超前注水區(qū)塊水平段安全快速鉆井技術(shù)

1、超前注水區(qū)塊水平段安全快速鉆井技術(shù)第一頁，共24頁。 近年來，油田產(chǎn)建圍繞老油區(qū)布井，鉆井井控風險和井下復雜也逐年增加，每年有幾十口井發(fā)生井控溢流險情，高密度壓井又容易造成井漏，導致鉆井隊花費大量的時間、材料來處理溢流、井漏等復雜情況，降低了水平井的鉆井時效，部分井由于壓井困難被迫填井。針對上述問題，研制了低壓旋轉(zhuǎn)防噴器和地面節(jié)流控制系統(tǒng)，該旋轉(zhuǎn)防噴器高度低、操作方便、成本低等優(yōu)勢，適合長慶區(qū)域的推廣普及；地面節(jié)流裝置也是根據(jù)現(xiàn)場實際進行了改進，具有操作簡單、方便等特點。前 言第二頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀二、井口控壓技術(shù)及裝備三、井口控壓技術(shù)在注水區(qū)塊的現(xiàn)場試驗四、井口控壓鉆

2、井技術(shù)服務匯報提綱第三頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀1、注水區(qū)塊鉆井，極易發(fā)生溢流第四頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀2、注水區(qū)塊鉆井溢流頻發(fā)、井控風險高注水區(qū)塊鉆井溢流井控風險高先漏后溢，溢流發(fā)現(xiàn)不及時井身結(jié)構(gòu)簡單，高密度壓井導致上漏下溢，壓井困難人工加重效率低，時效性差加重鉆井液懸浮穩(wěn)定性差，易沉淀，密度下降快高密度壓井易造成漏、粘、卡、鉆進困難等井下復雜井控險情處置過程中伴生氣含量高、浸入速度快，壓井難度大；第五頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀3、注水區(qū)塊水平井鉆井技術(shù)難點 注水井密集，異常壓力分布復雜 注水區(qū)塊地下注水井網(wǎng)密布，同一水平層位之間連通性好、

3、壓力傳遞遠，有的井距在500800m以上仍然導致正鉆井溢流出水。有的井垂直方向不同層位之間互相連通滲透，導致正鉆井在未進入注水層位之前就發(fā)生油氣侵入，進而發(fā)生溢流。左圖為華慶油田白465井區(qū)長63油層構(gòu)造圖。圖中藍色帶斜杠實心圓代表注水井，綠色長線代表水平井靶點軌跡。從圖中可以看出施工水平井的區(qū)塊已經(jīng)形成完善的注水井網(wǎng)。第六頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀3、注水區(qū)塊水平井鉆井技術(shù)難點 水平井場周邊注水井壓力高，壓井頻繁，壓井液密度大 2012年在華慶油田長6油藏部署水平井65口，井場周邊配套注水井多且大都實施超前注水，注水量大、壓力高。有的注水井注水量已達到3-5萬方，井口注水壓力

4、最高達18MPa；有的井場臨近注水井達到4-5口，停注泄壓不及時統(tǒng)一，井控程度較高，個別井最高壓井密度1.70g/cm3仍然不能完全控制住地層出水，后期鉆井施工異常困難。 2013年長慶鉆井第二項目部在華慶油田共完成水平井59口，發(fā)生井控險情16口，占施工水平井口數(shù)的27.1%，壓井液平均密度1.46 g/cm3，最低密度1.22 g/cm3，最高密度1.70 g/cm3。第七頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀3、注水區(qū)塊水平井壓井技術(shù)難點 “漏侵同存”井普遍存在，壓井難度增大 目前油井水平井普遍采用二開井身結(jié)構(gòu)，長裸眼井段上部洛河、表層套管腳等位置易承壓能力低，不能承受1.2g/cm

