徐深8-平1井

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1、大庆徐深8-平1井 天然气地面泄漏压井封堵,2010,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,1 基本数据,1.1 基本情况 徐深8-平1井位于黑龙江省大庆市肇州县兴城镇王麻子屯西南0.5公里处。井场位于农田内，地势较平缓，井口距离村屯大约230m。 构造位置位于松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷带兴城鼻状构造上。 开发主要目的层为白垩系下白垩统营城组一段火山岩储层。徐深8井区气井气水纵向上呈上气下水的分布特征。压力系数1.041.15，储层压力39.1MPa。 徐家围子地区深层天然气储层类型比较丰富，在深层不同层位存在致密砂岩、砂砾岩、火山岩、花岗岩及变质岩风化壳

2、等五大类储层。目前已在徐深气田获工业气流井多口 。,徐深8-平1井,徐深8-平1井,1.1 基本情况 施工单位：大庆钻探工程公司钻井一公司70150队 地理位置：黑龙江省大庆市肇州县兴城镇王麻子屯西南0.5km 构造位置：松辽盆地东南断陷区徐家围子断陷兴城鼻状构造 井别 ：开发井，井型：水平井 开钻日期：2008年06月02日 完钻日期：2009年02月19日 完井日期：2009年04月10日 设计井深：4742.62米，实际井深：4748.00米 实际垂直井深：3701.78米 钻井目的：开发营城组一段组1号层火山岩气层。 完钻层位：营城组，完井方法：尾管封隔器完井液填充,1.2 地质分层,

3、1.3 井身结构 444.5mm302.32m 339.7mm301.68m 311.2mm3665.00m 244.5mm3663.04m 215.9mm4748.00m 139.7mm3101.104658.00m 2009年6月压裂试气，地层压力39.1MPa，日产天然气87104m3。 井内为试油管柱：88.9mm油管+水力锚（1.08m）+插入密封短节（2.10m），下部为139.7mm尾管+封隔器挂封于上层244.5mm技术套管内，并在215.9mm井眼水平井段下入5只裸眼封隔器。,1.4 井身结构示意图,1.5 井身质量,全井井斜变化表,a、全井最大井斜角：90.52 / 462

4、5.00 m ，方位角：179 b、造斜点井深：3057m，完钻井深4748m(垂深3701.78m)。 C、水平位移1309.78 m，水平段长度938m。,1.6 邻井实测静压数据,1.7 套管强度,1.8 完井管柱,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,徐深8-平1井 完井作业 井口装置,2008年10月3日使用215.9mm钻头，密度为1.141.17g/cm3钻井液第三次开钻。水平段钻进过程中，在4256m、4353m、和4393m三处漏失严重，累计漏失钻井液1115m3，其中4353m处漏失量达到471m3。 三开完钻后, 139.7mm尾管下深4

5、658m，悬挂器座挂位置为3105.89m，完井液密度1.151.18g/cm3。采用裸眼封隔器完井，未固井。完井工具采用贝克公司分级分段压裂完井工具。,2.1 三开钻井情况,2 发生经过,2009年6月2日7月18日，进行压裂增产作业。6月17日、24日和26日分别在46584553.75m、4182.084058.47m、4058.473946.27m、3946.273799.9m分四段压裂，在钻井漏失量最大的水平井段采用封隔器分隔，不作为压裂目的段。在各层施工过程中，油管压力在22.455.1MPa之间。 压裂后用17.46mm油嘴试气，日产气87104m3。井内有88.9mm油管323

6、根及压裂工具，井口油压28.14MPa，套压3.88MPa，井口为KQS105/78型采气树。井筒内压井液密度1.10g/cm3。,2.2 压裂测试作业,试气结束后需起出压裂管柱，换生产管柱。在压井过程中发现漏失量较大，无法进行压井作业，决定进行不压井带压换管柱。 9月18日22日，油管内下入桥塞、拆采气树、安装防喷器及带压起下管柱防喷装置并试压。下桥塞前油压28.5MPa，套压4.6MPa。防喷器额定工作压力70MPa，带压起下管柱装置额定工作压力35MPa。 9月23日起压裂管柱。25日在起到第115根油管时，其接箍有结冰现象，起到195根时，有遇卡现象。14：30左右，在起到第196根油

