华庆油田水平井溢流压井泥浆处理方法及应用

张进祥 肖剑峰

摘 要：华庆油田水平井钻井数量越来越多，周边注水井连片成网，目的层超前注水形成异常高压，井控风险、难度不断增大。 分析了华庆油田水平井溢流压井的技术难点，从泥浆方面提出了针对溢流的常用压井处置方法，从现场压井实践中总结了切身体会并对存在问题提出了改进建议。

关键词：华庆油田；水平井；溢流； 钻井液；压井

中图分类号： TE358 文献标识码：A 文章编号1672-3791（2016）02（c）-0000-00

近两年华庆油田水平井开发已大面积铺开，水平井压井逐渐取代生产井压井成为压井施工的常态，井控风险、难度不断增大。同时在注水井区施工的水平井数量越来越多，由于注水时间长、注水量大，使储层连通性非常好，注水井已连片成网，钻井井控风险越来越大，经常会发生溢流压井的突发事件。为此提出一些技术方法和改进意见。

1 溢流压井泥浆处理方法

1.1 地层出水溢流压井

地层出水井在压井前期，地层水还会不断侵入井筒对加重泥浆造成污染稀释，因此配制压井泥浆时，粘度要相对高些，保持加重钻井液的悬浮稳定[1]。 水平井使用复合盐钻井液体系在正常钻进期间粘度一般在38—42 s之间，切力低，压井加重时泥浆粘度一般应达到45-55 s，加强对重晶石的悬浮能力。对于密度超过1.40 g/cm3的加重浆，在工业盐含量低于10%的情况下可考虑适当加入部分预水化白土浆或抗盐土提高切力。加入加重材料过程中配合适当数量JMP-1、G309改善泥饼质量和调整泥浆流动性减小流动阻力。通常30 m3加重浆中加入200 kg的JMP-1，150 kg的G309。今年地层出水的水平井大都位于先注后采的老油区，临近注水井压力高，溢流有的发生在定向造斜之前，离完钻剩余井段较长，一般在1000 m以上，压井后钻井液密度多数在1.30 g/cm3以上，后期牙轮钻头定向造斜施工钻时慢，钻井周期延长，应特别注意多加入防塌润滑剂及工业盐强化体系的润滑效果和抑制防塌能力。

1.2 油气侵入溢流压井

原油侵入常会伴随岩屑气同时侵入钻井液，这时，出口泥浆粘度升高、密度下降，钻井液流动性会变差。溢流压稳之前加重泥浆进入井筒后也会被污染造成粘度升高、流动阻力增大，因此要求压井泥浆粘度相对低些便于循环出气处理[2]。配制压井加重泥浆时，一般要求粘度在40-45 s即可，通常30 m3加重浆中在加入重晶石等加重材料的同时加入200-300 kg的SF或JMP-1，150-200 kg的G309，并加入适量稀释剂保持较低的泥浆触变性，使气体在地面泥浆流动过程中容易滑脱排除。在出口附近的泥浆槽中加入消泡剂和原油乳化剂，力争避免被污染的钻井液再次入井循环。

1.3 “喷漏并存”溢流压井

在陇东华庆油田超前注水区施工水平井，注水井一般都不会提前停注泄压，下部地层存在异常高压，上部地层承压能力弱，发生溢流后在压井的过程中，钻井液密度大于1.20 g/cm3就会出现不同程度的漏失，高于1.30 g/cm3普遍会漏失量较大。今年在华庆油田施工的水平井压井后发生几口井由于井漏使溢流（地层出水）未完全压稳，引起井壁垮塌，后续施工如电测遇阻、划眼困难、下套管遇阻等，严重的最后导致填井侧钻。因此，在异常高压区钻水平井要做到：①依据前期钻配套井漏失情况和临近注水井井距及压力大小，在钻穿洛河组进入安定层后进行一次挤封承压堵漏，提高地层承压能力。②发生溢流后确定压井加重泥浆密度时要根据关井压力数据、前期堵漏承压情况进行综合考虑，逐步提高压井液密度，并在压井液中加入一定量的QD-1、DF-A，不宜把密度一次配得太高避免压漏地层增加后期施工难度[3]。

提高洛河地层承压能力挤封技术要求：

在配制的凝胶钻井液中加入10—15%的桥塞堵漏剂，使堵漏浆充满全部漏层井段，关井憋压，采取“少量、多次”的方式进行挤封，直到泵压增量达到压井钻井液当量密度要求，然后循环筛出粗的堵漏材料。

