老油区钻井中油气侵及井漏复杂处理
2014-11-07 12:11丁路加
科技资讯 2014年16期
丁路加
摘 要：随着油田开发进入后期，一些老油区由于注水开采等原因，导致地下联通情况复杂，这样开发调整井在钻井过程中容易出现复杂情况，本文以X侧平1井为例，详细阐述了该井气侵及井漏复杂处理经过，并总结了经验教训，为以后老油区钻井中气侵及井漏复杂处理提供借鉴。
关键词：X侧平1 气侵 井漏 复杂处理
中图分类号：TE28 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）06（a）-0100-01
1 基本情况
X侧平1井开发蒙古林砾岩区块蒙10-14井区K1ba3油组。该井是一口开发侧钻水平井，斜度90.570（设计井深1098 m<垂深797.75 m>）目的层：K1ba3油组。
该井目前井深结构：
一开：套铣、扩眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。
泥浆体系：搬土浆。
二开：φ215.9 mm×830 m。实际钻达：830 m。泥浆体系：聚合物钻井液。
井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地层：腾格尔。
2 复杂经过
2.1 油气侵处理经过
8月19日，14：30定向钻进至井段789-799 m，地层：腾一段，岩性：灰褐色油浸细砂岩，发现槽面见大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡，泥浆量增加2 m3，密度下降，出口密度由1.11 g/cm3下降到1.03 g/cm3，粘度由45 s上升至52 s，泥浆发生油气水侵。油气水侵前的泥浆性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥饼0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，静切力1.5/2。受侵后的泥浆性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥饼0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，静切力2.5/4。
在1号罐中加入白油400 kg，消泡剂300 kg进行消泡，循环罐中的气泡明显减少，但返出的泥浆仍然有大量气泡和油花，到17：30继续钻进并开始循环加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥浆密度降为1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，钻井液量以2 m3/小时地增量增加，为了保护油气层加入一定量的细目碳酸钙和GN-YBJ-1，钻进至井深800 m停止钻进，继续循环加重到2：00，入口密度提至1.25 g/cm3，出口返出密度1.14 g/cm3，2：30起钻200 m关井观察，排放油气浆18方。
至8月20日19：00配加重浆（密度1.30 g/cm3，粘度52s，体积60方），到22：30时开始实施压井，循环时发生井漏。21日配堵漏泥浆50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。经请示甲方同意：继续边加重边钻进至830 m并利用现场LWD测电阻率，下技术套管后中完。
8月21日17：00至8月23日0：50钻进，钻至井深830.00 m，地层：腾一段，岩性：灰色泥岩。钻进过程中，持续见槽面大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡溢出。共溢出70方。
8月23日0：50至8月31日12：00下技术套管完，期间持续溢出油水混合液，溢出量为168 m3。
综上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。
2.2 井漏处理经过
8月21日2：00开始实施循环压井，发生第一次井漏，漏失压井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后关井配堵漏钻井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，单封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化沥青300 kg，重晶石10 t，纯碱160 kg。2：30至3：00时实施堵漏，井眼返出泥浆很少，循环漏失严重，第二次漏失压井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00关井时，共计漏失压井液70 m3，循环罐中泥浆全部消耗完。接班后继续配堵漏泥浆50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：纯碱240 kg，片碱100 kg，土粉5T，细目碳酸钙1T，单封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌剂500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中进行循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。
8月31日19：00开始固井，至19：20固井替浆过程中漏失水泥浆4.0 m3。水泥浆相对密度为1.79 g/cm3。
综上所述：全井共漏失钻井液74.0 m3。
3 原因分析
（1）发生油气水侵并出现溢流的主要原因是注水井没有提前停注，造成地层压力失衡（设计之外的蒙10-15，A209没有停注，停注的井没有缷压，仍有3 Mpa压力）。
（2）该地区注水井没有缷压渠道，一旦打开油气层只能从本井溢出，因此多次压井失败。
（3）发生井漏的主要原因是该地区地层压力系数不同，由于受注水井影响造成高低压不均衡地层，单纯用高比重泥浆压井，造成低压地层发生漏失，使压井失败。
4 结论与教训
（1）经过开发的油田老区由于长期注水、注聚合物等使得地下情况比较复杂，在井位论证时，应加强对钻井难度及风险的评估，并制定预案。
（2）进行调整井动态压力监测研究，弄清楚地下压力系统的真实情况，以便为钻井工程设计提供真实可靠的资料。
（3）为避免油气浸的发生，在老区块进行钻井时，应该尽可能的吧周围的注水井提前停掉，包括相邻层位的注水井。
参考文献
[1] 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[M].中国石油大学出版社，2006.
[2] 王磊，曹贤，司万春，等.沙X37井井漏卡钻事故及其处理[J].西部探矿工程，2006，18（4）.
[3] 李作宾.TasW-1井钻井复杂情况处理技术[J].石油钻探技术，2010，38（2）.
