俞昶聿

（青海油田采油一廠儀修大隊(duì)，青海 茫崖 816400）

溝七井是柴達(dá)木盆地茫崖凹陷亞區(qū)紅溝子構(gòu)造溝深1號斷鼻高部位上的一口預(yù)探井，于2006年3月對該井開展試油工作，測試采用APR測射聯(lián)作工藝及三開兩關(guān)工作制度，在第Ⅱ?qū)咏M的測試過程中，二開及三開均未成功，并存在泥漿密度與地層壓力系數(shù)不成正常對應(yīng)關(guān)系的反?，F(xiàn)象。

溝七井第Ⅱ?qū)咏M測試過程中，存在兩個(gè)問題。一是鉆井使用的泥漿密度（1.23～1.36）與測試顯示的地層壓力系數(shù)（2.188 3）的差異；二是N 閥延時(shí)功能的部分喪失和地層負(fù)壓差過大；哪一個(gè)是導(dǎo)致開井失敗的最直接原因，本文對此作了深入的探析。

1 鉆井泥漿密度與地層壓力系數(shù)無正常對應(yīng)關(guān)系

1.1 地層異常高壓的存在

該井使用的鉆井液密度在1.23～1.36 g/cm3之間，測試顯示在井深3 789.00 m處，壓力系數(shù)為2.188 3。測試懸殊的結(jié)果，首先看是否為壓力計(jì)存在問題。

（1）壓力曲線反映的最高壓力值，處于壓力計(jì)的量程以內(nèi)。

（2）在對3只壓力計(jì)的壓力曲線對比后，結(jié)果完全一致。

（3）壓力計(jì)的打壓試驗(yàn)進(jìn)一步證實(shí)，壓力計(jì)工作正常。

以上3個(gè)方面說明：壓力計(jì)工作正常，結(jié)果真實(shí)可信，異常高壓是客觀存在的。

1.2 層間竄流解釋地面溢流的不充分性

依據(jù)地層測試提供的Ⅰ、Ⅱ?qū)咏M壓力數(shù)據(jù)和使用的泥漿密度計(jì)算結(jié)果表明，鉆至Ⅰ層組時(shí)，存在層間竄流是完全可能的。

這種竄流是否在整個(gè)鉆井三開期間都存在，根據(jù)鉆井情況，在第Ⅱ?qū)咏M時(shí)，槽面上漲1.8 m3，井口是有溢流存在的，單純用井下竄流解釋泥漿密度與地層壓力系數(shù)的差異性，不能取得滿意的答案。

1.3 高壓低滲地層是形成“有溢流無井噴”的地質(zhì)基礎(chǔ)

高壓低滲地層經(jīng)常出現(xiàn)有溢流而無井噴的情況，在試油過程中屢見不鮮，正是由于高壓低滲地層產(chǎn)液量低，壓力釋放緩慢造成的。

1.4 欠平衡鉆井技術(shù)和可靠的井控技術(shù)為溢流的合理存在提供了可能

發(fā)現(xiàn)溢流后，調(diào)整泥漿密度，建立平衡，是鉆井現(xiàn)場應(yīng)對措施的第一選擇。欠平衡鉆井技術(shù)，是在泥漿液柱壓力小于地層壓力的情況下鉆進(jìn)的。對于提高機(jī)械鉆速、降低泥漿成本、最大限度保護(hù)油氣藏，具有十分重要的意義。

雖然在鉆井過程中識別出了異常高壓，高壓低滲地層也形成了地面溢流，但是較低密度泥漿作用下的溢流量，仍處于可控范圍內(nèi)，符合欠平衡鉆井對溢流的要求，是造成泥漿比重與地層壓力系數(shù)之間的這種非正常對應(yīng)關(guān)系的主要原因。

2 LPR-N閥開井失敗原因探討

2.1 施工情況簡介

按設(shè)計(jì)要求進(jìn)行了一開井（射孔）、一關(guān)井后，又進(jìn)行了二開、二關(guān)、三開、三關(guān)、四開操作。各次開關(guān)井，均按設(shè)計(jì)要求進(jìn)行了打、放壓操作（開井壓力13～15.5 MPa、打壓均在45 s以內(nèi)）。現(xiàn)場一開泡泡頭顯示弱，二開、三開井、四開井泡泡頭均無顯示。

從回放的壓力數(shù)據(jù)分析：下鉆、座封、一開（射孔）、一關(guān)正常，二、三、四開井均未打開LPR－N閥，井下工具實(shí)際只進(jìn)行了一開、一關(guān)井動作，測試實(shí)際一開井40 min，一關(guān)井8 757 min。后續(xù)所有測試曲線均為關(guān)井曲線，解封、起鉆均正常（見圖1）。

