福山凹陷花场构造花东12x井侧钻施工实践

崔 露，罗文丽，曾思云，樊 健，张晓东，张玉明

(1.渤海钻探工程技术研究院钻井工程设计中心，河北任丘 062552;2.南方石油勘探开发有限责任公司，海南海口 570100;3.渤海钻探第二录井公司，河北任丘 062552)

花东12x井是在福山凹陷花场构造流二段部署 的一口预探双靶点定向井。花东区块发育3套区域性泥岩盖层，分别为流一段顶泥岩、流二段厚层泥岩及流三段中上部泥岩 (泥脖子)，花场构造流沙港组生储盖组合较为理想，生油岩单层厚度为0.8～161.0m，总厚度较厚，占剖面厚度的67.47%，埋深大于生油门限2500m，有机质丰度高，是本区构造带油气的重要来源之一。该井钻探的目的是预测花东12断块含油面积及落实油气地质储量。主要目的层为流沙港组二段，兼探流三段。该井钻遇的地层主要为第四系、新近系的望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组和古近系的涠洲组、流沙港组。邻井钻探表明灯楼角组底部含有灰黑色玄武岩，易发生漏失;涠洲组主要以砂岩、泥岩为主，泥岩易水化膨胀，造浆性强;流沙港组主要以砂质泥岩、辉绿岩、辉长岩及粉砂岩等为主。

1 工程概况

花东12x井设计井深为3398.37m(斜深)/3159.10m(垂深)，实际完钻井深为3376m(斜深)/3133.36m(垂深)，造斜点深为2348m，全井最大井斜为50.75°，井底水平位移为190.97m，钻井周期为88天，完井周期为99.92天，全井平均机械速度为6.5m/h，纯钻519小时 (时效为27.3%)，复杂时效为19.79%，完钻层位为流三段。本井采用“直—增—稳—降”4段制井眼轨道剖面 (表1)，设计三开井身结构，实钻井身结构为:φ444.5mm×204m(φ339.7mm×202.85m)+φ311.2mm×1305m(φ244.5mm ×1303.25m)+φ215.9mm ×3376m(φ139.7mm×3365.44m)。

表1 井眼轨道剖面设计节点数据表Table 1 Node statistics of borehole trajectory profile design

2 井下复杂情况

花东12x井在施工过程中，三开井段采用BH－WEI钻井液体系，钻至3086m(流二段)完成调整方位，循环、起钻、更换钻具组合及换钻头;下钻至2926.07m，遇阻40t，井斜为49.09°，方位为182.4°，循环一周后，发现振动筛返出2～3cm的灰黑色泥岩掉块 (图1)，循环处理钻井液，短起下15柱，循环、起钻。

下钻遇阻时，钻井液性能:密度为1.35g/cm3，漏斗黏度为84s，塑性黏度为54Pa·s，屈服值为 14.5Pa，初 切/终 切 为 1Pa /3Pa，中 压(API)失水为2.5mL，高温高压 (HTHP)失水为8mL，膨润土含量 (MBT)为27g/L。

钻具组合:φ215.9mm PDC+φ172mm 螺杆(1.5°)+φ165mm NMDC×2 根+φ127mm HWDP×21根+127mmDP。起钻前循环调整处理钻井液6小时，钻井液密度提至1.38g/cm3。下步进行通井作业。

图1 流二段灰黑色硬脆性泥岩掉块图Fig.1 Grey black brittle mudstone slabbing in the second member of Liushagang Formation

2.1 第一次通井划眼作业

采用常规柔性通井钻具，钻具组合:φ215.9mm牙轮+φ127mm HWDP×21根+φ127mmDP。通至2926.07m遇阻。循环，冲划井眼到2938m，无法接单根。冲划过程中蹩跳，出现打倒转现象，划眼困难。调整钻井液性能，提高黏切携砂能力，增强封堵能力，保持井壁稳定。

钻井液性能:密度为1.38g/cm3，漏斗黏度为108s，塑性黏度为68Pa·s，屈服值为24 Pa，初切/终切为 2 Pa/5.5Pa，API失水为 1.8mL，HTHP失水为6.8mL，MBT为27g/L。继续划眼，上提下放仍有阻卡、憋泵现象，划眼期间维护钻井液，通过裹稠塞 (黏度为 145s、塑性黏度为73Pa·s、动切力为29Pa、静切力为4.5Pa/9Pa)振动筛返出掉块增多，决定全井提高黏切力 (黏度为152s、塑性黏度为75Pa·s、动切力为31Pa、静切力为4.5Pa/9.5Pa)，加强岩屑携带悬浮能力。强行划眼至2944m，上提阻卡、憋泵情况严重，无法接单根，决定循环起钻更换刚性强的钻具组合通井。

