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1、 2.重复测试，出现险情3.压井排险4.飞三段系统测试1.基本情况汇报主要内容5.认识及建议 四 川 盆 地1. 基本情况通南巴河坝1井河坝1井位于通南巴构造带的一口重点区域探井，完钻井深6130m，完钻层位 为志留系中统韩家店组。地 层底界井 深 (m)厚度 (m)组段代号 上沙溪庙组J2s19641964 下沙溪庙组J2x2436472 千佛岩组J2q2768332 自流井组J1z3184416 须家河组T3x3550366 雷口坡组雷四段T2l4357020 雷三段T2l3385484 雷二段T2l24003149 雷一段T2l1406663 嘉陵江组嘉五段T1j5410438 嘉四段T
2、1j4417975 嘉三段T1j34355176 嘉二段T1j24524169 嘉一段T1j14792268地 层底界井 深 (m)厚度 (m)组段代号 飞仙关组飞四段T1f4486977 飞三段T1f35015146 飞二段T1f25214199 飞一段T1f15625411 大隆/长兴P2c567045龙潭/吴家 坪P2l(P2w)571646茅口组P1m5902186 栖霞组P1q6006104 梁山组P1l60082 黄龙组C2h604234 韩家店组S2h6130881.1 钻遇地层1. 基本情况录 井 显 示层位嘉二飞三 视深（m）4486.14496.54969.94984 岩性
3、描述灰质白云岩鲕粒灰岩解释结果气层气层测 井 解 释自然伽玛GR（API）1830-54声波AC（s/ft） 49.4 54.2 孔隙度（%）5.55.3 渗透率K（10-3m2）8.339.051解释结果气层气层综合解释气层气层1.2 主要油气显示1. 基本情况备注：飞三段钻井期间漏失泥浆1084m31.3 井身结构钻头钻头 程序 (mmm)套管程序 (mmm) 660.4148.30508.0147.92444.52187.0339.72183.55 311.14340.0244.53141.01250.8(3141.014335.92) 215.95007.09215.9(4462.69
4、4533.22)193.7(4035.125002.82) 177.83827.47 165.16130139.7(3827.474849.16)127.0(4849.166130.00)1. 基本情况1. 基本情况完井测试飞三段地层压力111.11MPa，天然气无阻流量31.3104m3/d，无 硫化氢；嘉二段地层压力95.09MPa，测试无阻流量6.25104m3/d，含H2S最高11.15g/m3 (16726.4ppm)。1.4完井测试情况转换法兰:105MPa95/87套 管 头:140MPa（DD级, 江苏信德）133/8 95/8 套 管 头:105MPa1.5完钻井口装置采 气
5、 树: KQ78/65-105（EE级, 江苏信德）1. 基本情况1.6油层套管性能参数 井 段 (m)尺寸 (mm)钢级钢级壁厚 (mm)内径 (mm)抗内压压 （MPa）抗外挤挤 (MPa) 03827.47m177.8VM110JHCSS12.65152.594.4108.9 3827.47m4849.16139.7P-11010.54118.690.7100.2 4849.166130.0127TP11012.14102.72102.5131.1井段（m）固井质质量井段（m）固井质质量井段（m）固井质质量236.01970.0差1970.02622.0良2622.03556.0中等-好
