对预探井第Ⅱ层组异常高压和开井失败的再认识

俞昶聿

（青海油田采油一厂仪修大队，青海 茫崖 816400）

沟七井是柴达木盆地茫崖凹陷亚区红沟子构造沟深1号断鼻高部位上的一口预探井，于2006年3月对该井开展试油工作，测试采用APR测射联作工艺及三开两关工作制度，在第Ⅱ层组的测试过程中，二开及三开均未成功，并存在泥浆密度与地层压力系数不成正常对应关系的反常现象。

沟七井第Ⅱ层组测试过程中，存在两个问题。一是钻井使用的泥浆密度（1.23～1.36）与测试显示的地层压力系数（2.188 3）的差异；二是N 阀延时功能的部分丧失和地层负压差过大；哪一个是导致开井失败的最直接原因，本文对此作了深入的探析。

1 钻井泥浆密度与地层压力系数无正常对应关系

1.1 地层异常高压的存在

该井使用的钻井液密度在1.23～1.36 g/cm3之间，测试显示在井深3 789.00 m处，压力系数为2.188 3。测试悬殊的结果，首先看是否为压力计存在问题。

（1）压力曲线反映的最高压力值，处于压力计的量程以内。

（2）在对3只压力计的压力曲线对比后，结果完全一致。

（3）压力计的打压试验进一步证实，压力计工作正常。

以上3个方面说明：压力计工作正常，结果真实可信，异常高压是客观存在的。

1.2 层间窜流解释地面溢流的不充分性

依据地层测试提供的Ⅰ、Ⅱ层组压力数据和使用的泥浆密度计算结果表明，钻至Ⅰ层组时，存在层间窜流是完全可能的。

这种窜流是否在整个钻井三开期间都存在，根据钻井情况，在第Ⅱ层组时，槽面上涨1.8 m3，井口是有溢流存在的，单纯用井下窜流解释泥浆密度与地层压力系数的差异性，不能取得满意的答案。

1.3 高压低渗地层是形成“有溢流无井喷”的地质基础

高压低渗地层经常出现有溢流而无井喷的情况，在试油过程中屡见不鲜，正是由于高压低渗地层产液量低，压力释放缓慢造成的。

1.4 欠平衡钻井技术和可靠的井控技术为溢流的合理存在提供了可能

发现溢流后，调整泥浆密度，建立平衡，是钻井现场应对措施的第一选择。欠平衡钻井技术，是在泥浆液柱压力小于地层压力的情况下钻进的。对于提高机械钻速、降低泥浆成本、最大限度保护油气藏，具有十分重要的意义。

虽然在钻井过程中识别出了异常高压，高压低渗地层也形成了地面溢流，但是较低密度泥浆作用下的溢流量，仍处于可控范围内，符合欠平衡钻井对溢流的要求，是造成泥浆比重与地层压力系数之间的这种非正常对应关系的主要原因。

2 LPR-N阀开井失败原因探讨

2.1 施工情况简介

按设计要求进行了一开井（射孔）、一关井后，又进行了二开、二关、三开、三关、四开操作。各次开关井，均按设计要求进行了打、放压操作（开井压力13～15.5 MPa、打压均在45 s以内）。现场一开泡泡头显示弱，二开、三开井、四开井泡泡头均无显示。

从回放的压力数据分析：下钻、座封、一开（射孔）、一关正常，二、三、四开井均未打开LPR－N阀，井下工具实际只进行了一开、一关井动作，测试实际一开井40 min，一关井8 757 min。后续所有测试曲线均为关井曲线，解封、起钻均正常（见图1）。

图2 LPR-N阀结构图

2.2 造成APR开井失败的可能工具因素

APR测试只需通过环空施加压力，使球阀旋转至开井位置，实现开井。最关键的就是确保打压时间在30～60 s之内。第Ⅱ层组各次开井打压时间均在45 s以内，符合APR测试操作的相关要求。

地面对LPR-N阀氮气室压力进行检查，压力保持稳定，密封良好。球阀部分被砂粒充填，也是造成开井失败的因素之一，在对球阀部分保养时，未发现有砂粒存在，砂卡的可能亦被排除。

本次测试N阀配备的是标准计量套，最大承压为48.276 MPa。第Ⅱ层组射孔压力为17 MPa，开井最高打压15.5 MPa，环空液柱压力为36.379 MPa，井口压力与环空液柱压力之和，均接近或超过计量套承压上限，这是造成计量套部分损坏的主要原因。

2.3 计量套部分损坏与开井失败之间无直接关联

测试过程中时，计量套损坏是在射孔打压时形成的，因为此时计量套承受的压力最大，但从压力史图分析，在一开井时段内，并未发生中途关井现象。在整个测试期间，井口压力一直保持稳定。说明计量套部分损坏，不是造成开井失败的根本原因。

2.4 负压差过大是造成开井失败的根本原因

焦点集中在负压差过大的问题上。关井后LPR－N阀上下压差最大为61.7 MPa，这在历年的测试中是少见的。

实际测试时的负压差为0.061 7 MPa，大大超过允许的推荐值34.481 MPa，而实际操作压力依然在设计值范围内，这是造成二开、三开失败的根本原因。一开之所以正常，是因为尚未实施射孔，地层还没有打开，大负压差不存在。

在第二次重复测试时，液垫加至井口，负压差值小于34.481 MPa，测试各次开、关井均一切正常，取得合格的压力数据资料。

事实再次证明：负压差过大，是造成开井失败最直接、最根本的原因。

2.5 解决负压差过大的应对措施

（1）增加液垫高度，需要时加至井口；

（2）如液垫加至井口尚不能满足负压差的要求，增加液垫比重可选；

（3）开井前，先采取油管内增压方法，消除负压差，开井后释放油管压力；

（4）提管柱打开液压循环阀旁通，释放关井压力后，再下放管柱关闭旁通，立刻环空打压进行开井操作。

这种方法的缺点在于，上提管柱的度不好把握，容易提松封隔器，可能造成密封件的损坏，对资料品质亦有一定影响。

3 结束语

泥浆密度与地层压力系数之间差异的原因，是溢流始终处于受控状态下，满足欠平衡钻井的要求，加之有先进的井控装备技术作保障，无须采取泥浆加重措施。

负压差过大是最直接、最根本的原因，工具的部分损坏与开井失败，不存在直接关联。

对高压低渗地层，有必要咨询钻井检测到的地层压力。

APR测试建议引进地面直读技术，提高APR开关井判断的准确性，减少无谓测试时间。

[1]狄多林，陈有江.井控技术与装备[M].玉门：玉门石油局井控培训中心，2003.

[2]《试油监督》编写组.试油监督（上册）[M].北京：石油工业出版社，2004.