桩606井井涌复杂情况分析与对策

胜利石油管理局渤海钻井总公司施工的桩606井是一口探井,由于地层压力预测与实际地层压力偏差较大,钻遇沙河街组的异常高压层,设计泥浆密度不能平衡地层压力,造成油气侵。在压井过程及后期完井施工过程中又同时出现多次井漏、溢流等复杂情况。介绍分析桩606井出现的复杂情况后处理的施工技术方案,并针对性的提出了处理对策。     

九龙山某井气体钻井技术及事故处理实践

九龙山地区上部地层存在井漏、垮塌的可能,中部地层研磨性强、可钻性极差,下部地层存在多产层多压力系统并可能会钻遇异常高压。为了应对异常情况、缩短钻井周期、节约处理成本,龙某井设计从350～2000 m使用气体钻井。空气钻井钻至1170.28 m后地层出气,甲烷浓度超过6%,后改用氮气钻进,钻至1868 m时出现井壁垮塌和钻具阻卡,随后停止气体钻进。记录了钻进过程中返出主要气体的浓度变化情况和异常情况处理措施,实践表明,气体钻井在防止井漏、钻遇地层出气(不含H2S)、异常压力等复杂情况具有常规钻井无法比拟的优势。     

水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响分析及工艺对策

高压油气井由于存在高压地层,在整个钻井工程中都引起了高度重视。有些高压油气井可能还存在低压易漏层。在固井候凝过程中,水泥浆会产生失重,进而降低了井筒内的液柱压力,如果液柱压力低于失重井段的地层压力,地层流体将会向环空侵入,造成窜槽,甚至会引发井控事故;如果液柱压力高于地层(破裂)压力将引起地层漏失,进而污染油气层,造成水泥浆低返。因此,处理好固井过程中井筒内动态压力和地层压力的关系以及制定相关的应急措施是高压油气井固井成败的关键。分析了水泥浆失重对高压油气井固井质量的影响因素,提出了高压油气井油气水侵的预防措施和固井中相关风险的应急措施和机制。     

电子表格(EXCEL)中计算地层当量压力

为了解决目前井队对Dc指数计算的基本数据输入、数据计算、排版输出及曲线分析这系列问题，制订出一套Dc指数计算与分析方法并在EXCEL表格中计算实施成功。沙93井在施工过程中遇到一系列异常状况，在计算分析过程中应用此方法算出井下分别存在两个异常压力层一个高压层和一个低压层，对此井队适当调整下步施工方案，确保生产安全的同时提高了生产效率。     

钻井完井测井曲线异常类型与影响因素分析

萨尔图油田部分三次加密调整井在完井电测过程中出现了微电极和自然电位曲线异常现象,主要表现为:(1)渗透性地层微电极幅度小甚至没有;(2)渗透性地层微电极幅度过高、自然电位正异常;(3)非渗透性地层(如泥岩和油页岩)出现自然电位曲线负异常;(4)泥岩基线偏移。通过对钻井区块主要包括泥饼厚度、泥浆电阻率、地层水矿化度、注入介质、地层压力进行分析,利用流体测井原理,确定油层注聚、高压层、泥浆电阻率低、泥饼厚度大、地层水矿化度的变化是测井曲线异常的主要原因。油层注聚后聚合物在油层孔隙中滞留,滞留程度和不同时期注入聚合物浓度和分子量有关,同时测井响应特征发生变化,主要表现为微电极幅度升高和自然电位曲线幅度减小、平直。高压层和渗透性好、压力低的注聚油层都可以导致渗透层处自然电位正异常,微电极幅度高。     

HF油田WS-1井卡钻事故及处理过程案例分享

HF油田地质结构复杂,上下含有2个异常高压层,Lower Fars层地层孔隙压力系数为2.20,破裂压力系数为2.30;Yamama与Sulaiy层地层孔隙压力系数为1.90,破裂压力系数为2.20。Mishif层岩性为生物碎屑灰岩(含油)、生物礁质灰岩、白垩质灰岩。地层压力系数1.16~1.18,破裂压力系数1.65。该层位易发生漏失,如果措施不当,会导致井漏,演变为井涌、井喷,最终导致卡钻具等连锁恶性事故。     

塔里木山前构造克深某区块盐膏层井漏技术处理

库车山前地区井多为异常高压系统,裂缝、微裂缝发育,钻井液安全密度窗口窄,极易发生井漏,井漏主要集中在盐膏层盐间及盐底薄弱层,压井过程中多次出现高压盐水溢流与井漏,属于溢漏同存,难以在窄密度窗口找到合适的平衡点。针对盐膏层间薄弱层漏失形成一套高密度控压钻井配合堵漏与排水降压等工艺相结合的技术。在超高压钻井技术领域取得重大突破,为实现安全钻井积累了宝贵的经验。     

