印尼厘茂油田INJ-02B井密闭取心复杂情况处理与分析

史　成　发（大庆油田钻探工程公司钻井三公司工程开发分公司，黑龙江大庆　163413）

印尼厘茂油田INJ-02B井密闭取心复杂情况处理与分析

史成发
（大庆油田钻探工程公司钻井三公司工程开发分公司，黑龙江大庆163413）

INJ-02B井是印尼厘茂油田第一口取心井，设计井深1500 m，取心段长90 m。对比电测发现，取心段上部的井壁出现坍塌和缩径，导致下取心钻具失效。取心钻进过程钻遇极松软地层，岩心强度不够，无法成岩，造成堵心。同时由于松软地层钻速较快，地面无法判断是否已经堵心，进而导致磨心。经现场分析，在井径不规则井段，下入牙轮钻头划眼，确保井径规则，下钻至井底时采取转盘高速旋转以破碎大块岩屑，同时打高黏钻井液将大块岩屑携带出井筒，确保井底清洁。再通过分析取心钻时，采用适合于松散地层的低钻压、低转数和低排量的钻进参数来提高岩心的成岩率，从而降低堵心和磨心的风险。由于现场及时采取了以上技术措施，确保了该井取心的整体收获率为90.37%。该技术适用于印尼厘茂油田井塌井和松软地层的密闭取心的施工。

取心；井壁坍塌；松软地层；密闭率；收获率；印尼厘茂油田

INJ-02B井是大庆钻探印尼厘茂油田一体化项目的第1口井，也是该油田的第1口取心井，目的是了解该井R4和R6层的含油饱和度和含水情况，为今后采取注剂增产措施提供依据。该井设计井深1500 m，密闭取心90 m，覆盖了R4-R7等主要产层。该井在取心前进行了对比电测作业，测井仪器上提和下放过程都发生不同程度的遇阻，仪器取出后发现扶正器胶皮损坏落井，通井后二次测井成功。通过井径曲线发现，井壁坍塌严重，伴有局部缩径，给顺利下入取心工具增加难度。第4筒心钻至R5层位，井深1 325 m时发生堵心，经录井岩性描述，该层位岩性为砂岩，同时夹杂有白云岩，胶结性极差，岩心易被钻井液冲蚀而无法入筒。现场针对以上问题及时调整技术措施，确保正式取心前井眼清洁，取心钻具顺利下入井底。另外，根据地质录井的岩性描述，分析松软地层岩心破碎机理，与自锁式密闭取心原理相结合［1］，制订出松软地层密闭取心现场技术措施，现场将该技术措施应用在接下来的后5筒心的施工作业中，有效避免了继续堵心和丢心现象的发生，确保了该井整体取心作业的成功。

1　INJ-02B井基本情况

1.1井身结构

INJ-02B井井身结构见表1。

表1　INJ-02B井井身结构

1.2地层特点

该井取心设计层位为R4-R7，井深1 296 ～ 1 386 m，该层位岩性主要为浅棕色、灰棕色油浸细砂岩，夹薄层泥岩和灰色细砂岩。上部砂岩和页岩互层，砂岩层和页岩层中间夹杂薄煤层，下部是粗砂岩层，中间含薄层页岩和煤。

1.3取心钻具组合和参数设计

取心钻具组合设计为：Ø215.9 mm密闭取心钻头+Ø177.8 mm取心工具+Ø165 mm钻铤×115.8 m +Ø127 mm加重钻杆×96.5 m+Ø127 mm钻杆。

取心钻进参数设计见表2。

表2　INJ-02B井取心钻进参数设计

2　井塌和井底落物的处理

该井取心前按照要求进行对比电测，第1次电测在井深1140 m遇阻，上提仪器有遇卡显示，仪器取出后发现扶正器胶皮落井，形成井底落物，给取心作业增加难度。通井划眼后二次电测成功，井径曲线显示最大井径达410 mm，段长8.5 m，最小井径205 mm。经分析发生严重井塌和缩径，井壁极其不规则，落井的胶皮和大块岩屑堆积在井底，不具备取心作业的基本条件，必须采取适当的处理措施。

