川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术新编版.docx

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川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术新编版

川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术（新编版）

Safetyisinseparablefromproductionandefficiency.Onlywhensafetyisgoodcanweensurebetterproduction.Payattentiontosafetyatalltimes.

（安全论文）

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川中地区蓬莱1井超高压气水层的安全钻井技术（新编版）

备注：

安全与生产、效益是密不可分的。

只有安全好了，才能保证更好地生产。

生产中存在着一定的不安全隐患，与自然界作斗争,随时都会发生意想不到的事情，所以处处都要警惕、时时刻刻都要注意安全。

　　摘要：

川中地区蓬莱1井在第四次开钻钻进过程中，用密度1.97g/cm3

　　的钻井液钻至下三叠统嘉陵江组嘉二段，遇高压气水显示，用密度2.14g/cm3

　　钻井液压井后仍不能平衡，将钻井液密度逐步加重至2.55g/cm3

　　。

由此导致了在钻进过程中泵压高、易粘卡、钻井液性能维护难等问题，同时还出现了起钻灌钻井液困难、溢流、不能正常起下钻等井控问题。

针对这些难题，在试验探索的基础上，采用HHH塞封隔技术、超高钻井液密度维护技术、特高压井控技术和加重钻井液防粘附卡钻等技术，最终安全顺利地完成了这口超高压井的钻井工作，并获得高产油气流，取得了超高钻井液密度情况下的钻井经验。

　　关键词：

深井；超深井；密度；钻井液；钻井技术；四川；中

　　四川盆地川中地区蓬莱构造钻井较多，钻井时间较早，但多为20世纪60年代完成的井，且都未钻达下三叠统嘉陵江组地层，所以对嘉陵江组的储层特征等还存在认识上的不足。

蓬莱1井是蓬莱构造上的一口风险预探井，井型为直井，设计井深3970m，目的层为须家河组、雷口坡组、嘉陵江组。

蓬莱1井于2009年8月26日用Φ444.5mm钻头开钻。

2009年11月6日下入Φ177.8mm油层套管至井深3721.45m，层位为嘉陵江组。

2009年11月12日用Φ152.4mm钻头、密度为1.97g/cm3

　　的聚磺钻井液（设计钻井液密度为1.97～2.05g/cm3

　　）第四次开钻。

2009年11月13日钻至井深3759.08m，层位为嘉二段，见气显示，并发生溢流，后用密度为2.14g/cm3

　　钻井液压井。

　　1钻井中出现的问题

　　1）压井后，因一直不能实现井内平衡，钻井液密度分7次逐步由2.14g/cm3

　　加重至2.46g/cm3

　　后，井下基本平衡，恢复钻进。

　　2）2009年11月24日用密度2.46g/cm3

　　的钻井液，钻至井深3938.00m，决定完钻。

为了井控安全，后将钻井液密度由2.46g/cm3

　　加重至2.48g/cm3

　　进行电测。

由于电测时间较长，出于安全考虑，电测中途通井循环后效强烈，关井排后效中发生卡钻。

解卡后循环正常，准备起钻。

从起钻开始，就一直灌不进去钻井液，钻井液池液面不降反升，起钻中途发展为溢流，井涌，被迫强行下钻（包括关球型防喷器，抢下钻），控压循环，将钻井液密度加重至2.52g/cm3

　　，直至循环正常。

起钻前，两次短起下钻，都出现钻井液灌不进的情况，无法起钻。

后将密度提高至2.55g/cm3

　　后，循环时又发生井漏，出现了比较严重的复杂情况。

　　2原因和难点分析

　　2.1对井下不稳定的原因分析

　　为何将钻井液密度提至2.52g/cm3

　　后，在循环时井下平稳，短起下钻时钻井液却灌不进去，泵停后不断流，循环后效严重这一情况？

分析认为，可能该井在使用超高密度钻井液后井下出现压裂性漏失，几次起下钻波动，引起后效，井漏，又使井下产层通道更加通畅，产层更加活跃。

高密度、高黏切钻井液循环压力较高，在循环时，当量钻井液密度可以平衡地层压力，故循环时表现为井下平稳。

当停止循环后，循环压力消失，加上起钻时的抽汲作用，井内失去平衡，流体随即流入井筒，导致出现灌不进钻井液等复杂情况。

　　2.2钻井液处理的难点

　　该井超高钻井液维护处理的主要难点是，网固相含量太高导致的流变性、润滑性及失水造壁性之间矛盾难以协调，在面临盐水浸污染的同时，要完成取心钻进、穿越嘉二段石膏层等作业，钻井液性能维护处理难度很大，主要体现在，超高钻井液维持优良流变性及抗高温能力难度大；超高密度钻井液保持良好润滑性能难度大；含气水层对钻井液性能造成反复破坏；平衡地层压力的密度“窗口”窄，要求对钻井液维护处理更加精细[1～2]

　　。

　　3采取的措施与对策

　　3.1采用HHH塞封隔技术

　　在钻井液密度因井漏不能再进一步上提的情况，为了实现井内平衡，必须堵塞产层通道。

考虑到施工风险和保护产层，不宜打水泥封堵，决定采用可解堵的HHH塞进行封堵[13～14]