7、管时，作业队发现距离该井800m处的一口水源井（徐4井附近的废弃水源井）有水溢出，立即停止施工进行观察。在出水点不出水时，继续施工再起出2根油管后，又发现该处有溢流现象，遂停止起钻作业，进行周边情况检查。,2.3 险情发生,调查发现12km范围内地面有冒气点，老百姓家的水井也冒气。逸出天然气中不含H2S，CO2含量占22%。主要冒气处有3个，距离井口1000m左右。 初步分析认为技术套管发生泄露，井内天然气窜至上部水层，通过水层窜到地面。初步分析技术套管泄漏点在4001200m井段。,发现地面窜漏后，停止起油管。9月26日27日，反注清水及压裂液共370m3压井，未成功。随即将起出油管，然后进

8、行带压抢下油管、测井找漏等作业。 在下至第115根油管时有遇阻，井深约1115m。后继续下至139.7mm尾管悬挂器（3101.10m）之上相距2m时，试图插入密封短节，不能顺利插入。后正循环开泵不通，发现油管柱底部堵塞。为了建立压井循环通道，在88.9mm油管3050m处进行射孔，射孔段长4m，井段30463050m，10孔/m，6mm/孔，其当量水眼直径为38mm。油管内桥塞灰面深度3078.02m，成功沟通油套环形空间。,经现场勘察和综合井下情况分析，发生管外窜气的主要原因是：由于徐深8-平1井地层压力较高，产气量大，试油管柱压裂试气后，起出试油管柱准备下入生产管柱，当拔出插入密封头后，

9、下部产层天然气即进入上部井筒，在起油管施工作业中，高压高产气流作用下，因套管破损，造成深层天然气窜入上部浅水层，致使浅水层压力上升，周围部分村民多处生活水井出现溢流现象，天然气随之窜出地表，最终在井场周边分别出现多处点火燃烧的情况，其中一处由于地表水窜出导致地面三台抽油机下陷沉没于水中。,2.4 原因分析,1 基本数据 2 发生经过和原因分析 3 压井封堵施工 4 结论与认识,3.1 第二、三次压井 9月28日采用密度1.10g/cm3及1.40g/cm3的压井液790m3压井，没有成功。 10月1日进行第三次堵漏压井。反注堵漏钻井液200m3后，正注堵漏浆和高密度钻井液1250m3。由于管外

10、地层窜漏严重、产量高、压力大，压井仍未成功。,3 压井封井施工,3.2 第四次压井（堵漏浆+高密度钻井液） 3.2.1 目的与思路 该方案的主体思路：采用注入大量的堵漏浆+高密度钻井 液，通过大排量向油管环间注入大量的堵漏泥浆，向油管内注 入大量的高密度钻井液，正反同时注入，通过堵漏泥浆降低窜 漏点的漏失速度，增加漏失通道的流动阻力，通过大量的高密 度钻井液迅速建立井筒有效液柱，以减缓流体（气体）上窜速 度，在保证施工安全的条件下，以期达到快速堵漏和建立有效 液柱压稳地层的目的。,3.2.2 施工准备 地面泥浆及堵漏泥浆准备：密度为1.50g/cm3钻井液500 m3，密度为1.70 g/cm

11、3的钻井液500 m3，密度为1.10g/cm3复合堵漏泥浆200 m3。 施工方式：按正反泵注方式，施工排量不小于3 m3/min；井口施工压力控制：油管内不高于60MPa，油套环间不高于25MPa 。 按施工要求摆放好施工压裂车，连接和固定好地面高压管汇，并按规定进行管汇试压合格。,3.2.3 施工过程 10月1日向油管内分别正注1.50 g/cm3和1.70 g/cm3的钻井液各500 m3，排量2.83.2m3/min，施工油压48.052.0MPa；同时反注1.10 g/cm3堵漏泥浆200m3和1.10 g/cm3的钻井液70m3，排量3.04.0m3/min，施工套压126.1M

