老油區(qū)鉆井中油氣侵及井漏復(fù)雜處理

丁路加

摘 要：隨著油田開發(fā)進(jìn)入后期，一些老油區(qū)由于注水開采等原因，導(dǎo)致地下聯(lián)通情況復(fù)雜，這樣開發(fā)調(diào)整井在鉆井過程中容易出現(xiàn)復(fù)雜情況，本文以X側(cè)平1井為例，詳細(xì)闡述了該井氣侵及井漏復(fù)雜處理經(jīng)過，并總結(jié)了經(jīng)驗教訓(xùn)，為以后老油區(qū)鉆井中氣侵及井漏復(fù)雜處理提供借鑒。

關(guān)鍵詞：X側(cè)平1 氣侵 井漏 復(fù)雜處理

中圖分類號：TE28 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）06（a）-0100-01

1 基本情況

X側(cè)平1井開發(fā)蒙古林礫巖區(qū)塊蒙10-14井區(qū)K1ba3油組。該井是一口開發(fā)側(cè)鉆水平井，斜度90.570（設(shè)計井深1098 m<垂深797.75 m>）目的層：K1ba3油組。

該井目前井深結(jié)構(gòu)：

一開：套銑、擴(kuò)眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。

泥漿體系：搬土漿。

二開：φ215.9 mm×830 m。實際鉆達(dá)：830 m。泥漿體系：聚合物鉆井液。

井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地層：騰格爾。

2 復(fù)雜經(jīng)過

2.1 油氣侵處理經(jīng)過

8月19日，14：30定向鉆進(jìn)至井段789-799 m，地層：騰一段，巖性：灰褐色油浸細(xì)砂巖，發(fā)現(xiàn)槽面見大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡，泥漿量增加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，泥漿發(fā)生油氣水侵。油氣水侵前的泥漿性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥餅0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，靜切力1.5/2。受侵后的泥漿性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥餅0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，靜切力2.5/4。

在1號罐中加入白油400 kg，消泡劑300 kg進(jìn)行消泡，循環(huán)罐中的氣泡明顯減少，但返出的泥漿仍然有大量氣泡和油花，到17：30繼續(xù)鉆進(jìn)并開始循環(huán)加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥漿密度降為1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，鉆井液量以2 m3/小時地增量增加，為了保護(hù)油氣層加入一定量的細(xì)目碳酸鈣和GN-YBJ-1，鉆進(jìn)至井深800 m停止鉆進(jìn)，繼續(xù)循環(huán)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起鉆200 m關(guān)井觀察，排放油氣漿18方。

至8月20日19：00配加重漿（密度1.30 g/cm3，粘度52s，體積60方），到22：30時開始實施壓井，循環(huán)時發(fā)生井漏。21日配堵漏泥漿50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。經(jīng)請示甲方同意：繼續(xù)邊加重邊鉆進(jìn)至830 m并利用現(xiàn)場LWD測電阻率，下技術(shù)套管后中完。

8月21日17：00至8月23日0：50鉆進(jìn)，鉆至井深830.00 m，地層：騰一段，巖性：灰色泥巖。鉆進(jìn)過程中，持續(xù)見槽面大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡溢出。共溢出70方。

8月23日0：50至8月31日12：00下技術(shù)套管完，期間持續(xù)溢出油水混合液，溢出量為168 m3。

綜上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。

2.2 井漏處理經(jīng)過

8月21日2：00開始實施循環(huán)壓井，發(fā)生第一次井漏，漏失壓井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后關(guān)井配堵漏鉆井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，單封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化瀝青300 kg，重晶石10 t，純堿160 kg。2：30至3：00時實施堵漏，井眼返出泥漿很少，循環(huán)漏失嚴(yán)重，第二次漏失壓井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00關(guān)井時，共計漏失壓井液70 m3，循環(huán)罐中泥漿全部消耗完。接班后繼續(xù)配堵漏泥漿50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：純堿240 kg，片堿100 kg，土粉5T，細(xì)目碳酸鈣1T，單封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌劑500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中進(jìn)行循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。

