胜采老区钻井防漏及固井技术
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【摘要】胜采老区因为注水开发之后，地层压力的分布与原始状态完全不同，出现了横向上压力系统的紊乱，上下相邻两个油层的孔隙压力可能相差很大，而且是高压、常压、欠压层同时存在，出现了多压力层系。有的层采多注少，造成了地层的亏空，在钻遇该层易发生井漏。通过对进行的施工和分析，总结出胜采老区处理井漏、提前预防井漏、成功堵漏后的固井施工的具体方案。
【关键词】胜采老区 地层压力 亏空 井漏
胜采老区由60年代的自喷井，发展到水驱油的阶段，由于老区浅层稠油油藏存在出砂严重、上下隔层较薄、断层发育以及油水关系复杂等缺点，无法落实勘探储量，严重制约着油藏的开发.老区的地层温度高、地层水矿化度高、原油黏度高，为了解决老油区藏开发难的问题，必须有更好的驱油技术来提高老区的采收率。
1 胜采老区井漏的原因，处理，预防措施1.1 井漏的原因
胜采老区从60年代的自喷井，发展到今天，经历了水驱、二元复合驱驱油的阶段，在这些驱油阶段中，因为油田注水开发之后，地层压力的分布与原始状态完全不同，出现了横向上压力系统的紊乱。有的层采多注少能量补充不上，形成低压同层位的渗透性差别很大，在注水过程中，渗透性好的地层吸水量大，渗透性差的地层吸水量少，形成了不同的地层压力。胜采老区地层的岩石结构，基本上都是粗颗粒未胶结或胶结很差的岩层，如粗颗粒未胶结或胶结很差的岩层。当地层中的岩石的平均粒径大于钻井液中数量最多的大颗粒粒径的三倍时，在钻井液液柱压力大于地层空隙压力时，就会发生井漏，在胜采老区多数为渗透性漏失。
1.2 井漏的处理实例分析
1.2.1 坨121-斜32井井漏处理过程
（1）基础数据：
本井设计井深2248.86m，完钻井深
2250.00m
实际造斜点：1772.56m，斜井段共
477.44m，
井底位移：122.62°，最大井斜：26.5°，最大井斜所在井深：1992.12米。
设计泥浆密度：1.05-1.25g/cm3 实际泥浆密度：1.05-1.25g/cm3
（2）井身结构：
一开：φ346.10m m×195.06m，
φ273.10mm×197.00m
二开：φ215.90m m×2250.00m，
φ139.70mm×2247.81m 1.3 井漏处理过程
（1）本井钻进至2217m发生井漏，随即起钻静止堵漏。漏失层位为沙河街组，为孔隙度大、渗透率高的砂砾岩层。漏速5m3/ h，判断为渗透性漏失。调整钻井液性能：黏度45s提高到60s，配好罐内钻井液。配堵漏钻井液，堵漏材料：钻井液用随钻堵漏剂（SY-1）、钻井液用酸性膨胀堵漏剂（ZX-12）、单向压力封闭剂。
（2）下钻至1700m时，小排量开泵循环，泵入堵漏泥浆，将1700m以上井段泥浆替为堵漏钻井液，循环一周，钻井液上返正常，无漏失现象，继续下钻。
（3）下钻至2100m时，小排量开泵循环，同时向钻井液中加入堵漏材料，循环一周，此时井筒内的钻井液全部为堵漏钻井液，观察泥浆液面，无漏失现象，继续下钻。
（4）下钻至2217米m，开泵循环，发生漏失，循环堵漏，排量由小到大，循环两周，钻井液黏度60s，钻井液液面无下降显示，堵漏成功，恢复钻进。
1.4 坨123-斜36井井漏的预防
（1）基础数据：
本井设计井深：2767.00m，完钻井深：
2730.00m。
实际造斜点：2125.00m，斜井段共605.00m，最大井斜：18.43°，最大井斜所在井深：2532.00m。
设计泥浆密度：1.05-1.20g/cm3，实际泥浆密度：1.05-1.20g/cm3。
（2）井身结构：
一开：φ346.10m m×197.00m，
φ273.10mm×194.96m。
二开：φ215.90m m×2730.00m，
φ139.70mm×2726.00m。
胜采老区同一区块沙河街组，砂砾岩层孔隙度大、渗透率高，易发生漏失，坨121-斜32井在沙河街组发生井漏，本井在钻至沙河街组，井深2600m时，做好井漏的预防。
（1）本井钻至2600m，向钻井液中加入随钻堵漏剂（SY-1）、向压力封闭剂，小排量开泵循环，上返正常，无漏失现象，继续钻进。
（2）在钻至2700m时，钻井液液面稍有下降，调整泥浆性能，继续钻进，在钻至2710m时，上返正常，成功防漏。
2 静止堵漏施工要点
（1）发生井漏时应立即停止钻进和循环钻井液，将钻具起至安全井段，静止一段时间，观察井筒内液柱变化。
（2）在发生轻微渗漏的情况下，如果循环堵漏无效，应立即起钻。
（3）再次下钻时，应分段循环，控制下放速度，尽量避开在漏失井段开泵循环，如必须在次井段开泵循环，采用低泵压，小排量开泵循环观察。
参考文献
[1] 钻井技术培训教材.胜利石油管理局石油工程技术管理处编印
[2] 钻井工程理论与技术.石油大学出版社
[3] 石油钻井工.石油大学出版社