长垣区块调整井高密度防窜水泥浆研究与应用

大庆油田长垣部分区块调整井,受断层遮挡、注采关系等因素的影响,存在异常高压区域;高压层压力系数在2.0以上,钻进中易发生油、气、水侵等事故;固井过程中,若不能压稳地层,则会出现油、气、水窜现象,或者在水泥浆候凝期间出现此类情况,严重影响了固井质量。为此,进行高密度防窜水泥浆体系研究。通过室内综合实验研究,优选合适的加重材料及水泥浆外加剂,研制了密度为2.10～2.40g/cm~3的低温高密度防窜水泥浆体系,该体系具有抗压强度高、防窜性能好、渗透率低等特点,能够保证固井质量和施工安全,现场应用效果较好。     

S油田浅层异常高压特点分析

DQ长垣储层是一套典型的非均质砂岩储层,注水开发及套管损坏会造成地层压力的重新分配,套损层位异常压力除受注采井平面分布和注采时间的影响外,还受砂体的分布范围、延伸方向、物性差异等诸多因素控制,套损层位压力在横向上存在较大的差异,这种复杂的分布给油田钻井和油田开发带来很大影响。S油田调整井各钻井区块受套损、注采不平衡、岩性及断层遮挡等构造因素的影响,浅层存在异常高压。     

青西小井眼侧钻井尾管悬挂固井技术

为解决青西小井眼侧钻井压力异常、油层底水、油水同层,采用双凝低密水泥浆体系和尾管悬挂固井工艺,降低环空液柱压力,有效地封固油气层,有效地保护了油气层。     

早强剂水泥浆体系的改进与推广应用

固井工程是钻井完井工程中最后一道工序,其质量好坏直接关系到油气井寿命长短及产能高低,保证并提高固井质量对于油田勘探开发具有非常重要和深远的意义。而随着油田勘探开发进入中、后期,部分油区由于长期且数量巨大的注水及采液,改变了地层的原始压力,区块异常高压和多压力层系大面积出现,如孤东、孤岛、油区,固井后水泥环胶结强度衰减引发地层高压流体外窜问题十分突出,严重影响了固井质量。从改善水泥浆体系入手,进行了大量室内模拟试验,调配出了科学合理的复合型早强剂水泥浆体系,经室内试验和现场应用证明,该研究取得了预期的目标,提高了此类井的固井质量,为今后油田的勘探开发提供了可靠的技术保障。     

鸭西区块高压盐水层钻进技术探讨

酒泉盆地酒西坳陷青西凹陷鸭西鼻状构造施工过程中普遍存在钻遇高压盐水层问题。2014年随着勘探重点逐渐转移至鸭西区块,钻遇高压盐水层后存在一系列问题困扰着钻井施工,轻者使钻井成本居高不下,重则导致井壁失稳,严重的可导致钻井工程的的失败。由该地区钻遇高压盐水层的井况入手,着重分析了高压盐水层钻进中存在的诸多问题。强调做地层承压试验的方法及重要性,其目的是了解地层的压力分布规律。另外涉及到对高压盐水层的诊断、处理、钻井注意事项。     

米桑油田高压盐膏层固井问题分析和优化

对米桑油田部分井出现的高压盐膏层井段固井质量差且影响下步作业的情况进行了分析,优化了前置液设计、水泥浆设计、入井套(尾)管现场检查、下套管前井眼要求、固井前井筒要求、套管居中、固井注替、固井质量检验等,并成功应用于47井高压盐膏层井段固井,为后续开发井类似井段的固井质量提升提供了借鉴。     

准南复杂构造地层漏失规律研究

准南复杂构造地质和钻井情况非常复杂,地层破碎、倾角陡,钻达高压层后,在同一压力系统情况下,压力系数随深度增加而减少,导致安全密度窗口变窄,不同压力系统同处一层裸眼引起井漏,井下复杂在所难免,严重地制约了钻井效率,为了实现安全快速钻井,井漏是必须逾越的难关。弄清井漏机理是防治井漏的关键所在,对于复杂构造风险深井、超深探井漏的机理目前停留在定性半定量描述阶段,需要进一步深化机理的研究。为此,以非牛顿流体力学理论为基础,并结合钻井工程的实际情况,建立了地层井漏的数学模型,分析了钻井参数、钻井液性能、地层特性等对井漏的影响,用以揭示复杂构造地层的漏失特点及规律,从而为现场防漏堵漏提供理论依据。     