5、3以上的密度，在壓井過程中易出現(xiàn)下噴上漏的井下復雜，鉆井液密度難以確定，壓井困難，處理難度很大。安平137井緊身結(jié)構(gòu)第八頁，共24頁。一、超前注水區(qū)塊鉆井技術(shù)現(xiàn)狀3、注水區(qū)塊水平井壓井技術(shù)難點 高氣油比 西峰、華池等區(qū)塊氣油比高，達到100m3/t左右，在鉆進和處理溢流過程中，伴生氣隨循環(huán)溢出井口，易引發(fā)井控失控事故。 水平段鉆進困難，易發(fā)生阻卡 在高密度壓井條件下水平段鉆井困難，大量壓井材料由于地層承壓能力低井漏使得固相堆積在井眼中，造成在水平段鉆井過程中鉆時慢、易阻卡等井下復雜。第九頁，共24頁。二、控壓鉆井技術(shù)及裝備1、井口控壓鉆井技術(shù) 井口控壓鉆井技術(shù)主要通過控制井口壓力和調(diào)整鉆井液密

6、度相結(jié)合的方式，有效控制地層流體侵入井眼，減少井涌井漏卡鉆等多種鉆井復雜情況，非常適宜孔隙壓力和破裂壓力窗口較窄的地層作業(yè) 。第十頁，共24頁。二、控壓鉆井技術(shù)及裝備2、控壓鉆井的技術(shù)優(yōu)點 兩道防線控制井口，更安全 安裝井口控壓裝置降低注水區(qū)塊溢流井控風險至少要提供兩道防線控制井口，第一道防線旋轉(zhuǎn)控制頭承受一定壓力，控制地層流體的侵入，當井口壓力超過設(shè)定的控制壓力或井口控壓裝置時，由第二道防線防噴器組合控制井口。防噴器組合的配備按井控管理規(guī)定執(zhí)行。第一道防線井口控壓裝置(旋轉(zhuǎn)防噴器）第二道防線防噴器組合（2FZ、FZ）第十一頁，共24頁。二、控壓鉆井技術(shù)及裝備2、控壓鉆井的技術(shù)優(yōu)點 與常規(guī)鉆井

7、二次井控相比，反應更迅速、更安全 常規(guī)鉆井二次井控是指在鉆井中，發(fā)現(xiàn)溢流，要及時關(guān)井，通過調(diào)整鉆井液密度的方法，重新建立壓力平衡。 控壓鉆井技術(shù)在密閉系統(tǒng)下工作，使用了井口控壓裝置、鉆柱內(nèi)防噴工具，形成了密閉承壓系統(tǒng)，鉆進時井口能夠承受一定的壓力，能將地面回壓施加于井眼，無需加重鉆井液密度即可快速控制突然出現(xiàn)的異常高壓和溢流，不需要中斷鉆進。相比常規(guī)二次井控措施，節(jié)約了大量的循環(huán)加重等非生產(chǎn)損耗時間，提高了水平段的鉆井時效。第十二頁，共24頁。二、控壓鉆井技術(shù)及裝備3、控壓鉆井設(shè)備 井口控壓裝置旋轉(zhuǎn)防噴器防噴器控制系統(tǒng) 該裝置控壓鉆井過程中的標準裝置,能夠?qū)崿F(xiàn)環(huán)空的動密封,使地層流體大量涌入的

8、過程中保證安全、連續(xù)鉆進 。第十三頁，共24頁。二、控壓鉆井技術(shù)及裝備3、控壓鉆井設(shè)備 液動節(jié)流閥 節(jié)流閥在壓力控制過程中起到至關(guān)重要的作用,通過調(diào)整節(jié)流閥的開啟程度,可以控制井底和環(huán)空壓力的補償,實現(xiàn)合理的井底循環(huán)壓力,保證地面壓力和流速不超過額定值。第十四頁，共24頁。三、控壓鉆井現(xiàn)場試驗1、現(xiàn)場試驗情況簡介 1、在安塞坪橋區(qū)塊進行了十多口現(xiàn)場試驗。其中3口井在水平段鉆進過程中發(fā)生溢流出水，采取不壓井鉆井作業(yè)，通過井口控制回壓，快速完成水平段作業(yè)（1000米內(nèi)水平段一趟鉆完成），完鉆后進行壓井作業(yè)，提高了鉆井效率。 2、在安平83井區(qū)完成了5口井的現(xiàn)場試驗。其中安平137井在鉆開儲層約30

