前常规钻井压井钻井液密度（1.40—1.70g/cm3）相比钻井液密度未进行调整，减少了压井处理环节和高密度钻进导致的井漏、钻进困难、井壁垮塌等井下风险，提高了水平段的钻井时效。（3）由本钻井队承钻的同区块安平78井，与安平137井直线距离约3km，水平段施工过程中，共发生油侵溢流68次，有2次泥浆喷出钻台面，压井泥浆密度为1.29g/cm3，最后因溢流井控风险高，后期滑动定向困难，提前完钻。三、控压钻井现场试验4、井口控压在注水区块应用的技术及效益优势

（1）研制的低压旋转防喷器和地面控制系统适合于长庆油田异常高压注水区块水平井的安全钻井，通过井口控压，确保在钻井作业中井口处于可控状态，一旦发生溢流，利用井口节流控制迅速平衡井筒压力，实现安全施工。（2）发生溢流利用井口控压技术，可有效降低注水区块水平段钻井液密度、减少因高密度压井造成的井漏、钻进困难等复杂情况，与常规二次井控处理措施相比，节约了大量的循环加重等处理时效，降低了井控及井下复杂等风险，缩短了钻井周期，提高了钻井效率，节约了钻井液成本。（3）不进行注水井停注卸压作业，符合油田公司的注采技术要求，该项技术也能够满足长庆油田降低井控风险及低成本开发的技术需求。四、控压钻井技术服务1、控压钻进推荐应用区块2、钻机配置要求

采油六厂的安平83井区、超二的华庆油田、超一的合水区块注水开发时间长，局部地层压力系统复杂，井漏、溢流问题比较严重，需要在窄密度窗口下的钻进技术。而控压钻井技术最大特点就是通过调节井口回压,精确控制井底压力，提高窄密度窗口钻进的安全性。建议在上述区块推广控压钻井技术。钻机要求至少为40型钻机，转盘面高度大于3.7米四、控压钻井技术服务2、控压钻井技术服务能力旋转防喷器4套控制系统4套7”液动节流阀3只可同时满足4口井的井口控压钻井技术服务四、控压钻井技术服务3、技术服务费用（按日费）注：费用按姬塬油田安83井区，水平段1000米水平井估算：预计二开直井段+斜井段6天

（安装旋转防喷器壳体但未安装旋转总成及胶芯），二开水平段10天（安装旋转总成

及胶芯）；预计使用胶芯5只。0.8万