2.1牙轮钻头通井

用牙轮钻头进行通井，下钻过程有遇阻显示划眼通过，通过后上提钻具，停转盘，停泵下放钻具，如再有遇阻显示，重复划眼，直至下放无遇阻显示方可继续下钻。下至井底后，调高转盘转速，破碎井底大块岩屑，便于钻井液携带。

2.2高黏钻井液净化井眼

预先配置黏度为150 s的钻井液40 m3，待牙轮钻头划眼至距离井底8 m时，改用高黏钻井液进行循环，进而携带出井底大块岩屑，达到净化井眼的目的。循环40 min后，发现振动筛处出现大块岩屑，数量逐渐增多，1小时后逐渐减少直至没有。判断井底基本清洁，但是未发现测井扶正器胶皮。

2.3下取心工具试取

按照正常情况下入取心工具，安装3个密闭头销钉，下至距离井底5 m左右时再次遇阻，钻压控制在10 kN，转盘转速35 r/min划眼，但是随着转盘转动，钻压出现波动，瞬时增至80 kN，人工无法控制，3个销钉最大承受50 kN压力，地面判断已经提前剪销，井底除了残留胶皮以外，还有少部分大块岩屑，现场决定，继续划眼至井底，此次试取的目的改为继续净化井底，不进行取心钻进。划眼进尺5 m，耗时2.5 h。

起完钻后发现，密闭头已经剪销，内筒下部是几块大块岩石，上部是几块胶皮堵在岩心爪处，胶皮拼凑出一个扶正器，岩心爪完全撑开，开口两侧错开变形，限位台肩前端已经卡进内筒，由于胶皮和岩块把内筒下部堵死，密闭液没有流失。

3　松软地层堵心的处理与分析

再次下入取心筒时，为了避免提前剪销，密闭液流失，销钉增至6个，下至距离井底3.5 m时再次遇阻，开泵循环，缓慢下放至井底，无异常情况发生，开始正常取心作业。

3.1堵心的基本情况

前3筒心从剪销、树心、取心钻进和割心显示上都十分正常，收获率均为100%，第4筒心剪销和树心显示正常，前3 m钻进时平均钻速为0.13 m/min，3 m以后平均钻速为1.67 m/min，钻速增加明显，进尺9.4 m后割心无显示。起出后卸下丝堵时，发现内筒憋压，大量密闭液从内筒喷出，卸下钻头，内筒下部堵心，岩心爪损坏，筒内取出大量细砂，岩心长度只有3.5 m。

3.2松软地层堵心原理分析和预防措施的制订

从取心过程和出心情况来看，发生了堵心和磨心，进尺3 m后，钻速加快，说明钻遇不成岩的疏松地层，疏松的岩心不能顺利进入内筒，在岩心爪处堆积，充填了岩心和内筒之间的间隙，密闭液排出不畅，导致内筒压力上升，岩心进筒的阻力也逐渐加大，最终完全堵塞密闭液排液通道，内筒憋压，岩心无法进入内筒，出现堵心情况，情况继续恶化，后续岩心无法进入内筒，发生磨心，松软地层磨心后钻速上没有明显变化，地面难以判断，最终导致无法弥补的损失。