8月31日19：00開始固井，至19：20固井替漿過程中漏失水泥漿4.0 m3。水泥漿相對密度為1.79 g/cm3。

綜上所述：全井共漏失鉆井液74.0 m3。

3 原因分析

（1）發(fā)生油氣水侵并出現(xiàn)溢流的主要原因是注水井沒有提前停注，造成地層壓力失衡（設(shè)計之外的蒙10-15，A209沒有停注，停注的井沒有缷壓，仍有3 Mpa壓力）。

（2）該地區(qū)注水井沒有缷壓渠道，一旦打開油氣層只能從本井溢出，因此多次壓井失敗。

（3）發(fā)生井漏的主要原因是該地區(qū)地層壓力系數(shù)不同，由于受注水井影響造成高低壓不均衡地層，單純用高比重泥漿壓井，造成低壓地層發(fā)生漏失，使壓井失敗。

4 結(jié)論與教訓(xùn)

（1）經(jīng)過開發(fā)的油田老區(qū)由于長期注水、注聚合物等使得地下情況比較復(fù)雜，在井位論證時，應(yīng)加強(qiáng)對鉆井難度及風(fēng)險的評估，并制定預(yù)案。

（2）進(jìn)行調(diào)整井動態(tài)壓力監(jiān)測研究，弄清楚地下壓力系統(tǒng)的真實情況，以便為鉆井工程設(shè)計提供真實可靠的資料。

（3）為避免油氣浸的發(fā)生，在老區(qū)塊進(jìn)行鉆井時，應(yīng)該盡可能的吧周圍的注水井提前停掉，包括相鄰層位的注水井。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳庭根，管志川.鉆井工程理論與技術(shù)[M].中國石油大學(xué)出版社，2006.

[2] 王磊，曹賢，司萬春，等.沙X37井井漏卡鉆事故及其處理[J].西部探礦工程，2006，18（4）.

[3] 李作賓.TasW-1井鉆井復(fù)雜情況處理技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2010，38（2）.

[4] 楊振杰，劉志坤，張振活.鉆井液工藝學(xué)[M].石油工業(yè)出版社.endprint

摘 要：隨著油田開發(fā)進(jìn)入后期，一些老油區(qū)由于注水開采等原因，導(dǎo)致地下聯(lián)通情況復(fù)雜，這樣開發(fā)調(diào)整井在鉆井過程中容易出現(xiàn)復(fù)雜情況，本文以X側(cè)平1井為例，詳細(xì)闡述了該井氣侵及井漏復(fù)雜處理經(jīng)過，并總結(jié)了經(jīng)驗教訓(xùn)，為以后老油區(qū)鉆井中氣侵及井漏復(fù)雜處理提供借鑒。

關(guān)鍵詞：X側(cè)平1 氣侵 井漏 復(fù)雜處理

中圖分類號：TE28 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）06（a）-0100-01

1 基本情況

X側(cè)平1井開發(fā)蒙古林礫巖區(qū)塊蒙10-14井區(qū)K1ba3油組。該井是一口開發(fā)側(cè)鉆水平井，斜度90.570（設(shè)計井深1098 m<垂深797.75 m>）目的層：K1ba3油組。

該井目前井深結(jié)構(gòu)：

一開：套銑、擴(kuò)眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。

泥漿體系：搬土漿。

二開：φ215.9 mm×830 m。實際鉆達(dá)：830 m。泥漿體系：聚合物鉆井液。

井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地層：騰格爾。

2 復(fù)雜經(jīng)過

2.1 油氣侵處理經(jīng)過

8月19日，14：30定向鉆進(jìn)至井段789-799 m，地層：騰一段，巖性：灰褐色油浸細(xì)砂巖，發(fā)現(xiàn)槽面見大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡，泥漿量增加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，泥漿發(fā)生油氣水侵。油氣水侵前的泥漿性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥餅0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，靜切力1.5/2。受侵后的泥漿性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥餅0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，靜切力2.5/4。