1.3.1选择堵漏材料

堵漏泥浆中优选堵漏材料的级配及所占比例。

1）前期承压堵漏配方：6-8%QD-1+6-8%DF-A+4-5%QD-2；

2） 压井过程中发生漏失量超过8 m3/h甚至失返的井漏配方：4-5%QD-1+4-5%DF-A+6-8%QD-2+4-5%QD-3。

1.3.2蹩压原则

蹩挤压力循序渐进，每次蹩压变化值控制在1 MPa以内，单凡尔小排量（Q<10 L/s）蹩挤堵漏浆。

1.3.3挤封压力

最高蹩压达到3—4 MPa，最终蹩压值1 min内压降不超过1 MPa。

承压堵漏可以明显提高洛河组地层承压能力，若承压达到3-4 MPa，钻井液密度大约能提高0.25--0.35 g/cm3而不发生大的漏失。

2 现场压井实例

2.1.1基本情况

40598队施工的陈平7-24井表套下深306 m，周边800 m之内有注水井4口，其中井距200 m内1口，井口压力10.5 MPa，井距500 m内1口，井口压力10.5 MPa。10月25日7：00钻至井深1858 m（地层长3）发现油气侵，进而发生溢流，钻井液密度1.02 g/cm3，粘度30 s，关井套压0.6 MPa。

2.1.2压井过程及后期施工

发生溢流后立即停钻关井，配80 m3密度1.15 g/cm3压井液泵入，停泵出口断流，起钻倒换钻具结构后下钻到底，循环有大量油气侵入。关井节流循环，柴油机转速1 000 r/min，控制套压0.5 MPa加重压井，同时联系项目组对临近注水井停注泄压。加重钻井液入口密度1.20 g/cm3出现漏失，继续加重至密度1.22 g/cm3恢复钻进，同时加入DF-A、QD-1进行随钻堵漏，泥浆槽加入原油乳化剂。

保持钻井液密度1.22??—1.25 g/cm3、粘度37—42s钻进，长3层段钻进时每次接完单根开泵1-2 min喇叭口上返油气，长4+5层段钻进无溢流，进入长6层接单根井口断流，钻进中喇叭口经常有油气溢出，并且漏失量增大。钻至井深2231 m起钻倒换水平段钻具组合，在洛河以下井段打入40 m3密度1.40 g/cm3重浆封隔（配浆罐中重晶石有沉淀现象），对洛河段进行承压堵漏，挤封压力4 MPa稳压10 min降至1 MPa。

水平段钻进仍有油气侵入，喇叭口溢流，保持钻井液密度1.28—1.30 g/cm3，粘度45-50s，随钻加入DF-A及QD-1，加重浆中配合少量白土，加入JMP-1、SF控制失水小于5 mL并加入KCL和NaCL进行防塌，继续在泥浆槽加入原油乳化剂。

完钻井深3001 m3，完钻处理全井段钻井液密度1.35 g/cm3、粘度60s，循环5 h后对入窗以下井段进行短程起下钻，再起钻至入窗点2240 m3，打入密度1.50 g/cm3重浆封隔洛河以下井段，电测、下套管66 m3无溢流，顺利完井。

3 结论

1）根据关井套压值0.6 MPa计算出的压井钻井液密度为1.05 g/cm3，附加值取0.07—0.10 g/cm3，得出压井应加重钻井液密度与第一次压井断流实际钻井液密度1.10 g/cm3基本相符。

2）注水井停注泄压缓慢，后期施工中尽管钻井液密度提高了0.07—0.15 g/cm3，但钻开新地层后油气仍伴随钻屑返出致使喇叭口经常溢流。

3）对易漏井段进行承压堵漏为后期施工提高密度提供了保障，同时在高密度钻井液中严控失水、加入复合盐提高抑制能力对控制井塌效果明显。

参考文献：

[1] 李斌文.塔北沙46井井涌处理措施及认识[J].石油钻探技术， 1998（3）：7.

[2] 李勇政，袁骐骥，方军，等. 灌注法压井液替换溢流气体过程理论计算[J].重庆科技学院学报：自然科学版 2010 （2）：47-50.

[3] 王振，毛亚军，王国栋. 延长气田压井方法优选及常见问题的处理[J].辽宁化工， 2015（4）：481-482.