圖2 LPR-N閥結(jié)構(gòu)圖

2.2 造成APR開井失敗的可能工具因素

APR測試只需通過環(huán)空施加壓力，使球閥旋轉(zhuǎn)至開井位置，實(shí)現(xiàn)開井。最關(guān)鍵的就是確保打壓時(shí)間在30～60 s之內(nèi)。第Ⅱ?qū)咏M各次開井打壓時(shí)間均在45 s以內(nèi)，符合APR測試操作的相關(guān)要求。

地面對LPR-N閥氮?dú)馐覊毫M(jìn)行檢查，壓力保持穩(wěn)定，密封良好。球閥部分被砂粒充填，也是造成開井失敗的因素之一，在對球閥部分保養(yǎng)時(shí)，未發(fā)現(xiàn)有砂粒存在，砂卡的可能亦被排除。

本次測試N閥配備的是標(biāo)準(zhǔn)計(jì)量套，最大承壓為48.276 MPa。第Ⅱ?qū)咏M射孔壓力為17 MPa，開井最高打壓15.5 MPa，環(huán)空液柱壓力為36.379 MPa，井口壓力與環(huán)空液柱壓力之和，均接近或超過計(jì)量套承壓上限，這是造成計(jì)量套部分損壞的主要原因。

2.3 計(jì)量套部分損壞與開井失敗之間無直接關(guān)聯(lián)

測試過程中時(shí)，計(jì)量套損壞是在射孔打壓時(shí)形成的，因?yàn)榇藭r(shí)計(jì)量套承受的壓力最大，但從壓力史圖分析，在一開井時(shí)段內(nèi)，并未發(fā)生中途關(guān)井現(xiàn)象。在整個(gè)測試期間，井口壓力一直保持穩(wěn)定。說明計(jì)量套部分損壞，不是造成開井失敗的根本原因。

2.4 負(fù)壓差過大是造成開井失敗的根本原因

焦點(diǎn)集中在負(fù)壓差過大的問題上。關(guān)井后LPR－N閥上下壓差最大為61.7 MPa，這在歷年的測試中是少見的。

實(shí)際測試時(shí)的負(fù)壓差為0.061 7 MPa，大大超過允許的推薦值34.481 MPa，而實(shí)際操作壓力依然在設(shè)計(jì)值范圍內(nèi)，這是造成二開、三開失敗的根本原因。一開之所以正常，是因?yàn)樯形磳?shí)施射孔，地層還沒有打開，大負(fù)壓差不存在。

在第二次重復(fù)測試時(shí)，液墊加至井口，負(fù)壓差值小于34.481 MPa，測試各次開、關(guān)井均一切正常，取得合格的壓力數(shù)據(jù)資料。

事實(shí)再次證明：負(fù)壓差過大，是造成開井失敗最直接、最根本的原因。

2.5 解決負(fù)壓差過大的應(yīng)對措施

（1）增加液墊高度，需要時(shí)加至井口；

（2）如液墊加至井口尚不能滿足負(fù)壓差的要求，增加液墊比重可選；

（3）開井前，先采取油管內(nèi)增壓方法，消除負(fù)壓差，開井后釋放油管壓力；

（4）提管柱打開液壓循環(huán)閥旁通，釋放關(guān)井壓力后，再下放管柱關(guān)閉旁通，立刻環(huán)空打壓進(jìn)行開井操作。

這種方法的缺點(diǎn)在于，上提管柱的度不好把握，容易提松封隔器，可能造成密封件的損壞，對資料品質(zhì)亦有一定影響。

3 結(jié)束語

泥漿密度與地層壓力系數(shù)之間差異的原因，是溢流始終處于受控狀態(tài)下，滿足欠平衡鉆井的要求，加之有先進(jìn)的井控裝備技術(shù)作保障，無須采取泥漿加重措施。

負(fù)壓差過大是最直接、最根本的原因，工具的部分損壞與開井失敗，不存在直接關(guān)聯(lián)。

對高壓低滲地層，有必要咨詢鉆井檢測到的地層壓力。

APR測試建議引進(jìn)地面直讀技術(shù)，提高APR開關(guān)井判斷的準(zhǔn)確性，減少無謂測試時(shí)間。

[1]狄多林，陳有江.井控技術(shù)與裝備[M].玉門：玉門石油局井控培訓(xùn)中心，2003.

[2]《試油監(jiān)督》編寫組.試油監(jiān)督（上冊）[M].北京：石油工業(yè)出版社，2004.