在1號罐中加入白油400 kg，消泡劑300 kg進(jìn)行消泡，循環(huán)罐中的氣泡明顯減少，但返出的泥漿仍然有大量氣泡和油花，到17：30繼續(xù)鉆進(jìn)并開始循環(huán)加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥漿密度降為1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，鉆井液量以2 m3/小時地增量增加，為了保護(hù)油氣層加入一定量的細(xì)目碳酸鈣和GN-YBJ-1，鉆進(jìn)至井深800 m停止鉆進(jìn)，繼續(xù)循環(huán)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起鉆200 m關(guān)井觀察，排放油氣漿18方。

至8月20日19：00配加重漿（密度1.30 g/cm3，粘度52s，體積60方），到22：30時開始實施壓井，循環(huán)時發(fā)生井漏。21日配堵漏泥漿50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。經(jīng)請示甲方同意：繼續(xù)邊加重邊鉆進(jìn)至830 m并利用現(xiàn)場LWD測電阻率，下技術(shù)套管后中完。

8月21日17：00至8月23日0：50鉆進(jìn)，鉆至井深830.00 m，地層：騰一段，巖性：灰色泥巖。鉆進(jìn)過程中，持續(xù)見槽面大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡溢出。共溢出70方。

8月23日0：50至8月31日12：00下技術(shù)套管完，期間持續(xù)溢出油水混合液，溢出量為168 m3。

綜上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。

2.2 井漏處理經(jīng)過

8月21日2：00開始實施循環(huán)壓井，發(fā)生第一次井漏，漏失壓井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后關(guān)井配堵漏鉆井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，單封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化瀝青300 kg，重晶石10 t，純堿160 kg。2：30至3：00時實施堵漏，井眼返出泥漿很少，循環(huán)漏失嚴(yán)重，第二次漏失壓井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00關(guān)井時，共計漏失壓井液70 m3，循環(huán)罐中泥漿全部消耗完。接班后繼續(xù)配堵漏泥漿50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：純堿240 kg，片堿100 kg，土粉5T，細(xì)目碳酸鈣1T，單封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌劑500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中進(jìn)行循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。

8月31日19：00開始固井，至19：20固井替漿過程中漏失水泥漿4.0 m3。水泥漿相對密度為1.79 g/cm3。

綜上所述：全井共漏失鉆井液74.0 m3。

3 原因分析

（1）發(fā)生油氣水侵并出現(xiàn)溢流的主要原因是注水井沒有提前停注，造成地層壓力失衡（設(shè)計之外的蒙10-15，A209沒有停注，停注的井沒有缷壓，仍有3 Mpa壓力）。

（2）該地區(qū)注水井沒有缷壓渠道，一旦打開油氣層只能從本井溢出，因此多次壓井失敗。

（3）發(fā)生井漏的主要原因是該地區(qū)地層壓力系數(shù)不同，由于受注水井影響造成高低壓不均衡地層，單純用高比重泥漿壓井，造成低壓地層發(fā)生漏失，使壓井失敗。

4 結(jié)論與教訓(xùn)

（1）經(jīng)過開發(fā)的油田老區(qū)由于長期注水、注聚合物等使得地下情況比較復(fù)雜，在井位論證時，應(yīng)加強(qiáng)對鉆井難度及風(fēng)險的評估，并制定預(yù)案。

（2）進(jìn)行調(diào)整井動態(tài)壓力監(jiān)測研究，弄清楚地下壓力系統(tǒng)的真實情況，以便為鉆井工程設(shè)計提供真實可靠的資料。

（3）為避免油氣浸的發(fā)生，在老區(qū)塊進(jìn)行鉆井時，應(yīng)該盡可能的吧周圍的注水井提前停掉，包括相鄰層位的注水井。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳庭根，管志川.鉆井工程理論與技術(shù)[M].中國石油大學(xué)出版社，2006.