12、Pa。 周边窜漏点及环空泄压出口返出情况：在向井内正反注入堵漏浆及重浆压井过程中，井场周围三处燃火点火势未见明显减小趋势，也无明显波动迹象，火势最大的主窜漏点水蒸汽大小有变化；停止向环空反注后套压维持在9.59.6MPa，后开环空节流阀泄压观察出口，先见纯气喷势较猛点火燃，渐见混气泥浆返出，后见大量混气水返出，能间断点火，至后期更见大量水返出。,3.2.4 施工效果分析 244.5mm套管破损点位置分析应为下油管柱时遇阻点，即井深1115m左右，但不排除存在多处破损的情况。 可能同时存在多个漏失通道，即地表窜漏和井眼漏失。超过1000m3的钻井液+堵漏浆压井，只有少部分通过环空和地表窜漏点返至

13、地面，大量钻井液可能进入了低压易漏失的地层中。,3.2.4 施工效果分析 从施工过程中的油套压观察，油压在相同排量条件下（与之前的压井对比）明显增加了1012MPa，但套压仅下降至最低6.1MPa再无变化，且各窜漏点火势无明显变化。说明环空确实建立了一定液柱，但可能是非连续的液柱，未能压稳阻断气流，即仍存在连续的气相。 大量的堵漏泥浆通过环空反注未能起到堵塞或减小漏失通道的作用。大量高密度的钻井液进入井内后被高压高产能气流迅即雾化，井筒内难以建立足够的有效液柱抑制流体上窜，使压井施工未能取得预期效果。,3.3 第五次压井（凝胶+水泥） 3.3.1 目的与思路 该方案的主体思路：采用前置凝胶（1

14、.5%凝胶）封堵液，利 用其高粘度的特性防止雾化快速阻隔气流上窜，降低漏失速度， 增加漏失通道的流动阻力，建立井筒足够的有效液柱，以减缓流 体（气体）上窜速度。在保证施工安全、漏失通道畅通的前提 下，控制水泥浆稠化时间，快速稠化，达到快速封堵的目的。,3.3.2 施工准备 连接好水泥车、压裂车，接好向水泥车、压裂车供泥浆供 水、供胶液的管线。60m3罐（每个罐带两个涡轮搅拌器）4个，配置 两台砂泵。 准备120t油井水泥及相应配浆水。15 m3过渡罐（带涡轮搅拌 器）。采用低配高注水泥浆方式。水泥试验：1.982.00g/cm3， 100Bc稠化时间6070分钟。 配制泥浆和智能凝胶:配制密度

15、分别为1.80 g/cm3、1.50 g/cm3泥浆各300 m3，；配制浓度为1.5%的智能凝胶240m3。按正注方 式泵注智能凝胶，施工排量不小于3 m3/min、泵注水泥浆排量不小于 3 m3/min，准备好相应压裂车或配浆车。,3.3.3 施工工序,计算顶替液，将正注水泥浆推至油管井深3300m；将反注水泥浆推至环空井深3100m。正反注施工整个过程中，始终控制套压不大于25MPa。 水泥浆密度按7040MPa、64min/100Bc稠化时间对应的密度1.95g/cm3配制。 正注密度1.80g/cm3的重浆后压井见明显效果则立即进行正注快干水泥浆施工。 正注封堵成功，则不再进行反注施

16、工作业，若正注未见明显效果即转入反注施工程序。 反注是否注凝胶或重浆，由现场指挥组根据正注效果决定。,3.3.4 施工要点,成立各施工小组，明确分工，落实各岗位人员责任。 施工前检查地面各高压管汇、设备、仪器等，确保高压管汇连接可靠，设备、仪器等工作正常。 正反注水泥施工作业中，各施工工序必须衔接紧凑，各泵上水良好，施工排量达到设计要求，压力控制在要求范围内。 正注施工替浆过程中，采用排量1m3/min向环空连续泵注泥浆，直至超过水泥浆稠化时间30min。 施工中安排专人观察记录各压力表、各窜漏点、点火区等变化情况，并做好记录。 认真做好施工中可能出现的异常情况及应急措施。,3.3.5 施工注意事项, 注凝胶 10月2日23：5610月3日0：59，先向油管内正注清水14m3，排量2.0m3/min；接着正注入凝胶液170m3、平均排量2.36m3/min；又注清水5m3。