9、米后發(fā)生井漏，循環(huán)堵漏過程中發(fā)生溢流，發(fā)生溢流后通過井口回壓控制（0.4-1.8MPa），鉆井液密度控制在1.20-1.21g/cm3，實現(xiàn)了安全快速鉆進，完鉆壓井鉆井液密度為1.28g/cm3,壓井成功后起鉆。第十五頁，共24頁。三、控壓鉆井現(xiàn)場試驗2、安83井區(qū)試驗效果對比川慶鉆探安83井區(qū)2013年溢流情況統(tǒng)計第十六頁，共24頁。三、控壓鉆井現(xiàn)場試驗3、試驗效果分析 （1）安平137井水平段溢流后，不進行壓井作業(yè)，通過調(diào)整井口回壓節(jié)流循環(huán)的方式，增加液柱壓力，排除氣侵鉆井液，恢復井內(nèi)壓力平衡，實現(xiàn)水平段安全鉆井。 （2）與目前常規(guī)鉆井壓井鉆井液密度（1.401.70g/cm3）相比鉆井液

10、密度未進行調(diào)整，減少了壓井處理環(huán)節(jié)和高密度鉆進導致的井漏、鉆進困難、井壁垮塌等井下風險，提高了水平段的鉆井時效。 （3）由本鉆井隊承鉆的同區(qū)塊安平78井，與安平137井直線距離約3km，水平段施工過程中，共發(fā)生油侵溢流68次，有2次泥漿噴出鉆臺面，壓井泥漿密度為1.29g/cm3，最后因溢流井控風險高，后期滑動定向困難，提前完鉆。 第十七頁，共24頁。三、控壓鉆井現(xiàn)場試驗4、井口控壓在注水區(qū)塊應用的技術(shù)及效益優(yōu)勢 （1）研制的低壓旋轉(zhuǎn)防噴器和地面控制系統(tǒng)適合于長慶油田異常高壓注水區(qū)塊水平井的安全鉆井，通過井口控壓，確保在鉆井作業(yè)中井口處于可控狀態(tài)，一旦發(fā)生溢流，利用井口節(jié)流控制迅速平衡井筒壓力

11、，實現(xiàn)安全施工。 （2）發(fā)生溢流利用井口控壓技術(shù)，可有效降低注水區(qū)塊水平段鉆井液密度、減少因高密度壓井造成的井漏、鉆進困難等復雜情況，與常規(guī)二次井控處理措施相比，節(jié)約了大量的循環(huán)加重等處理時效，降低了井控及井下復雜等風險，縮短了鉆井周期，提高了鉆井效率，節(jié)約了鉆井液成本。 （3）不進行注水井停注卸壓作業(yè)，符合油田公司的注采技術(shù)要求，該項技術(shù)也能夠滿足長慶油田降低井控風險及低成本開發(fā)的技術(shù)需求。第十八頁，共24頁。四、控壓鉆井技術(shù)服務1、控壓鉆進推薦應用區(qū)塊2、鉆機配置要求 采油六廠的安平83井區(qū)、超二的華慶油田、超一的合水區(qū)塊注水開發(fā)時間長，局部地層壓力系統(tǒng)復雜，井漏、溢流問題比較嚴重，需要在窄密度窗口下的鉆進技術(shù)。而控壓鉆井技術(shù)最大特點就是通過調(diào)節(jié)井口回壓,精確控制井底壓力，提高窄密度窗口鉆進的安全性。建議在上述區(qū)塊推廣控壓鉆井技術(shù)。鉆機要求至少為40型鉆機，轉(zhuǎn)盤面高度大于3.7米第十九頁，共24頁。四、控壓鉆井技術(shù)服務2、控壓鉆井技術(shù)服務能力旋轉(zhuǎn)防噴器4套控制系統(tǒng)4套7”液動節(jié)流閥3只可同時滿足4口井的井口控壓鉆井技術(shù)服務第二十頁，共24頁。四、控壓鉆井技術(shù)服務3、技術(shù)服務費用（按日費）注：費用按姬塬油田安83井區(qū)，水平段1000米水平井估算：預計二開直井段+斜井段6