高压套损区钻井井控风险预防与应用

商淮禹

（大庆钻探工程公司钻井二公司，黑龙江大庆 163413）

1 地层地质特点、难点分析及套损井情况概述

1.1 地层地质特点

D油田N一区块位于S构造中部西翼。该区边界及区块内部有多条断层，均为正断层。依据S中开发区的地质分层数据、构造情况及实钻资料，在N二段顶部构造海拔-360m（相当于N三底510m）范围内发育浅气层，易发生浅气层井喷。

1.2 N区块套损区钻完井施工难点

（1）上部地层成岩性差，胶结疏松，易井漏，易井塌。

（2）N江组发育大段泥岩，硬夹层较多，易斜易泥包钻具。

（3）N一区浅气层发育，N2顶部深度510m以上都发育浅气（383口），浅气层防喷。一类井42口，二类井403口。该区块萨零组含气，易发生气侵。

（4）该区块浅层套损严重，上部地层易水侵；N一三排浅层套损区地层压力高，易水侵，全区标准层套损严重，易缩径，易水侵，易卡钻。

（5）该区块断层发育，且葡一组破裂压力低，易井漏；井漏后易造成油气水侵，引发井控复杂事故。

（6）受断层影响，断层附近待钻井地层倾角大，6°以上91口，最大13°，其中直井20口，易井斜，定向井易井眼轨迹漂移。

（7）注水井排附近待钻井油层压力高，易发生油气水侵。

（8）井网密度大，老井定向井多，井间防碰压力大。

（9）N二段泥岩充分发育，钻进过程中地层造浆性强，极易导致钻具泥包，诱发抽吸井控事故。

（10）历年来N一区钻井施工，复杂情况发生频繁，施工严格执行技术措施，禁防低密度钻进。

（11）多重原因造成井控风险剧增，钻井时效受到严重制约，钻井成本增加。

1.3 套损井及以往施工情况概述

1.3.1 套损井情况

截止2018年8月底，N一区累计钻井数2369口，累计发现问题井1592口，其中套损井1635口，拔不动等井况问题井151口，累计套损率69.02%。套损类型：累计证实套损井1554口（已报废更新345口），目前套损井1256口，套管错断井761口，占60.6%，其中已报废待更新369口。套损层位：N二、SⅠ和SⅡ1部位居多，分别占61.6%、7.2%、4.6%，其中：非油层部位套损井主要发生在2007～2014年套损高峰期。标准层套损井656口，占非油层部位套损井72.3%；浅层套损井301口，占比为12.71%。设计井400m范围内邻井在以往钻进过程中及完井后有15口井发生井涌、井喷等井口复杂事故。

1.3.2 以往施工情况概述

2003年南一区共钻井556口，平均使用钻井液密为1.55g/cm3，发生油气水侵72口井，其中1口井井喷（周围待钻井30口），井漏10口（周围待钻井6口），管外冒6口，均匀分布在待钻区块内。2008年在该区块钻井96口，发生油气水侵共15口、井漏10口、卡钻2口。

2 高压套损区井控技术研究及对策

为了及时有效控制高压套损区井控风险，降低井控事故发生的概率，提高钻完井施工时效，通过钻井液密度精细设计、钻关精准控制、井控保障措施及井控升级管理等方面的研究，降低了高压套损区钻完井施工井控风险，达到了高压套损区钻完井安全高效施工的目的。

2.1 钻井液密度精细设计

精准的钻井液密度设计是做好一次井控的关键，密度过低压不稳地层；密度过高又容易压漏地层，诱发井控事故。根据该区块的地层地质特点，制定了以下密度设计原则，保证了钻井液密度符合现场施工的要求。

（1）一、二次开钻密度设计：设计井要求混浆开钻，位于一级井控风险的井钻井液密度控制在1.35～1.40g/cm3；位于二级井控风险的井钻井液密度控制在1.30～1.35g/cm3；其余待钻井的钻井液密度控制在1.20～1.30g/cm3。在浅气范围内的井要求密度执行设计上限。

（2）N一三排套损区：该井区套损严重，N二段泥岩吸水彭胀，钻井液密度控制在1.70～1.80g/cm3，加重井深为N二顶30m。套损区井钻完井施工必须以“压牢压稳”为主，防止泥岩缩径、出水，诱发井控复杂事故。

（3）油层钻井液密度：预计全区钻井液密度在1.50～1.65g/cm3，实钻时可根据注入井钻关降压、油气水显示等情况进行适当调整。

2.2 钻关精准控制

（1）注水井钻关距离优化。区块内实施300m钻关距离，注水井排实施450m钻关距离，通过缩短钻关距离，减少钻关对产量影响。但考虑到N一区套损区的特殊性，距设计井300～400m之间的非注水井排的注水井，也实施控注一半注水量的措施，防止钻关区域与非钻关区域间产生较大的压力差，控制套损风险。

（2）不同层系注水井关井时间优化：根据钻关、测压曲线，P油层需要10d左右；S油层需要15d；二类油层井注聚后压力下降也较慢,也需要15d；G油层因为油层性质较差，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）井控预防相关单位设立前线24h监管，负责监督井控设备安装、试压，开钻验收审批及浅气层起下钻中途循环情况。

