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不成正常對應關系的反常現象。

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（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

發現溢流后，調整泥漿密度，建立平衡，是鉆井現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測試只需通過環空施加壓力，使球閥旋轉至開井位置，實現開井。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，在對球閥部分保養時，未發現有砂粒存在，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，環空液柱壓力為36.379 MPa，井口壓力與環空液柱壓力之和，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

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，并未發生中途關井現象。在整個測試期間，井口壓力一直保持穩定。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閥旁通，釋放關井壓力后，再下放管柱關閉旁通，立刻環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之間差異的原因，是溢流始終處于受控狀態下，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。

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]《試油監督》編寫組.試油監督（上冊）[M].北京：石油工業出版社，2004.