[2] 王磊，曹賢，司萬春，等.沙X37井井漏卡鉆事故及其處理[J].西部探礦工程，2006，18（4）.

[3] 李作賓.TasW-1井鉆井復(fù)雜情況處理技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2010，38（2）.

[4] 楊振杰，劉志坤，張振活.鉆井液工藝學(xué)[M].石油工業(yè)出版社.endprint

摘 要：隨著油田開發(fā)進(jìn)入后期，一些老油區(qū)由于注水開采等原因，導(dǎo)致地下聯(lián)通情況復(fù)雜，這樣開發(fā)調(diào)整井在鉆井過程中容易出現(xiàn)復(fù)雜情況，本文以X側(cè)平1井為例，詳細(xì)闡述了該井氣侵及井漏復(fù)雜處理經(jīng)過，并總結(jié)了經(jīng)驗教訓(xùn)，為以后老油區(qū)鉆井中氣侵及井漏復(fù)雜處理提供借鑒。

關(guān)鍵詞：X側(cè)平1 氣侵 井漏 復(fù)雜處理

中圖分類號：TE28 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1672-3791（2014）06（a）-0100-01

1 基本情況

X側(cè)平1井開發(fā)蒙古林礫巖區(qū)塊蒙10-14井區(qū)K1ba3油組。該井是一口開發(fā)側(cè)鉆水平井，斜度90.570（設(shè)計井深1098 m<垂深797.75 m>）目的層：K1ba3油組。

該井目前井深結(jié)構(gòu)：

一開：套銑、擴(kuò)眼φ311.1 mm×220 m+φ244.5 mm×165.1 m。

泥漿體系：搬土漿。

二開：φ215.9 mm×830 m。實際鉆達(dá)：830 m。泥漿體系：聚合物鉆井液。

井深：830 m，井斜：510，方位：2370。地層：騰格爾。

2 復(fù)雜經(jīng)過

2.1 油氣侵處理經(jīng)過

8月19日，14：30定向鉆進(jìn)至井段789-799 m，地層：騰一段，巖性：灰褐色油浸細(xì)砂巖，發(fā)現(xiàn)槽面見大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡，泥漿量增加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，泥漿發(fā)生油氣水侵。油氣水侵前的泥漿性能：密度1.11 g/cm3，粘度45 s，失水4 ml，泥餅0.5，pH 9，含砂0.4%，六速3 2，6 4，100 16，200 25，300 38，600 50，靜切力1.5/2。受侵后的泥漿性能：密度1.03 g/cm3，粘度52s，失水3 ml，泥餅0.5，pH9，含砂0.4%，六速3 4，6 6，100 20，200 30，300 45，600 62，靜切力2.5/4。

在1號罐中加入白油400 kg，消泡劑300 kg進(jìn)行消泡，循環(huán)罐中的氣泡明顯減少，但返出的泥漿仍然有大量氣泡和油花，到17：30繼續(xù)鉆進(jìn)并開始循環(huán)加重，入口密度由1.09 g/cm3加重到1.20 g/cm3，出口返出泥漿密度降為1.04 g/cm3，最低1.01 g/cm3，鉆井液量以2 m3/小時地增量增加，為了保護(hù)油氣層加入一定量的細(xì)目碳酸鈣和GN-YBJ-1，鉆進(jìn)至井深800 m停止鉆進(jìn)，繼續(xù)循環(huán)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起鉆200 m關(guān)井觀察，排放油氣漿18方。

至8月20日19：00配加重漿（密度1.30 g/cm3，粘度52s，體積60方），到22：30時開始實施壓井，循環(huán)時發(fā)生井漏。21日配堵漏泥漿50方（密度1.25 g/cm3，粘度71 s）循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。經(jīng)請示甲方同意：繼續(xù)邊加重邊鉆進(jìn)至830 m并利用現(xiàn)場LWD測電阻率，下技術(shù)套管后中完。

