大庆油田调整井提速增效钻完井技术

摘  要：大庆油田老区调整井经多年注水开发及井网加密调整，地下地层压力复杂，不泄压钻井风险高，老区钻井要求邻近水井泄压，水井泄压影响产量和生产进度，增加水处理、测调试等费用。为提高老区地下剩余油的开发效益，拟采取在注水井只停注或少量放水泄压的条件下实施钻井开发。与常规钻井施工相比，钻井风险提升，钻井难度加大。通过地层压力分析计算，采取区块整体停注、打摸底井，利用过平衡钻井、地层承压防漏堵漏、速凝防窜水泥浆等技术，在水井泄压值提高2-4MPa情况下，实施安全钻井，使老区地下剩余油实现经济高效开发。

关键词：水井泄压;调整井;地层压力;防漏堵漏;地层承压

大庆油田老区主要开发目的层为葡萄花、扶余油层，设计井深1200-1300m。近些年老区钻井复杂情况多发，影响钻井质量和产能建设任务完成。

1 大庆油田老区钻井难点及存在的问题

1.1水井泄压影响产量和效益

老区储层经多年开发，地下能量不足，通过注水来补充地层能量，提高采收率。为保障在老区钻井安全，通常要求水井井口压力泄压到2MPa以下，储层压力下降，邻近的采油井产量受到影响。根据以往钻井情况统计，水井泄压值越低，对产量影响越大，水井泄压将对老区产量影响较大。

1.2 水井泄压影响生产进度和投产时间

受采油厂联合站处理能力的限制，大庆采油厂每天污水处理的富余能力728m3。以2016年钻100口井为例，按此能力只能满足3部钻机的正常运行，预计当年产油0.98万吨，若水井只停注或少量放水泄压钻井，可同时安排10部钻机3个月全部完钻，可以提前1.5个月，可多产油0.46万吨，保证钻井生产任务完成，提前建产能。

1.3 增加了工作量及环保工作压力

停注泄压需要倒运水、水处理、水回注，还会产生一些不正常井，增加测调试工作量等。污水处理不当，易造成环境污染。若只停注或少量放水泄压，可节约污水倒运、处理、回注以及测调试等大量相关作业费用。

1.4 钻井风险高，钻井质量难保证

大庆油田调整区由于多年注水开发，且存在报废井、套损井等，地层压力复杂，规律性变差。为节约成本，采用二开井身结构，二开裸眼段存在三个油气层，上部为浅层黑帝庙油气层，中部为葡萄花油层，下部为扶杨油层，油气层分布不同区域有所差异。为提高开发效益，要求在邻近注水井只停注或少量放水泄压情况下钻井，受注水井压力升高影响，地层压力也升高，进一步增加了钻井风险。若地层压力控制不好，地层流体进入井筒，易引发井涌、井塌、井喷等复杂情况，还会造成固井时水窜，影响固井质量及钻井质量。

2 大庆油田调整井钻完井配套技术

针对钻井难点及问题，从井控设计、地层压力分析、钻井液防漏堵漏等方面采取措施，制定对策，通过现场试验完善，最终形成了大庆油田调整井钻完井配套技术，保证了钻井质量及产能建设任务的顺利实施。

2.1计算地层压力的方法

2.1.1根据注水井井口压力折算井底地层压力

注水井井口压力值加上注入水的液柱压力，可折算出注水井井底处的地层压力。这种方法比较直观，但待钻点离注水井有一段距离，受裂缝走向及储层特性等影响，待钻点处实际地层压力值与折算的压力值有所差异。折算的地层压力值能够反映地下地层压力值的大小，可做为地层压力值参考，折算法得出结果可通过实钻结果、油水井受效情况修正。此法可用于计算纵向上地层压力值，结合上节平面压力分布算法形成三维地层压力模型。

2.1.2实测法及实钻法计算井底地层压力

实测法主要有三种方法。根据周边油水井监测及实测的地层压力值，预测待钻井眼处的压力值;利用随钻地层压力测量仪器现场测出地层压力值;利用现场钻井流体测井数据和钻井液密度值等结合实钻情况来推算地层压力值。实钻法直接反映地下地层压力的实际情况，可通过打摸底井（试验井）得出。压力预测通常不用这种方法，一般用来修正、完善前期地层压力计算结果和计算方法。

