胜利油田老区调整井钻井井控技术

刘 天 科

（胜利石油管理局黄河钻井总公司，山东东营 257055）

胜利油田老区井网密集，经过几十年的注水开采，局部异常高压或亏空。由于油田实行低成本开发战略，井身设计原则为技术套管尽量不下或少下，井身结构单一，导致钻井施工同一裸眼段遭遇多套压力层系，探井高压井涌和井漏现象时有发生，调整井钻井部分区块自600 m就开始出水井涌，而钻到老产层由于开采亏空易发生井漏，给钻井井控带来了困难。笔者通过对区域复杂地层情况及钻完井施工过程中井控应用技术情况的分析研究，论证。目前现场施工过程中存在的错误认识或含糊认识，同时也提出了针对胜利油田特点的井控技术措施，经现场应用证实了技术措施科学可行，为胜利油田等中后期油田老区调整井钻井井控提供了技术依据。

1 胜利油田调整井井控技术难点

胜利油田注水井窜槽水涌现象时有发生，浅层水涌井主要集中在胜坨的2区和3区、辛68、辛23等区块；深层水涌主要集中在正理庄油田和纯化油田，如高892、正13、纯41等区块。仅黄河钻井2010年调整井施工过程中，前三季度累计发生18口井。调整井井控技术难点在于：无法准确预测地层压力，调整井施工设计的钻井液密度和实际密度相差较大；老区注水井多，地层压力紊乱且憋压现象严重，窜槽井判断难度大，泄压等待时间长；注水井窜槽水涌出水量大（1.5~2.0 m3/min），循环加重压井困难，重钻井液准备时间长，配重钻井液浆等待压井期间涌出水量特别大；浅层发生水涌的地层一般在600~900 m，浅层水涌涌出速度比较稳定，涌出高度一般达不到钻台面，但携带大量泥砂，关井易造成砂卡、管线堵塞及憋漏地层；由于表层套管下深一般为190~300 m，在压井过程中，易憋窜地层或井漏；深层水涌一般在注水层位或正钻井产层及附近层段，涌出物携带油气，易导致井喷事故的发生，安全环保压力大于浅层注水井水涌。调整井在施工过程中，无论发生浅层还是深层水涌事故，均会造成卡钻，2010年1—8月因水涌卡钻2口井、大段划眼2口井，其中坨128-斜117井水涌窜槽后，2151 m以上井段内的钻井液全部变成清水，导致911~2151 m井段全部划眼。

发生水涌的主要原因是注水井诱发的压力异常。浅层水涌大部分是由于套管损坏造成的，深部地层水涌主要是由窜槽和地层连通引起的，具体分为以下几个方面：（1）水泥环与地层或套管之间的胶结不好，造成管外串通；（2）地层胶结物性差，在“水蚀”作用或压差作用下导致地层间串通；（3）增产、增注措施泵压太高，排量太大，使部分薄夹层或胶结性差地层被憋通，造成层间串通；（4）射孔、爆炸松扣、爆炸压裂解堵、爆炸整形和负压射孔作业，震坏水泥环，造成串通；（5）生产压差太大，使油、水井严重出砂，破坏地层胶结，导致地层坍塌，造成串通；（6）油田开发至中、后期，含水上升，地层水中的酸、碱、盐离子在电化学腐蚀的作用下腐蚀套管，使其外壁脱层，外径减小，造成上下串通；（7）各种原因造成的套管破损，在高压注水的作用下造成水串通，发生水涌。

2 调整井钻井井控技术应用

2.1 预防注水井引起的水涌

合理确定井身结构和钻井液密度。建立区域密集井网压力剖面，对引发严重水涌的注水井建立注水压力传递分布图，针对性地选择表层套管和技术套管下入深度。建立出水层位数据库，钻井设计作好相应的密度、堵漏材料、重晶石粉和重钻井液的储备要求。调整井施工，在钻机搬迁到位后，首先要了解邻井实钻资料和注采情况，然后研究新井设计。

注水井提前关井停注或关井泄压。钻至井深距注水层500 m前，做到300 m范围内注水井按规定停注并泄压，500 m范围内注水井清楚，1000 m范围内注水井进行了解，尤其对于高压高渗型注水井，该类注水井注水压力高、注水量大、同时地层连通性好、渗透率高，压力传播距离远，如纯41断块、正13断块注水井影响距离一般都在500 m以外，有的影响距离超过1000 m。虽然该型注水井引起的地层出水量大，但当注水井停注泄压后，调整井出水层位压力下降也快，泄压完成后，一次性提高钻井液密度0.1~0.3 g/cm3，就可平衡地层压力，关键是找准注水井并及时泄压。如正13斜94井，水涌出量大，无法正常压井，关停1000 m以外的回注井，钻井液密度调整至高出水涌前0.25 g/cm3，达到1.42 g/cm3，即恢复了对井的控制。一般要求，若距离调整井500 m范围内有注水井影响，在钻达注水层位前500 m停注泄压；储备好充足的压井液、加重材料和钻井液处理剂，有条件允许情况下，建立区域重钻井液储备和供应站，保障发生水涌时可以及时压井。注水井停注后，要进行监督检查，对发现的新开注水井、转注井，及时联系停注，同时，尽量采用批量集中施工法打调整井，对同一区块调整井同时施工、集中停注，固井前及固井候凝期间停近距离出液量大的电泵采油井。