8月21日17：00至8月23日0：50鉆進(jìn)，鉆至井深830.00 m，地層：騰一段，巖性：灰色泥巖。鉆進(jìn)過程中，持續(xù)見槽面大量片狀及條帶狀棕褐色原油、小米粒狀氣泡溢出。共溢出70方。

8月23日0：50至8月31日12：00下技術(shù)套管完，期間持續(xù)溢出油水混合液，溢出量為168 m3。

綜上所述：全井共溢出油水混合液共238.0 m3。

2.2 井漏處理經(jīng)過

8月21日2：00開始實施循環(huán)壓井，發(fā)生第一次井漏，漏失壓井液50 m3，漏速12.5 m3/h。后關(guān)井配堵漏鉆井液20 m3（密度1.24 g/cm3，粘度76 s），所用材料：土粉2T，單封500 kg，GN-YBJ-1 400 kg，磺化瀝青300 kg，重晶石10 t，純堿160 kg。2：30至3：00時實施堵漏，井眼返出泥漿很少，循環(huán)漏失嚴(yán)重，第二次漏失壓井液20方，漏速40.0 m3/h。至8：00關(guān)井時，共計漏失壓井液70 m3，循環(huán)罐中泥漿全部消耗完。接班后繼續(xù)配堵漏泥漿50 m3（密度1.25 g/cm3，粘度71S），所用材料：純堿240 kg，片堿100 kg，土粉5T，細(xì)目碳酸鈣1T，單封500 kg，GN-YBJ-1 500 kg，防塌劑500 kg，重晶石15T。17：00配完后泵入井中進(jìn)行循環(huán)堵漏，沒有發(fā)生漏失現(xiàn)象，堵漏成功。

8月31日19：00開始固井，至19：20固井替漿過程中漏失水泥漿4.0 m3。水泥漿相對密度為1.79 g/cm3。

綜上所述：全井共漏失鉆井液74.0 m3。

3 原因分析

（1）發(fā)生油氣水侵并出現(xiàn)溢流的主要原因是注水井沒有提前停注，造成地層壓力失衡（設(shè)計之外的蒙10-15，A209沒有停注，停注的井沒有缷壓，仍有3 Mpa壓力）。

（2）該地區(qū)注水井沒有缷壓渠道，一旦打開油氣層只能從本井溢出，因此多次壓井失敗。

（3）發(fā)生井漏的主要原因是該地區(qū)地層壓力系數(shù)不同，由于受注水井影響造成高低壓不均衡地層，單純用高比重泥漿壓井，造成低壓地層發(fā)生漏失，使壓井失敗。

4 結(jié)論與教訓(xùn)

（1）經(jīng)過開發(fā)的油田老區(qū)由于長期注水、注聚合物等使得地下情況比較復(fù)雜，在井位論證時，應(yīng)加強(qiáng)對鉆井難度及風(fēng)險的評估，并制定預(yù)案。

（2）進(jìn)行調(diào)整井動態(tài)壓力監(jiān)測研究，弄清楚地下壓力系統(tǒng)的真實情況，以便為鉆井工程設(shè)計提供真實可靠的資料。

（3）為避免油氣浸的發(fā)生，在老區(qū)塊進(jìn)行鉆井時，應(yīng)該盡可能的吧周圍的注水井提前停掉，包括相鄰層位的注水井。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳庭根，管志川.鉆井工程理論與技術(shù)[M].中國石油大學(xué)出版社，2006.

[2] 王磊，曹賢，司萬春，等.沙X37井井漏卡鉆事故及其處理[J].西部探礦工程，2006，18（4）.

[3] 李作賓.TasW-1井鉆井復(fù)雜情況處理技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù)，2010，38（2）.

[4] 楊振杰，劉志坤，張振活.鉆井液工藝學(xué)[M].石油工業(yè)出版社.endprint