高壓套損區鉆井井控風險預防與應用

商淮禹

（大慶鉆探工程公司鉆井二公司，黑龍江大慶 163413）

1 地層地質特點、難點分析及套損井情況概述

1.1 地層地質特點

D油田N一區塊位于S構造中部西翼。該區邊界及區塊內部有多條斷層，均為正斷層。依據S中開發區的地質分層數據、構造情況及實鉆資料，在N二段頂部構造海拔-360m（相當于N三底510m）范圍內發育淺氣層，易發生淺氣層井噴。

1.2 N區塊套損區鉆完井施工難點

（1）上部地層成巖性差，膠結疏松，易井漏，易井塌。

（2）N江組發育大段泥巖，硬夾層較多，易斜易泥包鉆具。

（3）N一區淺氣層發育，N2頂部深度510m以上都發育淺氣（383口），淺氣層防噴。一類井42口，二類井403口。該區塊薩零組含氣，易發生氣侵。

（4）該區塊淺層套損嚴重，上部地層易水侵；N一三排淺層套損區地層壓力高，易水侵，全區標準層套損嚴重，易縮徑，易水侵，易卡鉆。

（5）該區塊斷層發育，且葡一組破裂壓力低，易井漏；井漏后易造成油氣水侵，引發井控復雜事故。

（6）受斷層影響，斷層附近待鉆井地層傾角大，6°以上91口，最大13°，其中直井20口，易井斜，定向井易井眼軌跡漂移。

（7）注水井排附近待鉆井油層壓力高，易發生油氣水侵。

（8）井網密度大，老井定向井多，井間防碰壓力大。

（9）N二段泥巖充分發育，鉆進過程中地層造漿性強，極易導致鉆具泥包，誘發抽吸井控事故。

（10）歷年來N一區鉆井施工，復雜情況發生頻繁，施工嚴格執行技術措施，禁防低密度鉆進。

（11）多重原因造成井控風險劇增，鉆井時效受到嚴重制約，鉆井成本增加。

1.3 套損井及以往施工情況概述

1.3.1 套損井情況

截止2018年8月底，N一區累計鉆井數2369口，累計發現問題井1592口，其中套損井1635口，拔不動等井況問題井151口，累計套損率69.02%。套損類型：累計證實套損井1554口（已報廢更新345口），目前套損井1256口，套管錯斷井761口，占60.6%，其中已報廢待更新369口。套損層位：N二、SⅠ和SⅡ1部位居多，分別占61.6%、7.2%、4.6%，其中：非油層部位套損井主要發生在2007～2014年套損高峰期。標準層套損井656口，占非油層部位套損井72.3%；淺層套損井301口，占比為12.71%。設計井400m范圍內鄰井在以往鉆進過程中及完井后有15口井發生井涌、井噴等井口復雜事故。

1.3.2 以往施工情況概述

2003年南一區共鉆井556口，平均使用鉆井液密為1.55g/cm3，發生油氣水侵72口井，其中1口井井噴（周圍待鉆井30口），井漏10口（周圍待鉆井6口），管外冒6口，均勻分布在待鉆區塊內。2008年在該區塊鉆井96口，發生油氣水侵共15口、井漏10口、卡鉆2口。

2 高壓套損區井控技術研究及對策

為了及時有效控制高壓套損區井控風險，降低井控事故發生的概率，提高鉆完井施工時效，通過鉆井液密度精細設計、鉆關精準控制、井控保障措施及井控升級管理等方面的研究，降低了高壓套損區鉆完井施工井控風險，達到了高壓套損區鉆完井安全高效施工的目的。

2.1 鉆井液密度精細設計

精準的鉆井液密度設計是做好一次井控的關鍵，密度過低壓不穩地層；密度過高又容易壓漏地層，誘發井控事故。根據該區塊的地層地質特點，制定了以下密度設計原則，保證了鉆井液密度符合現場施工的要求。

（1）一、二次開鉆密度設計：設計井要求混漿開鉆，位于一級井控風險的井鉆井液密度控制在1.35～1.40g/cm3；位于二級井控風險的井鉆井液密度控制在1.30～1.35g/cm3；其余待鉆井的鉆井液密度控制在1.20～1.30g/cm3。在淺氣范圍內的井要求密度執行設計上限。

（2）N一三排套損區：該井區套損嚴重，N二段泥巖吸水彭脹，鉆井液密度控制在1.70～1.80g/cm3，加重井深為N二頂30m。套損區井鉆完井施工必須以“壓牢壓穩”為主，防止泥巖縮徑、出水，誘發井控復雜事故。

（3）油層鉆井液密度：預計全區鉆井液密度在1.50～1.65g/cm3，實鉆時可根據注入井鉆關降壓、油氣水顯示等情況進行適當調整。

2.2 鉆關精準控制

（1）注水井鉆關距離優化。區塊內實施300m鉆關距離，注水井排實施450m鉆關距離，通過縮短鉆關距離，減少鉆關對產量影響。但考慮到N一區套損區的特殊性，距設計井300～400m之間的非注水井排的注水井，也實施控注一半注水量的措施，防止鉆關區域與非鉆關區域間產生較大的壓力差，控制套損風險。

（2）不同層系注水井關井時間優化：根據鉆關、測壓曲線，P油層需要10d左右；S油層需要15d；二類油層井注聚后壓力下降也較慢,也需要15d；G油層因為油層性質較差，需要20d左右井口才能降到4MPa以下。