[4] 杨振杰，刘志坤，张振活.钻井液工艺学[M].石油工业出版社.endprint
摘 要：随着油田开发进入后期，一些老油区由于注水开采等原因，导致地下联通情况复杂，这样开发调整井在钻井过程中容易出现复杂情况，本文以X侧平1井为例，详细阐述了该井气侵及井漏复杂处理经过，并总结了经验教训，为以后老油区钻井中气侵及井漏复杂处理提供借鉴。
关键词：X侧平1 气侵 井漏 复杂处理
中图分类号：TE28 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）06（a）-0100-01
1 基本情况
X侧平1井开发蒙古林砾岩区块蒙10-14井区K1ba3油组。该井是一口开发侧钻水平井，斜度90.570（设计井深1098 m<垂深797.75 m>）目的层：K1ba3油组。
该井目前井深结构：
一开：套铣、扩眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。
泥浆体系：搬土浆。
二开：φ215.9 mm×830 m。实际钻达：830 m。泥浆体系：聚合物钻井液。
井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地层：腾格尔。
2 复杂经过
2.1 油气侵处理经过
8月19日，14：30定向钻进至井段789-799 m，地层：腾一段，岩性：灰褐色油浸细砂岩，发现槽面见大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡，泥浆量增加2 m3，密度下降，出口密度由1.11 g/cm3下降到1.03 g/cm3，粘度由45 s上升至52 s，泥浆发生油气水侵。油气水侵前的泥浆性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥饼0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，静切力1.5/2。受侵后的泥浆性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥饼0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，静切力2.5/4。
在1号罐中加入白油400 kg，消泡剂300 kg进行消泡，循环罐中的气泡明显减少，但返出的泥浆仍然有大量气泡和油花，到17：30继续钻进并开始循环加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥浆密度降为1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，钻井液量以2 m3/小时地增量增加，为了保护油气层加入一定量的细目碳酸钙和GN-YBJ-1，钻进至井深800 m停止钻进，继续循环加重到2：00，入口密度提至1.25 g/cm3，出口返出密度1.14 g/cm3，2：30起钻200 m关井观察，排放油气浆18方。
至8月20日19：00配加重浆（密度1.30 g/cm3，粘度52s，体积60方），到22：30时开始实施压井，循环时发生井漏。21日配堵漏泥浆50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。经请示甲方同意：继续边加重边钻进至830 m并利用现场LWD测电阻率，下技术套管后中完。
8月21日17：00至8月23日0：50钻进，钻至井深830.00 m，地层：腾一段，岩性：灰色泥岩。钻进过程中，持续见槽面大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡溢出。共溢出70方。
8月23日0：50至8月31日12：00下技术套管完，期间持续溢出油水混合液，溢出量为168 m3。
综上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。
2.2 井漏处理经过
8月21日2：00开始实施循环压井，发生第一次井漏，漏失压井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后关井配堵漏钻井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，单封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化沥青300 kg，重晶石10 t，纯碱160 kg。2：30至3：00时实施堵漏，井眼返出泥浆很少，循环漏失严重，第二次漏失压井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00关井时，共计漏失压井液70 m3，循环罐中泥浆全部消耗完。接班后继续配堵漏泥浆50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：纯碱240 kg，片碱100 kg，土粉5T，细目碳酸钙1T，单封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌剂500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中进行循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。
8月31日19：00开始固井，至19：20固井替浆过程中漏失水泥浆4.0 m3。水泥浆相对密度为1.79 g/cm3。
综上所述：全井共漏失钻井液74.0 m3。
3 原因分析
（1）发生油气水侵并出现溢流的主要原因是注水井没有提前停注，造成地层压力失衡（设计之外的蒙10-15，A209没有停注，停注的井没有缷压，仍有3 Mpa压力）。
（2）该地区注水井没有缷压渠道，一旦打开油气层只能从本井溢出，因此多次压井失败。
（3）发生井漏的主要原因是该地区地层压力系数不同，由于受注水井影响造成高低压不均衡地层，单纯用高比重泥浆压井，造成低压地层发生漏失，使压井失败。
4 结论与教训
（1）经过开发的油田老区由于长期注水、注聚合物等使得地下情况比较复杂，在井位论证时，应加强对钻井难度及风险的评估，并制定预案。
（2）进行调整井动态压力监测研究，弄清楚地下压力系统的真实情况，以便为钻井工程设计提供真实可靠的资料。
（3）为避免油气浸的发生，在老区块进行钻井时，应该尽可能的吧周围的注水井提前停掉，包括相邻层位的注水井。
参考文献
[1] 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[M].中国石油大学出版社，2006.
[2] 王磊，曹贤，司万春，等.沙X37井井漏卡钻事故及其处理[J].西部探矿工程，2006，18（4）.
[3] 李作宾.TasW-1井钻井复杂情况处理技术[J].石油钻探技术，2010，38（2）.