　　。

第一次注入浓度为40%的HHH浆，推入地层8m3

　　，堵漏后，将密度调高至2.49g/cm3

　　，循环时井内平衡，不漏，全烃值较低。

但短起时仍然灌不进去钻井液，后下钻循环，后效强烈，并且发现有盐水侵。

于是决定再注入HHH浆封堵气水通道，以便进行下步作业。

第二次再注入浓度40%的HHH浆，推入地层11m3

　　，关井候堵后，循环正常，短起下钻灌钻井液正常，到底循环，后效可控，达到了封堵气水通道，具备安全起钻的条件。

　　3.2钻井液维护处理

　　该井超高钻井液维护处理的重点是，维持钻井液优良流变性及抗温能力。

该井用重晶石加重，钻井液中固相与液相体积比达1:

1，钻井液流变性迅速恶化。

使用密度2.48～2.52g/cm3

　　的钻井液取心、穿越嘉二段石膏层，还要满足井下100℃（电测井底温度103℃）的抗温及抗污染能力，其流变性控制矛盾更加突出。

现场通过严格控制膨润土含量小于等于10g/L，加入一定浓度HTX碱液进行处理等措施，取得了较为理想的效果。

　　3.2.1保持钻井液的良好润滑性

　　由于钻井液固相含量太高，导致内摩擦力快速上升，润滑性能急剧恶化，摩擦系数测定值由加重前的0.11上升至加重后的0.16。

压井后，通过向钻井液中加入润滑剂并逐步混入柴油，润滑性能得到了显著改善，摩擦系数测定值恢复至0.11，起钻摩阻显著减小。

由于混油时，钻井液黏切上升较快，现场以高浓度HTX碱液进行预处理，同时按比例加重以恢复井内钻井液密度，减少钻井液其他性能的大幅波动，保证了钻进及取心作业时井下安全。

　　3.2.2改善滤饼质量

　　超高密度钻井液因固相含量高，HTHP滤饼相对较厚，在高压差情况下更容易发生压差卡钻；同时由于地层水的侵入，使受污染井段的钻井液滤失量大大上升，在污染严重时钻井液API失水达13mL，滤饼质量变差，极易导致压差卡钻。

现场以抗盐膏侵效果好的降滤失剂SMP-Ⅱ、RSTF等为主处理，取得了良好效果，钻井液APl失水快速降至4mL以内，90℃HTHP失水控制在14mL以内，滤饼厚度小于等于3mm，滤饼韧度显著加强，滤饼质量得到显著改善。

　　3.2.3提高钻井液的抗污染性能

　　由于每次起钻（包括短起下钻）地层水都不同程度侵入井筒，对钻井液产生严重影响。

现场通过密切监测循环周性能，及时将受污染的钻井液排放或隔开，起钻前尽可能下调钻井液黏切以降低抽汲压力，减少地层水进入井筒的数量，并在裸眼段打入含过量的抗盐、抗高温降滤失剂及油含量为10%的“封闭液”，以缓解地层水对钻井液性能的破坏程度。

　　3.3井控工作慎之又慎

　　该井属于异常高压，井控的难度和风险更大，工作必须慎之又慎。

发生溢流后立即用密度2.14g/cm3

　　的钻井液压井。

为了实现井内平衡，调整压井钻井液密度时，为了避免出现井漏，采取了比较稳妥的办法，分7次逐步将钻井液密度调整为2.14～2.46g/cm3

　　，建立起井内平衡。

每次起钻前，都进行短程起下钻。

每次起钻包括短起下钻，对后效的观察和处理都格外仔细认真。

在出现起钻困难复杂情况后，经过3次短起下钻，调整钻井液性能，两次打HHH浆封堵，确认确实具备安全起钻的条件后，才正式起钻。

　　3.4加重钻井液防卡技术

　　该井在超高钻井液密度、长段石膏层缩径、小井眼多重不利条件下，发生压差粘附卡钻的可能性相当大，此前在密度较低时，就曾发生粘卡2次。

为此，压井后，起钻将光钻铤换成螺旋钻铤，以减少钻具与井壁的接触面积；优化钻井液性能，在钻井液中加混柴油及润滑剂，调整钻井液性能，减小摩阻；强化管理，精细化操作，尽最大可能减少钻具在井内的静止时间。

通过这些措施，在压井后的钻进和其他作业过程中，都没有发生压差粘附卡钻。

　　4结论与认识

　　在喷漏频繁，钻井液密度“窗口”较窄的超高压产层，考虑到注水泥封堵的风险及保护储层的需要，使用可解堵的HHH塞进行临时封堵，证明是一条可行的好方法。

超高密度钻井液处理与维护难度和重点，在于维持钻井液优良的流变性和良好润滑性，虽然难度较大，通过努力是可以实现的。

使用超高密度钻井液的风险和防范重点，应是规避井控风险和防粘卡，只要措施得当，操作上更加严细谨慎仍然是可以实现安全钻井的。

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