松散砂岩表面粗糙，对密闭液排出速度有影响，必须通过控制钻速来消除，现场决定采用适合于松散地层的低钻压、低转数、低排量的钻进参数［2］。

低钻压，控制机械钻速，岩心进筒速度小于密闭液排出速度，使密闭液能顺利排出，避免内筒憋压。

低转数，因为密闭取心筒是一种双筒双旋转的取心工具［3-4］，内筒中的密闭液随内筒转动也缓慢旋转，对松散地层岩心有破坏作用，降低转数有利于保证岩心的完整。

低排量，减小钻井液对岩心的冲蚀。

调整后的取心钻进参数为：转盘转速35 r/min，排量20 L/s，钻压低于20 kN，保证钻进速度在8～10 min/m。

在低排量钻进的情况下，为了使岩屑能够携带出井筒，避免每次下钻到底时由于沉砂太多而下不到井底，在割心前20 min采用高黏钻井液进行循环［5］。采取以上措施，除了在第8筒和第9筒心的地层出现松软薄夹层后，导致岩心磨损，收获率较低以外，第5、6、7和10筒收获率均达到100%。见表3。

表3　INJ-02B井取心情况

4　结论与建议

（1）取心作业不宜急于求成，之前的彻底畅通井眼和净化井底等准备工作，会给取心的成功带来事半功倍的效果。

（2）取心作业的钻进速度并不是越快越好，发现钻时异常应立即分析原因，及时调整钻进参数。

（3）合理利用临井资料，分析取心段可能钻遇的地层岩性、钻速和复杂情况等，提前采取合理的技术措施，对于保证取心收获率是一项十分有必要的准备工作。

［1］郭立辉.松散地层取芯技术实例分析［J］.中国新技术新产品，2013（16）：25-27.

［2］任美洲.煤田勘探中松软地层取芯工艺的应用及改进［J］.化学工程与装备，2015（2）：31-32.

［3］裴学良.胜利松软地层密闭取芯技术在吉1井的应用［J］.西部探矿工程，2012，24（4）：42-44.

［4］ 孙少亮，尹家峰. JH-1井取心实践与认识［J］.石油钻采工艺，2012，34（2）：115-117.

［5］ 路峰.连续密闭取心技术在牛页1井的应用［J］.石油钻采工艺，2013，35（3）：108-110.

（修改稿收到日期2015-06-25）

〔编辑景暖〕

Handling and analysis of downhole troubles during sealed coring in Well INJ-02B in Limau Oilfield of Indonesia

SHI Chengfa
（Project Development Branch of No.3 Drilling Company, Daqing Drilling and Exploration Engineering Corporation, Daqing 163413, China）

Well INJ-02B was the first cored well in Limau Oilfield of Indonesia. The design well depth was 1 500 m and the coring section was 90 m. Compared with electric logs, it was found that the upper part of the coring section had collapsed and shrunk, leading to failure of running coring tools. Very soft formation was encountered during coring drilling, so the core strength was not enough to form a rock, hence blocking the core. Meanwhile, the ROP in soft formation was fast, so it is impossible to determine on surface if the core was blocked or not, hence leading to core grinding. Field analysis shows that roller bit should be run to ream the hole in irregular hole intervals to ensure regular and consistent hole size, When the bit was lowered to the bottom, large blocks of cuttings were broken by the rotary table at high RPM. At the same time, high-viscosity drilling fluid was pumped down to carry the large cuttings out of the hole to ensure hole cleaning. Then through analyzing the coring drilling time, the core-forming rate was improved using such drilling parameters as low WOB, low rpm and low displacement which were suitable for loose formations, so as to reduce the risk of core blocking and core grinding. The above measures were taken in a timely manner, so the overall core recovery rate of this well was up to 90.37%. This technique is applicable to sealed coring in collapsed wells and soft formations in Limau Oilfield of Indonesia.

coring; borehole collapse; soft formation; sealing rate; recovery rate; Limau Oilfield of Indonesia

TE244

B

1000 – 7393（ 2015 ） 04 – 0039 – 03

10.13639/j.odpt.2015.04.011

史成发，1980年。2004年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现从事于钻井技术管理工作。电话：15945926429。E-mail：shichengfa@126.com。

引用格式：史成发.印尼厘茂油田INJ-02B井密闭取心复杂情况处理与分析［J］.石油钻采工艺，2015，37（4）：39-41.