對預探井第Ⅱ層組異常高壓和開井失敗的再認識

俞昶聿

（青海油田采油一廠儀修大隊，青海 茫崖 816400）

溝七井是柴達木盆地茫崖凹陷亞區(qū)紅溝子構造溝深1號斷鼻高部位上的一口預探井，于2006年3月對該井開展試油工作，測試采用APR測射聯(lián)作工藝及三開兩關工作制度，在第Ⅱ層組的測試過程中，二開及三開均未成功，并存在泥漿密度與地層壓力系數(shù)不成正常對應關系的反?，F(xiàn)象。

溝七井第Ⅱ層組測試過程中，存在兩個問題。一是鉆井使用的泥漿密度（1.23～1.36）與測試顯示的地層壓力系數(shù)（2.188 3）的差異；二是N 閥延時功能的部分喪失和地層負壓差過大；哪一個是導致開井失敗的最直接原因，本文對此作了深入的探析。

1 鉆井泥漿密度與地層壓力系數(shù)無正常對應關系

1.1 地層異常高壓的存在

該井使用的鉆井液密度在1.23～1.36 g/cm3之間，測試顯示在井深3 789.00 m處，壓力系數(shù)為2.188 3。測試懸殊的結果，首先看是否為壓力計存在問題。

（1）壓力曲線反映的最高壓力值，處于壓力計的量程以內。

（2）在對3只壓力計的壓力曲線對比后，結果完全一致。

（3）壓力計的打壓試驗進一步證實，壓力計工作正常。

以上3個方面說明：壓力計工作正常，結果真實可信，異常高壓是客觀存在的。

1.2 層間竄流解釋地面溢流的不充分性

依據地層測試提供的Ⅰ、Ⅱ層組壓力數(shù)據和使用的泥漿密度計算結果表明，鉆至Ⅰ層組時，存在層間竄流是完全可能的。

這種竄流是否在整個鉆井三開期間都存在，根據鉆井情況，在第Ⅱ層組時，槽面上漲1.8 m3，井口是有溢流存在的，單純用井下竄流解釋泥漿密度與地層壓力系數(shù)的差異性，不能取得滿意的答案。

1.3 高壓低滲地層是形成“有溢流無井噴”的地質基礎

高壓低滲地層經常出現(xiàn)有溢流而無井噴的情況，在試油過程中屢見不鮮，正是由于高壓低滲地層產液量低，壓力釋放緩慢造成的。

1.4 欠平衡鉆井技術和可靠的井控技術為溢流的合理存在提供了可能

發(fā)現(xiàn)溢流后，調整泥漿密度，建立平衡，是鉆井現(xiàn)場應對措施的第一選擇。欠平衡鉆井技術，是在泥漿液柱壓力小于地層壓力的情況下鉆進的。對于提高機械鉆速、降低泥漿成本、最大限度保護油氣藏，具有十分重要的意義。

雖然在鉆井過程中識別出了異常高壓，高壓低滲地層也形成了地面溢流，但是較低密度泥漿作用下的溢流量，仍處于可控范圍內，符合欠平衡鉆井對溢流的要求，是造成泥漿比重與地層壓力系數(shù)之間的這種非正常對應關系的主要原因。

2 LPR-N閥開井失敗原因探討

2.1 施工情況簡介

按設計要求進行了一開井（射孔）、一關井后，又進行了二開、二關、三開、三關、四開操作。各次開關井，均按設計要求進行了打、放壓操作（開井壓力13～15.5 MPa、打壓均在45 s以內）。現(xiàn)場一開泡泡頭顯示弱，二開、三開井、四開井泡泡頭均無顯示。

從回放的壓力數(shù)據分析：下鉆、座封、一開（射孔）、一關正常，二、三、四開井均未打開LPR－N閥，井下工具實際只進行了一開、一關井動作，測試實際一開井40 min，一關井8 757 min。后續(xù)所有測試曲線均為關井曲線，解封、起鉆均正常（見圖1）。

圖2 LPR-N閥結構圖

2.2 造成APR開井失敗的可能工具因素

APR測試只需通過環(huán)空施加壓力，使球閥旋轉至開井位置，實現(xiàn)開井。最關鍵的就是確保打壓時間在30～60 s之內。第Ⅱ層組各次開井打壓時間均在45 s以內，符合APR測試操作的相關要求。

地面對LPR-N閥氮氣室壓力進行檢查，壓力保持穩(wěn)定，密封良好。球閥部分被砂粒充填，也是造成開井失敗的因素之一，在對球閥部分保養(yǎng)時，未發(fā)現(xiàn)有砂粒存在，砂卡的可能亦被排除。

本次測試N閥配備的是標準計量套，最大承壓為48.276 MPa。第Ⅱ層組射孔壓力為17 MPa，開井最高打壓15.5 MPa，環(huán)空液柱壓力為36.379 MPa，井口壓力與環(huán)空液柱壓力之和，均接近或超過計量套承壓上限，這是造成計量套部分損壞的主要原因。

2.3 計量套部分損壞與開井失敗之間無直接關聯(lián)

測試過程中時，計量套損壞是在射孔打壓時形成的，因為此時計量套承受的壓力最大，但從壓力史圖分析，在一開井時段內，并未發(fā)生中途關井現(xiàn)象。在整個測試期間，井口壓力一直保持穩(wěn)定。說明計量套部分損壞，不是造成開井失敗的根本原因。

2.4 負壓差過大是造成開井失敗的根本原因

焦點集中在負壓差過大的問題上。關井后LPR－N閥上下壓差最大為61.7 MPa，這在歷年的測試中是少見的。

實際測試時的負壓差為0.061 7 MPa，大大超過允許的推薦值34.481 MPa，而實際操作壓力依然在設計值范圍內，這是造成二開、三開失敗的根本原因。一開之所以正常，是因為尚未實施射孔，地層還沒有打開，大負壓差不存在。

在第二次重復測試時，液墊加至井口，負壓差值小于34.481 MPa，測試各次開、關井均一切正常，取得合格的壓力數(shù)據資料。

事實再次證明：負壓差過大，是造成開井失敗最直接、最根本的原因。

2.5 解決負壓差過大的應對措施

（1）增加液墊高度，需要時加至井口；

（2）如液墊加至井口尚不能滿足負壓差的要求，增加液墊比重可選；

（3）開井前，先采取油管內增壓方法，消除負壓差，開井后釋放油管壓力；

（4）提管柱打開液壓循環(huán)閥旁通，釋放關井壓力后，再下放管柱關閉旁通，立刻環(huán)空打壓進行開井操作。

這種方法的缺點在于，上提管柱的度不好把握，容易提松封隔器，可能造成密封件的損壞，對資料品質亦有一定影響。

3 結束語

泥漿密度與地層壓力系數(shù)之間差異的原因，是溢流始終處于受控狀態(tài)下，滿足欠平衡鉆井的要求，加之有先進的井控裝備技術作保障，無須采取泥漿加重措施。

負壓差過大是最直接、最根本的原因，工具的部分損壞與開井失敗，不存在直接關聯(lián)。

對高壓低滲地層，有必要咨詢鉆井檢測到的地層壓力。

APR測試建議引進地面直讀技術，提高APR開關井判斷的準確性，減少無謂測試時間。

[1]狄多林，陳有江.井控技術與裝備[M].玉門：玉門石油局井控培訓中心，2003.

[2]《試油監(jiān)督》編寫組.試油監(jiān)督（上冊）[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004.