6、 3556.04486.0合格4486.04500.0中等-好4500.06130.0合格注：95/87、133/8 95/8环环空有窜窜气现现象，但互不连连通。产地：德国曼特斯曼，抗H2S应力腐蚀。产地：国产，所处井温93以上。1.7 油层套管固井质量 1. 基本情况2.重复测试，出现险情3.压井排险4.飞三段系统测试1.基本情况汇报主要内容5.认识及建议 2. 重复测试，出现险情2.1 嘉二段重复测试西南分公司接井后，按总部要求，为了获得更加详实的资料，为开发提供依据，决定对嘉陵江组二段和飞三段重复测试。2006年3月1724日对嘉二段进行了重复测试，测试无阻流量和硫化氢含量与完井测试基本
7、一致。测试后挤超细水泥及凝胶封堵，对封堵段正、负试压16MPa。 2.2 飞三段重复测试根据原飞三段完井测试结果，按无阻流量50104m3/d制定测试方案:采用原井内89mmC90和73mmJ55组合油管、原国产105MPa采气树和一套EE级三级节流流程进行替喷测试。 2. 重复测试，出现险情（1）三级节流管汇分别为1057035MPa，七条放喷管线 ，两条测试管线；一套70MPa环空监测管汇流程。（2）配备两台锅炉，一台热交换器作为加热保温设施。重复测试地面 流程图105MPa管汇70MPa管汇35MPa管汇2. 重复测试，出现险情（1）反循环替浆8月4日采用反循环清水替浆，施工泵压16.2
8、60.3 MPa，排量0.20.9m3/min，注入清水54.15m3，仅返出泥浆12.6m3(密度2.402.45g/cm3)，地层漏失泥浆41.55 m3，决定进行正循环替浆。 （2）正循环替浆8月5日采用正循环清水顶替泥浆，替喷施工过程中最高泵压52MPa，累计注入清水51.3 m3，顶出泥浆24m3。2. 重复测试，出现险情8月5日开井放喷时喷势强烈，高速流体携带大量固相颗粒，一级管汇两个固定节流阀和二级管汇两个固定节流阀迅速同时被刺坏，造成5条放喷管线无法使用，地面流程已经不能满足继续放喷的要求，被迫关井抢装固定节流阀。 2. 重复测试，出现险情（3）放喷排液，连续出现险情8月5日1
9、8:00 关井1h内井口油压迅速上升，从31MPa94.2MPa，逼近105MPa采气树额定工作压力；套压由33.564MPa，逼近套管安全抗内压强度75 MPa。 2. 重复测试，出现险情油压曲线套压曲线（3）放喷排液，连续出现险情关井期间，生产闸阀出现泄漏,紧急关闭4#总闸，但是4#总闸注脂孔出现泄漏（94MPa），被迫关闭1#总闸。8月6日2:35 开井泄压， 4#总闸注脂孔再次出现泄漏， 同时2#闸阀注脂孔也发生泄漏。现场分析：如继续测试，一是随环空液体排出，套压可能超过75MPa，二是频繁开关井，采油树闸阀泄漏可能加剧，造成更大的风险，于是关闭1#、 4#总闸。现场启动三级应急预案。
10、生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏1#总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏2. 重复测试，出现险情（3）放喷排液，连续出现险情8月6日7:30 现场施工小组制定降压方案：先泄套压至45MPa，再开油压，视压力大小决定是否油套同时泄压，保持套压在35MPa，将油压降至40MPa，然后正注清水循环降压。8:37 套压64MPa时，泄套压，喷出泥浆和清水7m3左右，套压又上涨到78MPa。果断采取加大泄压措施，10:58 使套压降至32MPa，险情暂时得到控制，现场估算日产量达150104 m3 ，检测H2S最高18mg/m3（27ppm）。生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏1#总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏2.