2.3 井控安全保障措施

（1）井控預防相關單位設立前線24h監管，負責監督井控設備安裝、試壓，開鉆驗收審批及淺氣層起下鉆中途循環情況。

（2）開鉆前，現場需按細則、區塊設計要求儲備加重材料。一級、二級風險井安裝21MPa單閘板防噴器，節流管匯及鉆井液回收管線。主放噴管線接出井口50m。預留副放噴通道，并備用鉆桿及基墩。放噴管線安裝未達到要求不予二開審批，禁止二開。各次開鉆鉆具組合內全部要求下入鉆具止回閥，由技術員依照井下內防噴工具使用記錄要求檢驗和跟蹤鉆具止回閥使用情況。

（3）井控設備必須由井控裝備中心按照設計進行試壓，并有井控室及建設單位進行二開驗收，驗收不合格，禁止二開。工程技術員對井控設備負全面責任。班組每班嚴格按照井控設備檢查維護保養記錄進行檢查，每班至少對防噴器各部位螺栓是否緊固檢查2次。各次開鉆過程中，鉆井液密度不低于下限，起鉆密度達到設計上限。二開前，四個鉆井班組熟練掌握四種工況下的防噴演習。防噴演習不合格，嚴禁二開。

（4）一級、二級井控風險井從一開開始坐崗，坐崗至完井固井候凝結束為止。起鉆前鉆井隊值班干部全程參與坐崗。非油、氣層每小時填寫一次坐崗記錄。進入油、氣層前50m開始，每30min記錄一次，起下鉆桿每3柱或1柱鉆鋌（最長不超過30min）記錄一次，異常情況加密測量。鉆進過程中出現復雜情況后，各次起鉆前需進行油氣上竄速度檢測，滿足最大作業時間方可起鉆。

（5）起鉆預防抽汲造成溢流等險情，油層及油頂以上300m和淺氣層內起鉆速度不大于0.5m/s，每起3柱鉆桿或1柱鉆鋌向井內灌注一次鉆井液，并核對灌入體積。起鉆過程遭遇縮徑、鉆具泥包、井眼不暢等復雜情況，不得強行起鉆，立即接方鉆桿循環處理，懸重、泵壓正常后，用方鉆桿以甩單根的形式進行起鉆，起鉆速度不大于0.2m/s，正常后方可恢復正常起鉆。

（6）每起鉆前活動備用旋塞閥、防噴器閘板及液動放噴閥，充分循環井內鉆井液，使其密度均勻，進出口密度差不超過0.02g/cm3。每次起鉆至500m、200m循環鉆井液一周，并測量返出鉆井液密度，直至與進液密度相符。

（7）檢修設備時應保持井內至少有200m鉆具，嚴禁在空井情況下檢修設備，嚴禁在不循環情況下長時間上提下方活動鉆具。檢修設備后必須循環鉆井液一周，正常后方可進行下一步作業。空井時防噴單根入井，并關閉旋塞閥，安排專人觀察井口，發現溢流立即關閉防噴器。防噴單根使用完后立即恢復待命狀態。固井后需要關閉防噴器候凝。關閉防噴器前必須自套管頭旁通用清水對防噴器進行充分清洗，確保防噴器內無水泥。

（8）發生井涌、井噴險情時，打開液動放噴閥，關閉閘板節流放噴，配制原鉆井液密度附加0.2g/cm3、體積為井眼容積2倍的壓井液循環壓井。發生井漏時需及時向井控駐井人員匯報并嚴格執行漏轉噴井控技術措施。

（9）鉆井施工期間，鉆井隊干部24h井場值班，檢查崗位井控職責履行和制度落實情況，發現井控問題隱患，督促立即整改。鉆井區塊范圍內有鹽堿地、耕地、村屯、高壓線和水泡等，施工鉆井隊做好HSE應急預案，預防井噴，避免環境污染。

2.4 投入式欠壓止回閥的應用

N區井控風險主要為淺層套損和淺氣層及氣頂氣井噴，而井噴主要發生在起鉆過程中，起鉆時若發生井噴，內控又是重中之重。

自主研發的投入式欠壓式止回閥采用分體式設計，閥芯總成在起鉆前投入，在起鉆無溢流時，欠壓止回閥不關閉鉆柱水眼內鉆井液自動流出。當有溢流時，閥芯總成受到上推力作用上行，閥體與閥座接觸并密封。井內壓力被封堵在閥芯總成下部，便于井口安全作業。壓井作業或循環時，由于投入式欠壓止回閥流動阻力小且過流面積大，對泵壓沒有明顯提升。

投入式欠壓式止回閥只在井內有壓力的情況下工作，閥芯總成不受泥漿長時間沖蝕，使用壽命長，折算成單井成本僅有300元，且拆卸方便，結構簡單，基本不增加鉆井勞動量。現場已使用40口井，就位接頭平均使用391h，表現完好。

3 現場應用

2020年在N一高壓套損區塊施工450口井，通過密度精細設計、鉆關精準控制、井控安全保障措施和投入式欠壓止回閥的應用，現場鉆完井過程中未發生井控失穩復雜情況，實現了高壓套損區安全高效鉆井施工。

4 結論

（1）高壓套損區鉆井井控風險預防技術方案實現了降低區塊內鉆完井過程中的井控風險的目的，為安全高效鉆井提供了技術保障。

（2）鉆井液精細密度設計與鉆關精準控制技術，實現了鉆井液密度的精準設計，保障了地層壓穩壓實，保證了一次井控安全。

（3）詳細的井控安全保障措施，為井控安全及應急處置提供了完善的技術方案。

（4）投入式欠壓止回閥的應用為起鉆過程中井控安全提供工具保障。