2.2 大庆油田调整井钻井井控及优化钻井技术

2.2.1 井控设计优化

钻井井控选用21MPa双闸板防喷器，节流管汇、钻具内防喷工具等按相应等级进行配套。双闸板防喷器能够在井内有钻具和空井情况下及时控制住井口，在必要时还可以把全封闸板换成半封。井场储备重晶石，同时集中储备加重钻井液。

加强现场监督管理，抓好技术同时也要抓好管理。成立了项目组及现场钻井管理领导小组，制定了管理制度及职责。每口井有钻井监督住井并及时向钻井管理领导小组汇报工作，小组成员每天巡井，遇复杂问题直接进驻现场及时决策和处理。做好事故预防和钻完井过程各环节工作的协调，保证钻井生产顺利进行，提高工作效率。钻井队加强钻井液液面坐岗和钻井队干部24小时井场值班管理，严格执行钻井井控九項管理制度。

2.2.2钻井技术优化

对于上部浅层油、气、水较发育的区块，如萨中区块，钻井时上部黑帝庙层出水并有少量气，钻至该层段时多发生溢流等复杂情况，前期井眼轨迹造斜点选在300-400m之间，给定向施工和复杂情况处理带来不便。为此，对井眼轨迹进行了优化，避开上部黑帝庙层，定向井造斜点选在450米以下。利用直井段快速钻过复杂层，复杂情况在直井段便于控制，有效缓解了上部复杂层段对钻井带来的影响。

2.3大庆油田调整井防漏堵漏技术优化

利用钻井液非渗透助剂、随钻堵漏剂等提高井眼的承压能力。在现场施工中选用非渗透井壁稳定剂、硅膜承压剂等来提高地层承压能力[2]。钻井液非渗透助剂能封堵岩石表面较大范围的孔喉，在井壁岩石表面形成致密非渗透封堵膜，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，在井壁的外围形成保护层。同时配备复合堵漏剂，当堵漏失严重时，能够及时堵漏。

2.4固井完井工艺技术优化

2.4.1 优化水泥浆体系及结构

采用双凝双密度水泥浆结构，上部采用常规低密度水泥浆体系，油顶以上100m至井底选用NCD-2早强防窜水泥浆体系[3]，该水泥浆体系具有高早强、短过渡、防水窜、流动性好等特点，与上部常规低密度水泥浆配合使用，使环空水泥浆自下而上凝结，既解决因环空压力高压漏地层又避免下部水泥浆失重引起地层流体进入环空形成窜槽。

2.4.2 提高固井質量技术措施

（1）压稳高压层、封堵低压层

进入葡萄花油层（659～696m）、目的层扶余油层（1300～1400m）易发生漏失，因此，钻至漏失层及油层前50m加入随钻堵漏材料，提高地层承压能力。

（2）优选前置液，提高顶替效率

为了最大限度的驱替泥浆，提高顶替效率，调整井钻井采用NCH-1常规密度前置液、NCH-2高密度前置液

（3）固井候凝时在井口加1-2MPa回压，使水泥浆保持一定的压力，减少地层水侵入水泥浆，影响固井质量。

（4）固井前做好井眼准备工作，清理井内岩屑及沉砂，钻井液至少循环两周，并做好通井工作，按设计要求加足扶正器。

3 技术成果应用情况

技术成果在2014年和2015年广泛应用，解决了大庆油田水井泄压对产量影响大、增加水处理等费用、影响生产进度、地层压力复杂难控制等问题。使得大庆油田地下压力复杂调整区剩余油实现经济、安全、有效动用，井网进一步完善，为油田带来良好的经济效益和社会效益。老区在注水井井口压力≤6MPa的条件下，实施安全可控钻井，水井泄压值比要求提高2-4MPa。在老区成功完成174口井，钻井成功率99.4%，固井质量合格率96.0%，优质率85.6%。老区应用技术成果减少产量损失、节约注水费、水处理费、作业费等创效近600万元。

参考文献

[1] 朱炳兰，程远方，谢贤东.调整井地层压力预测方法研究与应用[J].复杂油气藏，2011，4（2）：68-70.

[2] 何瑞兵，范白涛，刘宝生，等.歧口18-2油田调整井钻完井液及油气层保护技术[J].石油钻采工艺， 2012，34（09）增刊：38-40.

[3] 杨海.杏树岗油田调整井的完井[J]. 油气田地面工程， 2013，32（02）：24-25.

作者简介

刘云龙，男，1983年8月出生，2008年获得东北石油大学石油工程学士学位，现在大庆油田钻探工程公司从事定额造价工作。

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