2.2 第二次通井划眼作业

采用刚性通井钻具，钻具组合:φ215.9mm牙轮+φ165mm NMDC×3根+φ127mm HWDP×21根φ127mm DP。通井至2936m遇阻，技术划眼至井深2979m，短起下12柱，下钻至2938m遇阻，循环继续划眼，划眼困难，技术划眼至井底3086m，钻至3090m，循环处理钻井液。钻井液性能:密度为1.42g/cm3，黏度为151s，塑性黏度为79Pa·s，屈服值为 32.5Pa，初切/终切为 4.5Pa/10.5Pa，API失水为2mL，HTHP失水为7mL。

循环处理钻井液后，短起下10柱，下至2936m遇阻，施工作业情况与前期通井划眼作业相同，技术冲划至井底3090m，增大排量为33L/s循环两周后，打封闭36m3，压帽起钻换钻头。起钻过程中前5柱起钻非常困难，每一柱都要经过反复活动多次才能起出，起钻完。钻井液性能:密度为1.44g/cm3，漏斗黏度为151s，塑性黏度为75Pa·s，屈服值为32Pa，初切/终切为4.5 Pa/10Pa，API失水为2mL，HTHP失水为7mL。

3 侧钻原因

三开φ215.9mm井眼2926.07m以下井段发生井壁失稳，垮塌掉块现象严重，判断可能形成大肚子井眼，且下部井段井斜达49°左右，钻具在井底处于紧贴下井壁，两次划眼没有效果。通井作业上提下放不畅通，处理井下复杂作业周期长，可能发生事故套事故情况，使井下更加复杂。若继续按原井眼轨迹进行施工，可能带来更多不利因素:

(1)后续300m钻进每趟起下钻不顺畅，可能耗时长，影响钻井周期。

(2)钻井过程中岩屑在大肚子井眼处携岩困难，效率低，易堆积，可能形成岩屑床，增加卡钻风险。

(3)完井下套管作业困难，可能造成下套管遇阻，下不到井底，影响后期采油生产作业，达不到开发目的。

(4)套管居中度差，封固段长，固井作业过程中水泥浆顶替效率低，影响固井质量。

4 侧钻施工难点与对策

侧钻施工作业能否取得成功除了施工操作过程外，还需要充分掌握地层和原井筒信息，主要包括岩性及可钻性、地层走向及倾角、井身质量、钻头使用情况、机械钻速、钻井液性能、侧钻定向工具面稳定性及发生井下复杂的井段等，同时加强地质与侧钻工程方案的结合。优选侧钻点及优化侧钻井眼轨迹，保证侧钻井段地层均匀、井径规则、没有夹层和断层及便于侧钻。

4.1 侧钻前打水泥浆

4.1.1 不确定性

本井三开φ215.9mm井眼从井深2926m至3090m(164m)出现遇阻现象，决定施工侧钻方案后，注水泥塞存在如下两方面的不确定性:

一是，由于井斜大，不可能进行测井径作业，无法判断下部井眼垮塌段长度和井眼扩大率，造成注水泥塞施工作业对水泥用量把握不准。

二是，没有进行测井作业，对井底温度预测不准，室内实验与现场施工条件存在较大差异，室内实验水泥浆性能与现场不配伍，为了确定施工安全，可能要求水泥浆稠化时间长，导致水泥塞上部水泥石强度达不到侧钻要求，致使侧钻点位置下移，增加侧钻难度。

4.1.2 技术措施

针对上述难点，采取以下主要技术措施:

一是，加大水泥量。按原井眼井径扩大率10%计算水泥量，在此基础上水泥量另增加40%～50%。

二是，做几组相同稠化时间 (180min)，不同温度 (110℃、115℃、120℃、125℃、130℃)条件下室内配方实验，根据这几组配方稠化时间，分别制订相应的施工方案，第一次根据130℃室内配方实验的水泥浆性能进行施工，后续观察后进行第二次注水泥塞。

三是，增加水泥石强度，确保侧钻成功。采用密度1.85g/cm3水泥浆注水泥塞，在水泥塞配方添加30%硅粉和5%微硅 (质量百分数)。

四是，加强沟通、协同作业。固井施工队与钻井队针对打水泥塞施工细化方案，验证水泥浆稠化时间，准确计算泵水泥浆与起钻时间，并循环冲洗钻具，防止“插旗杆”事故。

4.2 侧钻点的选择

4.2.1 因素

优选合适的侧钻点是实施侧钻成功的先决条件，侧钻点选择考虑的因素有:

一是，侧钻点首先要满足地质目的和工程施工的要求，便于后续完井作业。

二是，侧钻点处地层岩性稳定，井径规则，避开断层、玄武岩及软硬交错夹层。

三是，确保侧钻点处水泥塞强度达到正常钻压钻进不放空工况，在开泵条件下承压不小于10t。

四是，要尽量减少报废进尺，缩短施工周期，节约成本。

4.2.2 技术措施

根据花东12x井施工情况，应用以下主要技术措施:

一是，由于地质目标为双靶点，结合地质要求与实钻井眼轨迹，尽量采用降斜降方位侧钻或直接降斜扭方位侧钻作业。

二是，该井岩屑录井表明，2798～2870m井段存在辉长岩，与泥岩相比可钻性较差，该井段井斜在42°左右，侧钻点为2800m。

三是，水泥塞设计为2750m，侧钻点以下保证水泥塞长度在200m以上;注完水泥塞后，候凝72小时以上，并用单稳定器钻具组合通井，充分循环;对水泥塞质量进行承载检验，承压不小于100kN。

四是，优化侧钻轨迹剖面和狗腿度，侧钻施工过程加强坐岗，及时观察返出岩屑，分析判断侧钻轨迹是否偏离原井眼，及早形成一道夹墙，防止钻头沿原井眼钻进。

4.3 侧钻工具的优选

选择合理的侧钻工具也是侧钻成功的前提，目前常规的侧钻工具主要为“弯壳体螺杆”和“弯接头+直螺杆”。这两种侧钻工具的作用原理不同:一种是侧向力侧钻 (弯壳体螺杆)，另一种为侧位移侧钻 (弯接头+直螺杆)，分别适用于不同的井眼状况。

由于对侧钻点处的井径扩大率不甚了解，若侧钻工具选择不合理，可能影响侧钻效果，导致侧钻不成功，造成反复打水泥塞侧钻，延长侧钻周期。根据这两种侧钻工具的力学特性及调研邻井对应层位井径扩大率、可钻性等，优选“弯接头 (1.5°～1.75°)”，充分利用大角度弯壳体螺杆侧向力较大和连续造斜率高的特性进行侧钻作业，解决频繁调整井斜或扭方位问题，采用旋转复合钻进的优势，力争一次性侧钻成功。

4.4 钻头选型

花东12x井采用降斜扭方位侧钻施工，侧钻定向对工具面稳定性要求高。牙轮钻头与PDC钻头破岩机理不同，牙轮钻头冲击破碎岩石，附带切削作用;PDC钻头破岩主要为切削剪切作用。

牙轮钻头钻进速度相比PDC钻头慢，但定向工具面相对稳定。为便于观察返出岩屑，及时判断侧钻井眼，防止钻头泥包，推荐使用牙轮钻头。

4.5 侧钻施工关键技术

通过侧钻工艺采用控时控压实施侧钻，组合钻具钻至侧钻位置后，摆好工具面，采用随钻测斜仪 (MWD)无线随钻测斜仪进行监测，方位控制在250°～260°，充分循环一段时间后静置，做好井底侧钻造台阶，控制钻井参数 (钻压小于0.5t)，采取轻压慢钻稳住工具面，钻进3～5m，及时捞沙子对比 (1包/0.5m)，观察岩屑变化，校核方位，待夹壁墙足够厚 (0.5～1.0m)后，逐渐加大钻压至3～5t。侧钻钻进过程中控制钻时，即:第1m(4小时)、第2m(3.5小时)、第3m(3小时)、第4m(2.5小时)、第5m(2小时)，造台阶成功后，继续控制好钻时，钻进30m，利用MWD随钻测斜仪井斜数据与原井眼轨迹数据进行防碰扫描，确保侧钻尽量偏离原井眼。

花东12x井井斜大，前期由于钻井液密度偏低，发生垮塌、掉块现象，破坏了井壁地层原有应力，导致侧钻作业。因此，侧钻前钻井液密度提至1.44～1.45g/cm3。侧钻过程中，加足防塌剂和润滑剂，强化钻井液防塌、防垮性能，控制失水，保持井壁稳定，提高润滑性，降低摩阻扭矩，摩阻系数尽量控制在0.08以内;鉴于BH－WEI钻井液体系抑制性高、封堵能力差的问题，建议添加封堵类的防塌抑制剂。

侧钻成功后，多采用复合旋转钻进，每钻进100m进行短起下钻作业，活动钻具，破坏岩屑床，净化井眼，并每次起下钻至侧钻点时，一定要控制起下钻速度，禁止在侧钻点开泵划眼，降低卡钻风险。