11、 重复测试，出现险情（3）放喷排液，连续出现险情10:58 同时开油压（50MPa）， 4#总闸盘根刺漏， 1#总闸注脂孔出现泄漏，套压2#闸阀盘根泄漏，边处理泄漏处，同时加大泄压。11:39 将油压泄至34MPa，采油树无刺漏。说明：此时采油树承压能力最大为34MPa。生产闸阀出现泄漏4#总闸出现刺漏1#总闸出现泄漏2#闸阀出现泄漏2. 重复测试，出现险情（3）放喷排液，连续出现险情（4）清水循环降压11:397日13:15 用2000型压裂泵车正注清水循环降压，排量0.4 m3/min，泵注总液量628.2m3，井内情况趋于稳定。用注脂枪对采油树闸阀泄漏处注脂。通过清水循环降压，减轻了泥浆
12、对地面流程的冲蚀，降低了井口压力；有效的保护了井口和地面流程，为后期成功压井奠定了基础。 2. 重复测试，出现险情2.重复测试，出现险情3.压井排险4.飞三段系统测试1.基本情况汇报主要内容5.认识及建议 （1）成立压井领导小组局、分公司获知这一险情后，徐向荣经理立即召开紧急会议，迅速启动了级应急预案，成立了以徐进副局长为总指挥的现场排险领导小组，立即奔赴现场。（2）启动企地联动生产运行处协调通江县政府疏散井场周围500m内居民千余人，森林防火动用500人，同时进行警戒管制。 （3）通过南方公司协调2支井队停钻配制泥浆。（4）调动10台泥浆运输罐车从宣汉奔赴现场。3.1 启动级应急预案3. 压
13、井抢险1）飞三段储层压力高，产量大，且密度窗口窄；2）嘉二段气层和飞三段处在同一井筒内，且漏失压力比飞三段低；3）闸阀注脂孔泄漏，压井过程中立压不能超过30MPa，套压不能超过75MPa；4）采用测试流程控压和放喷，难以满足井口灵活控压要求；5）采油树闸阀工况越来越差，对压井时间的要求很迫切。3.2制定压井方案3. 压井抢险 压井施工难点1）采用正循环压井，压井泥浆密度2.45g/cm3；2）采用工程师法压井和置换法压井相结合的方法；3）用泥浆压井前，连续向井内正循环注清水；4）施工时控制油压小于25MPa，套压小于70MPa；5）准备压井泥浆300 m3，堵漏泥浆50 m3；6）先用二级管汇
14、节流阀和油嘴配合控制井口压力，必要时采用一级管汇节流阀；7）用2000型压裂泵车4台。3. 压井抢险 压井基本方案u 建立油管内液柱，缓慢控制增高套压8月7日13:4513:50 正注CMC隔离液2m3，排量0.4m3/min，立压26 MPa，套压29MPa。13:5114:05 排量1.0m3/min，通过控压，套压由29.0MPa升至52.0MPa，注入泥浆15m3。u 控制套压，建立环空液柱14:0514:37 排量1.0m3/min，控制套压52.048.0MPa，累计注入泥浆48m3，放喷口见钛铁矿粉喷出。3. 压井抢险 压井施工过程正循环压井施工阶段u节流阀快速被刺，环空液柱建立
15、不理想14:3715:04 套压由48.0MPa降至37.0MPa（节流阀刺），累计注入泥浆70m3。15:0515:16 套压由37.0MPa降至28.0MPa（节流阀继续刺）。15:1615:28 换用一级管汇节流阀控制套压，套压由28.0MPa升至45.0MPa，放喷口见泥浆返出。累计注入泥浆量85 m3，考虑到井筒环空已有一定液柱，且一级管汇节流阀已出现被刺坏的现象，决定关井，转入置换压井。3. 压井抢险 压井施工过程正循环压井施工阶段u置换放气，继续建立环空液柱，降低井口套压15:2815:47 关井，套压由45.0MPa迅速上升至65.0 MPa，稳定在63.5MPa。15:471
16、5:55 套压由63.5 MPa降至56.5MPa，同时小排量从油管内注泥浆4 m3见泥浆返出时，停泵关井。15:5519:30 每隔30min放气泄套压一次，同时从油管内正注泥浆，放喷口见泥浆返出，停泵关井，分7次注入泥浆18.5m3,套压逐渐降至32.0MPa，产气45000 m3。从注入量和压力分析，井内有漏失，估算漏失当量密度2.55g/cm3。3. 压井抢险 压井施工过程间断正注泥浆，环空置换放气压井阶段u堵漏提高地层承压能力，继续排出环空天然气20:008日2:30 分7次注入堵漏泥浆16.5 m3，套压在10MPa30MPa之间波动较大，产气 12000 m3。4:009:30 分3次将堵漏泥浆挤入地层，注浆压力逐渐升高。产气5000 m3。10:0020:00 每隔 2h 间断泄套压