注聚井区压力与影响区域预测

S油田是一个储层非均质性的陆相油田,20世纪90年代以来,开始大面积进行聚合物驱油调整,经过近20年的聚驱开发,聚驱层段的物理性质发生了较大的变化。近两年来聚驱井区调整井钻井实践表明,储层物理性质的变化对钻井时钻关降压造成了较大影响。随着油田聚驱开发不断深入,高分子聚合物在储层中吸附作用导致渗透率降低,聚合物段塞的形成使段塞两侧成为类似断层遮挡憋压的高压区。近年来针对这个问题开展了相应的研究工作,认识到储层物性的不断变化是影响新钻井地层压力的主要因素。     

顺南区块目的层安全钻井技术

顺南区块以奥陶系为主要目的层,岩性为海相碳酸盐岩,溶蚀孔、缝、洞发育,区块高含硫化氢,地层温度高、压力高、气层安全密度窗口窄、易发生井涌和井漏,溢流监测难度大。为解决问题,该区块采用了高温气层固井施工工艺、高压气井溢流监测、精细控压钻井技术等新工艺及新技术。应用情况表明系列新技术可以解决该区块目的层施工中存在的问题,对今后该区块勘探开发有较好的指导意义。     

渤海油田复杂压力动态调控技术研究

渤海湾蓬莱油田多年注水开发，储层压力系统复杂，层间矛盾突出，小层间压力差更是达到3~4 MPa。复杂压力体系将导致调整井钻完井复杂情况频发，蓬莱油田多口调整井出现了高压层溢流、低压层漏失等井控情况，严重影响着钻完井作业效率和费用。合理的注采井关调方案是保证调整井安全高效作业的重要手段。基于此背景，利用注水井和采油井生产动态数据，建立了注水指数和产液指数的概念，并基于卡尔曼滤波算法创新性地建立了判断注采关系的新方法，同时结合实际注水井关井压降规律，建立了基于注采关系估计和关井压降规律的注采井关调制度。该研究成果在PL19-3-V41井应用，钻进过程安全顺利，单井少停注水7 000 m³。提出的复杂压力动态调控技术能够为周边注水井关调方案提供科学依据，经济效益显著。     

地层异常压力成因及对油气勘探开发的影响

异常压力油气藏分布普遍,其成因多样.对异常压力的成因进行了综合分类得出:欠压实、构造作用、盐体底辟拱升、断层作用等对形成异常高压的影响较为剧烈,另外水热增温膨胀、烃类裂解、气体运移、粘土矿物转化脱水等也是其形成的重要因素;而对于异常低压的形成,油气开采、构造抬升、成岩作用与流体相变及运动为主要因素.其存在引起井漏、井喷、影响油气采收率等.     

大庆地区多压力层系长封井固井配套技术研究

多压力层系的存在给提高固井质量带来了越来越多的难题,如果固井质量得不到保证,各开采层位之间就不能得到有效的封隔,造成固井失败。一旦在固井施工中发生井漏或候凝过程中发生油气层窜槽,对于油气产层的损害往往是非常严重的,甚至是致命的。为了解决多压力层系下的固井技术难题,我们在大庆油田及其外围针对不同区块、不同压力条件下,对多压力层系固井的问题开展了一系列研究工作,并取得一定的进展。针对多压力层系影响长封井固井质量的因素,进行了理论分析,并进行了现场试验,探索形成一套适用于大庆油田多压力层系长封井固井的配套技术,制订了提高多压力层系固井质量的技术措施,以确保多压力层系长封井固井质量和勘探效果,为大庆深井完井提供保证。现场施工取得较好的效果,固井成功率100%,固井质量合格率100%,提高了多压力层系长封固井质量,达到了预期指标。     

防窜抗盐高密度水泥浆体系的应用

针对塔里木油田玉东1区块高压盐水层固井井漏、井口带压等固井难点,分析研究盐膏层固井特点和高压盐水层难点,设计使用双级连续固井工艺,配套水泥浆体系采用BCG-200L防窜抗盐高密度水泥浆体系,优选BCS-110L冲洗型重晶石加重隔离液体系,通过配套固井工艺设计,提高了固井质量,解决了固井井漏和环空带压难题。详细介绍防窜抗盐高密度水泥浆体系和隔离液体系室内研究评价,配合现场连续双级固井工艺措施,达到较理想的应用效果,为今后在该区块配合连续双级固井工艺解决高压盐水层固井难题起到借鉴意义。