5 现场施工

花东12x井是福山油田实施的第一口大包井项目工程，实施侧钻过程中各施工单位沟通不紧密，现场施工措施不到位，钻井队为了抢工期，发生两次注水泥作业和两次侧钻作业，延长了钻井周期，影响了勘探开发进程。

5.1 第一次侧钻作业

5.1.1 作业情况

注水泥作业采用G级水泥，设计水泥浆密度为1.85～1.87g/cm3。

室内实验水泥浆性能:稠化时间大于260min(温度135℃)，封填井段为2780～2944m。光钻杆下钻至2944m，注水泥作业完后，候凝36小时(小于72小时)，下钻探塞面2862m，实际水泥塞估计只有 82m。修塞面至 2863m，侧钻钻进至2882m，侧钻失败 (侧钻前6m钻时分别为59min、160min、135 min、95min、98min、35min)。

钻具组合:φ215.9mm MD 517X+φ172mm螺杆 (1.5°)+φ165mm NMDC×2根+φ127mm HWDP×21根+φ127mm DP。

钻井参数:钻压为40～70kN，转速为DN，排量为36L/s，泵压为17MPa。

钻井液性能:密度为1.41g/cm3，漏斗黏度为105s，塑性黏度为63Pa·s，屈服值为23Pa，初切/终切为 3Pa/9Pa，API失水 2mL，HTHP失水7mL。

5.1.2 失败原因

原因分析:一是水泥塞长度太短，强度不够;二是侧钻施工过程中，操作不当;三是盲目选择侧钻点，2862m处正是流二段中部，可钻性差，易垮塌。

5.2 第二次侧钻作业

基于第一次侧钻失败，第二次重新进行注水泥作业，采用G级水泥，设计水泥浆密度为1.85～1.87g/cm3。

室内实验水泥浆性能:稠化时间大于260min(温度为130℃)，封填井段为2680～2882m。光钻杆下钻至2881m注水泥作业完后，候凝36小时(小于72小时)。光钻杆下至2881m，候凝36小时;下钻探塞为2779m，实际水泥塞估计只有102m。修塞面至2782m，钻至2783m开始侧钻。侧钻第一次采用“弯接头+直螺杆”侧钻钻至2798m，加钻压至100kN，无进尺。起钻换“弯壳体螺杆”钻具组合，钻至2802m，观察返出岩屑为辉长岩，水泥含量为5%，钻入新井眼，侧钻成功 (侧钻前 6m钻时分别为 317min、265min、100min、112min、156min、181min)。侧钻第 1趟钻具组合:φ215.9mm MD 517X+φ172mm直螺杆+弯接头 (1.75°)+φ165mm NMDC×2根+φ127mm HWDP×21根+φ127mm DP;第 2趟钻具组合:φ215.9mm MD 517X+ φ172mm 螺 杆 (1.5°)+φ165mm NMDC×2根+φ127mm HWDP×21根+φ127mmDP。

钻井参数:钻压为5～100kN，转速为DN，排量为32L/s，泵压为18MPa。

钻井液性能:密度为1.43g/cm3，漏斗黏度为145s，塑性黏度为76Pa·s，屈服值为27Pa，初切/终切为3 Pa/10Pa，API失水2.5mL，HTHP失水7.6mL。

6 结束语

(1)实施总包井项目工程，应强化管理，明确职责，加强技术沟通，直接施工单位应从合作角度出发，同时采纳各相关技术部门提出的合理化建议。

(2)大斜度祼眼井段打塞侧钻是一个复杂的系统工程，能否成功除施工过程本身之外，更需要综合考虑地质条件、地层岩性、井下复杂情况等因素。合理选择侧钻点，避开“大肚子”井段，选择可钻性好的地层及断层。

(3)针对发生井塌复杂井段，在没有测井径及无法分析井眼扩大率的前提下，注水泥塞应按原井眼10%考虑，再附加40%～50%的用量，坚持“宁可多注”原则，避免重复注水泥塞;同时应提高水泥塞的强度，满足侧钻要求。

(4)在井比较浅、可钻性好、井眼尺寸小、井斜大的情况下，优先选用“大角度弯壳体螺杆”进行侧钻施工;反之，选择“弯接头+直螺杆”侧钻。

(5)大斜度井采用降斜扭方位侧钻施工时，优选牙轮钻头，保持工具面稳定，提高侧钻效率。

(6)开始造台阶施工时，应采取控时控压钻进，侧钻成功后，应继续钻进30m，尽可能偏离原井眼。

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