在河50区块密集调整井的施工过程中，采用了集中停注水，合理停电泵井采液和3个平台同时施工方案，安全高效地完成了36口加密调整井，获得了较好的施工效果。

2.2 注水井引起水涌后的井控技术

因地层出水而需要进行压井作业时，首先应根据情况加大注水井的停注范围，一般应注意以下几种情况：（1）若出水层位的渗透性好，地层出水量大，关井压力较低，此时一般采用工程师压井法。只有浅表层套管的井发生水涌不能关井，应根据地层压力情况，一次性将钻井液密度提高至压井所需密度，避免边循环边加重边稀释而造成密度提不高的局面。（2）在提高钻井液密度时，必须加入一定量的堵漏剂。根据井下压力和出水程度，选择合适的压井液密度和压井速度。若采用边循环边加重法，则应逐步加重平衡井下压力，严防加重不均、速度过快而压漏地层。（3）加入适量的润滑剂。若井下条件许可，坚持循环活动钻具，防止加重引起摩阻过大而造成卡钻［7-9］。

2.3 调整井浅层水涌处理措施

在胜坨油田2区、3区及辛68、辛24等区块调整井施工过程中，发生浅层注水井井涌，在条件容许的情况下（涌出水量不大，地面条件满足要求），可进行边溢边钻，钻至900 m左右穿过出水层位，进行压井作业。压井时按水涌层压差附加原则确定加重钻井液的密度。由于不能关井求压，可参照临近注水井停注泄压后关井压力恢复值，作为计算发生水涌井段的诱发水涌压力参考。考虑地层渗透阻力的影响，压井加重钻井液的当量压力附加值应小于诱发水涌压力。通过多口井的计算和实践验证，胜坨油田2区、3区及东辛的辛68、辛23等区块，钻调整井发生水涌时压井重钻井液密度一般为1.35~1.55 g/cm3。如果压井钻井液密度小于1.4 g/cm3，进行钻井液处理，可用压井钻井液密度钻至完钻井深。2010年有6口调整井在发生浅层注水井窜槽水涌后，用压井钻井液密度实现完井。如压井钻井液密度不小于1.40 g/cm3，进行压井作业后，应补下一层技术套管进行封隔，固井后，再进行下步施工［10］。

需要注意的是，浅层注水井水涌发生后，不能进行关井作业：一方面该阶段处于清水钻进，易导致沉砂卡钻；另一方面关井后易造成地层憋漏，形成次生事故。如果水涌量较大（停泵溢流量大于1 m3/min），通常压井液密度1.35~1.50 g/cm3。

2.4 调整井深层水涌处理措施

在钻至注水层位或钻穿产层后，由于邻井注水造成产层窜通，导致调整井发生井涌，调整井施工风险相比浅层水涌风险加大：一方面邻井所注水携带大量泥砂易造成卡钻事故的发生；另一方面，由于在产层发生井涌，油气进入井筒易导致井喷事故的发生。因此，调整井深层水涌，必须立即压稳才能继续钻进。对于易发生深层水涌的调整井，在施工过程中，首先保证注水井停注，消除注水对施工井的影响；其次是加强坐岗，保证及时发现溢流，为水涌故障的处理争取时间；第三是准备足量的重钻井液及加重材料，保证水涌发生后的快速处理，在胜利油区通常采用1.45~1.55 g/cm3的重钻井液压井。发现溢流后要立即压井，防止井眼中钻井液全部被替换成地层水造成沉砂卡钻。如发生井内钻井液全部被替换成地层水的情况，压井重钻井液必须充足，一般为正常井眼2倍以上的量，泵入重浆的过程中要控制排量防止憋泵，第一周压井排量要比正常钻进排量小，同时密切关注泵压变化，防止憋泵。在用环形防喷器关井或未关井的情况下，加强钻具活动，防止卡钻事故的发生。

2010年胜利黄河钻井在施工的区域，运用老区调整井控技术成功完成了10口水涌井的钻井施工。见表1。

表1 胜利油田部分水涌井压井情况统计

3 结论

（1）胜利油田经过长时间注水开发，地层压力紊乱，调整井钻井过程中经常发生井涌、井漏，井控作业难度大。

（2）为防止注水井引发井涌，在钻井至距注水层500 m前，应提前关闭周围注水井泄压，同时，尽量采用批量集中施工法打调整井，对同一区块调整井同时施工、集中停注。

（3）若发生浅层注水井井涌，不能进行关井作业，一方面该阶段处于清水钻进，易导致沉砂卡钻，另一方面关井后易造成地层憋漏，形成次生事故。如果涌出水量不大，可边溢边钻，钻穿水层后再进行压井作业。

（4）调整井深层水涌后，发生卡钻及井喷的风险加大，应及时关闭周围注水井泄压，同时施工前应备足重钻井液和加重材料。

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