[4] 杨振杰，刘志坤，张振活.钻井液工艺学[M].石油工业出版社.endprint
摘 要：随着油田开发进入后期，一些老油区由于注水开采等原因，导致地下联通情况复杂，这样开发调整井在钻井过程中容易出现复杂情况，本文以X侧平1井为例，详细阐述了该井气侵及井漏复杂处理经过，并总结了经验教训，为以后老油区钻井中气侵及井漏复杂处理提供借鉴。
关键词：X侧平1 气侵 井漏 复杂处理
中图分类号：TE28 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2014）06（a）-0100-01
1 基本情况
X侧平1井开发蒙古林砾岩区块蒙10-14井区K1ba3油组。该井是一口开发侧钻水平井，斜度90.570（设计井深1098 m<垂深797.75 m>）目的层：K1ba3油组。
该井目前井深结构：
一开：套铣、扩眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。
泥浆体系：搬土浆。
二开：φ215.9 mm×830 m。实际钻达：830 m。泥浆体系：聚合物钻井液。
井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地层：腾格尔。
2 复杂经过
2.1 油气侵处理经过
8月19日，14：30定向钻进至井段789-799 m，地层：腾一段，岩性：灰褐色油浸细砂岩，发现槽面见大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡，泥浆量增加2 m3，密度下降，出口密度由1.11 g/cm3下降到1.03 g/cm3，粘度由45 s上升至52 s，泥浆发生油气水侵。油气水侵前的泥浆性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥饼0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，静切力1.5/2。受侵后的泥浆性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥饼0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，静切力2.5/4。
在1号罐中加入白油400 kg，消泡剂300 kg进行消泡，循环罐中的气泡明显减少，但返出的泥浆仍然有大量气泡和油花，到17：30继续钻进并开始循环加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥浆密度降为1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，钻井液量以2 m3/小时地增量增加，为了保护油气层加入一定量的细目碳酸钙和GN-YBJ-1，钻进至井深800 m停止钻进，继续循环加重到2：00，入口密度提至1.25 g/cm3，出口返出密度1.14 g/cm3，2：30起钻200 m关井观察，排放油气浆18方。
至8月20日19：00配加重浆（密度1.30 g/cm3，粘度52s，体积60方），到22：30时开始实施压井，循环时发生井漏。21日配堵漏泥浆50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。经请示甲方同意：继续边加重边钻进至830 m并利用现场LWD测电阻率，下技术套管后中完。
8月21日17：00至8月23日0：50钻进，钻至井深830.00 m，地层：腾一段，岩性：灰色泥岩。钻进过程中，持续见槽面大量片状及条带状棕褐色原油、小米粒状气泡溢出。共溢出70方。
8月23日0：50至8月31日12：00下技术套管完，期间持续溢出油水混合液，溢出量为168 m3。
综上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。
2.2 井漏处理经过
8月21日2：00开始实施循环压井，发生第一次井漏，漏失压井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后关井配堵漏钻井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，单封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化沥青300 kg，重晶石10 t，纯碱160 kg。2：30至3：00时实施堵漏，井眼返出泥浆很少，循环漏失严重，第二次漏失压井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00关井时，共计漏失压井液70 m3，循环罐中泥浆全部消耗完。接班后继续配堵漏泥浆50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：纯碱240 kg，片碱100 kg，土粉5T，细目碳酸钙1T，单封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌剂500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中进行循环堵漏，没有发生漏失现象，堵漏成功。
8月31日19：00开始固井，至19：20固井替浆过程中漏失水泥浆4.0 m3。水泥浆相对密度为1.79 g/cm3。
综上所述：全井共漏失钻井液74.0 m3。
3 原因分析
（1）发生油气水侵并出现溢流的主要原因是注水井没有提前停注，造成地层压力失衡（设计之外的蒙10-15，A209没有停注，停注的井没有缷压，仍有3 Mpa压力）。
（2）该地区注水井没有缷压渠道，一旦打开油气层只能从本井溢出，因此多次压井失败。
（3）发生井漏的主要原因是该地区地层压力系数不同，由于受注水井影响造成高低压不均衡地层，单纯用高比重泥浆压井，造成低压地层发生漏失，使压井失败。
4 结论与教训
（1）经过开发的油田老区由于长期注水、注聚合物等使得地下情况比较复杂，在井位论证时，应加强对钻井难度及风险的评估，并制定预案。
（2）进行调整井动态压力监测研究，弄清楚地下压力系统的真实情况，以便为钻井工程设计提供真实可靠的资料。
（3）为避免油气浸的发生，在老区块进行钻井时，应该尽可能的吧周围的注水井提前停掉，包括相邻层位的注水井。
参考文献
[1] 陈庭根，管志川.钻井工程理论与技术[M].中国石油大学出版社，2006.
[2] 王磊，曹贤，司万春，等.沙X37井井漏卡钻事故及其处理[J].西部探矿工程，2006，18（4）.
[3] 李作宾.TasW-1井钻井复杂情况处理技术[J].石油钻探技术，2010，38（2）.
[4] 杨振杰，刘志坤，张振活.钻井液工艺学[M].石油工业出版社.endprint