（2）开钻前，现场需按细则、区块设计要求储备加重材料。一级、二级风险井安装21MPa单闸板防喷器，节流管汇及钻井液回收管线。主放喷管线接出井口50m。预留副放喷通道，并备用钻杆及基墩。放喷管线安装未达到要求不予二开审批，禁止二开。各次开钻钻具组合内全部要求下入钻具止回阀，由技术员依照井下内防喷工具使用记录要求检验和跟踪钻具止回阀使用情况。

（3）井控设备必须由井控装备中心按照设计进行试压，并有井控室及建设单位进行二开验收，验收不合格，禁止二开。工程技术员对井控设备负全面责任。班组每班严格按照井控设备检查维护保养记录进行检查，每班至少对防喷器各部位螺栓是否紧固检查2次。各次开钻过程中，钻井液密度不低于下限，起钻密度达到设计上限。二开前，四个钻井班组熟练掌握四种工况下的防喷演习。防喷演习不合格，严禁二开。

（4）一级、二级井控风险井从一开开始坐岗，坐岗至完井固井候凝结束为止。起钻前钻井队值班干部全程参与坐岗。非油、气层每小时填写一次坐岗记录。进入油、气层前50m开始，每30min记录一次，起下钻杆每3柱或1柱钻铤（最长不超过30min）记录一次，异常情况加密测量。钻进过程中出现复杂情况后，各次起钻前需进行油气上窜速度检测，满足最大作业时间方可起钻。

（5）起钻预防抽汲造成溢流等险情，油层及油顶以上300m和浅气层内起钻速度不大于0.5m/s，每起3柱钻杆或1柱钻铤向井内灌注一次钻井液，并核对灌入体积。起钻过程遭遇缩径、钻具泥包、井眼不畅等复杂情况，不得强行起钻，立即接方钻杆循环处理，悬重、泵压正常后，用方钻杆以甩单根的形式进行起钻，起钻速度不大于0.2m/s，正常后方可恢复正常起钻。

（6）每起钻前活动备用旋塞阀、防喷器闸板及液动放喷阀，充分循环井内钻井液，使其密度均匀，进出口密度差不超过0.02g/cm3。每次起钻至500m、200m循环钻井液一周，并测量返出钻井液密度，直至与进液密度相符。

（7）检修设备时应保持井内至少有200m钻具，严禁在空井情况下检修设备，严禁在不循环情况下长时间上提下方活动钻具。检修设备后必须循环钻井液一周，正常后方可进行下一步作业。空井时防喷单根入井，并关闭旋塞阀，安排专人观察井口，发现溢流立即关闭防喷器。防喷单根使用完后立即恢复待命状态。固井后需要关闭防喷器候凝。关闭防喷器前必须自套管头旁通用清水对防喷器进行充分清洗，确保防喷器内无水泥。

（8）发生井涌、井喷险情时，打开液动放喷阀，关闭闸板节流放喷，配制原钻井液密度附加0.2g/cm3、体积为井眼容积2倍的压井液循环压井。发生井漏时需及时向井控驻井人员汇报并严格执行漏转喷井控技术措施。

（9）钻井施工期间，钻井队干部24h井场值班，检查岗位井控职责履行和制度落实情况，发现井控问题隐患，督促立即整改。钻井区块范围内有盐碱地、耕地、村屯、高压线和水泡等，施工钻井队做好HSE应急预案，预防井喷，避免环境污染。

2.4 投入式欠压止回阀的应用

N区井控风险主要为浅层套损和浅气层及气顶气井喷，而井喷主要发生在起钻过程中，起钻时若发生井喷，内控又是重中之重。

自主研发的投入式欠压式止回阀采用分体式设计，阀芯总成在起钻前投入，在起钻无溢流时，欠压止回阀不关闭钻柱水眼内钻井液自动流出。当有溢流时，阀芯总成受到上推力作用上行，阀体与阀座接触并密封。井内压力被封堵在阀芯总成下部，便于井口安全作业。压井作业或循环时，由于投入式欠压止回阀流动阻力小且过流面积大，对泵压没有明显提升。

投入式欠压式止回阀只在井内有压力的情况下工作，阀芯总成不受泥浆长时间冲蚀，使用寿命长，折算成单井成本仅有300元，且拆卸方便，结构简单，基本不增加钻井劳动量。现场已使用40口井，就位接头平均使用391h，表现完好。

3 现场应用

2020年在N一高压套损区块施工450口井，通过密度精细设计、钻关精准控制、井控安全保障措施和投入式欠压止回阀的应用，现场钻完井过程中未发生井控失稳复杂情况，实现了高压套损区安全高效钻井施工。

4 结论

（1）高压套损区钻井井控风险预防技术方案实现了降低区块内钻完井过程中的井控风险的目的，为安全高效钻井提供了技术保障。

（2）钻井液精细密度设计与钻关精准控制技术，实现了钻井液密度的精准设计，保障了地层压稳压实，保证了一次井控安全。

（3）详细的井控安全保障措施，为井控安全及应急处置提供了完善的技术方案。

（4）投入式欠压止回阀的应用为起钻过程中井控安全提供工具保障。