高庙103 D典型定向井复杂处理技术探索

刘葵业，胡家森，刘秋霞，劳达纭，张 艳

（1.中石化西南石油工程有限公司广西钻井分公司，南宁530023；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉430100）



高庙103 D典型定向井复杂处理技术探索

刘葵业1，胡家森1，刘秋霞1，劳达纭1，张 艳2

（1.中石化西南石油工程有限公司广西钻井分公司，南宁530023；2.长江大学油气钻采工程湖北省重点实验室，武汉430100）

摘要：川西高庙区块岩性疏松，成岩作用差，胶结差，泥岩发育，易发生井壁垮塌等复杂情况。钻井液密度偏低可能造成井壁的不稳定，发生垮塌。沙溪庙组砂岩的渗透性较好，钻井中遇到泥岩较发育就易水化膨胀掉块，造成井壁失稳。高庙103 D井钻进至沙溪庙组，前期出现掉块，钻井液密度由1.74 g/cm3经5次上提至2.13 g/cm3，上提钻井液密度滞后，失去了维持泥岩稳定的最佳时机，最终钻井液密度上提至2.13 g/cm3无法恢复井下稳定，导致填井侧钻。侧钻后，井下再次出现复杂状况一直持续到完钻，给施工造成无法挽回的损失。通过详细分析高庙103 D井前后复杂的基本情况，并分析出现复杂的原因以及处理过程，最后提出施工的经验教训和建议。

关键词：定向井；复杂情况；技术探索

1 施工简况

高庙103 D井位于四川省绵阳市涪城区吴家镇涌泉村6组，是中石化西南油气分公司布置在西坳陷梓潼凹陷南东坡的1口评价井。高庙103 D井原井号绵阳21 D井，后归入高庙区块，设计垂深3 101 m，斜深3 666 m，实际完钻垂深3 111 m，斜深3 721 m。该井施工困难，从井深2 410 m开始造斜，2014-01-11钻进至3 311.31 m井下发生复杂。因井下复杂情况难以恢复，2014-01-26填井至井深2 430 m，2014-01-29从井深2 434 m侧钻，侧钻后井下一直不正常，艰难施工，于2014-05-16钻进至井深3 721 m完钻，井斜70°。高庙103 D井设计钻井周期66 d，设计完井周期78 d，实际钻井周期182.12 d，实际完井周期211.17 d，超设计钻井周期116.12 d，超设计完井周期133.17 d，因井下复杂，给该井的施工造成无法挽回的损失。

该井井身结构数据、井斜数据、中靶数据如表1～3所示。

表1　井身结构数据

表2　井斜数据

表3　定向井中靶数据

2 复杂处理综述

2.1 填井前处理分析

2.1.1 井下现象

高庙103 D井于井深2 851～2 856 m进行取心作业，取心后组合钻具下钻钻进至井深2 960 m进入下沙溪庙组。2014-01-03，钻进至井深3 078 m顶驱转矩升高，由6～8 k N·m上提至7～11 k N·m，在用钻井液密度1.74 g/cm3。短程起下钻25柱过程中井下出现异常，短程起钻倒划眼井段2 880～3 078 m，短程下钻划眼井段2 883～3 078 m，上调钻井液密度至1.78 g/cm3继续钻进。钻进至井深3 224 m，有蹩停顶驱现象（转矩15 k N·m），接立柱上提下放钻具困难，短起下5柱，因短程起钻倒划眼困难，反复蹩停顶驱（转矩18 k N·m），倒划眼起钻通井。

通井至井深2 910 m遇阻，划眼困难，经常蹩停顶驱。划眼参数：钻压20 k N，转矩18 k N·m，排量33～35 L/s，转速60 r/min，振动筛有大掉块及大量细砂返出，划眼28 h到底，用稠浆大排量循环排砂，上调钻井液密度至1.85 g/cm3。上调钻井液密度后井下复杂有所好转，但出现异常现象：因上提下放困难，在正常悬重1 000 k N的条件下，尝试上提至悬重1 500 k N，下压至悬重500 k N，均未脱，放至正常悬重，开顶驱旋转正常，未出现蹩停现象，并且划眼相对正常，蹩停少，倒划眼常蹩停，起钻遇挂现象严重。

在井下复杂情况未能完全处理的情况下，循环加重钻井液密度至1.90 g/cm3，在艰难中继续钻进至3 311.31 m（钻进中反复蹩停顶驱，倒划眼困难），循环泥浆起钻。倒划眼起钻至3 178 m卡钻，悬重在200～1 100 k N（正常悬重1 000 k N）之间上下活动钻具，钻具未动，设定转矩18 k N·m，反复蹩顶驱，上调设定转矩21 k N·m，悬重在200～1 600 k N之间上下活动钻具，中途注入密度2.20 g/cm3，黏度滴流的稠浆循环排砂，振动筛处返出部分大掉块及细砂。卡钻12 h后，钻具蹩开，解卡，缓慢倒划眼起钻。

2.1.2 复杂前后使用的钻具组合

1） 井深3 224 m以前使用的钻进钻具组合：Ø215.9mm P D C钻头＋Ø172mm不带扶正器螺杆＋14根加重钻杆＋24柱钻杆＋29根加重钻杆＋钻杆

2） 井深3 224 m井下出现复杂，起钻通井钻具组合：Ø215.9mm三牙轮钻头＋14根加重钻杆＋24柱钻杆＋29根加重钻杆＋钻杆

3） 通井结束，井深3 224～3 311.31 m钻进钻具组合：Ø215.9mm P D C钻头＋Ø172mm不带扶正器螺杆＋31柱钻杆＋14柱加重钻杆＋钻杆

4） 处理复杂第1趟通井钻具组合：Ø165mm三牙轮钻头＋浮阀＋1根加重钻杆＋Ø198mm扶正器＋31柱钻杆＋14柱加重钻杆＋钻杆

5） 处理复杂第2趟通井钻具组合：Ø215.9mm三牙轮钻头＋浮阀＋1根加重钻杆＋31柱钻杆＋14柱加重钻杆＋钻杆

6） 处理复杂第3趟通井钻具组合：Ø165mm引子＋浮阀＋1根加重钻杆＋31柱钻杆＋14柱加重钻杆＋钻杆

2.1.3 处理复杂步骤

1） Ø165mm三牙轮钻头＋Ø198mm扶正器＋钻杆通井。

通井下钻至井深2 856 m主动划眼，划眼至井深2 888 m，顶驱常蹩停，井段2 970～2 976 m、2 992～3 005 m、3 064～3 084 m划眼艰难，停泵上提钻具遇挂严重，出口有大量细砂和部分大掉块返出。划眼井段3 150.5～3 179.5 m阻卡最严重，采取每次闪放钻具3 cm左右划眼，反复蹩停，多次悬重在250～1 700 k N（正常悬重1 000 k N）活动，震击器工作多次，多次释放转矩，大拉力上提钻具提脱，划眼至井深3 182 m，为避免卡钻，倒划眼起钻，井深3 119 m后正常起钻。

2） Ø215.9mm三牙轮钻头＋钻杆通井。

通井下钻至2 912 m遇阻划眼，划眼过程中，井段2 991～2 993 m、3 190～3 194 m、3176～3 179m反反复复蹩停顶驱，多次卡钻，划眼过后的井段倒划眼依旧艰难。井段3 179～3 176 m、3 194～3 190 m经常蹩停顶驱，悬重在250～1 600 k N上下活动钻具，划眼至井深3 205 m短程起钻至直井段，再下钻划眼，下钻至井深2 974 m遇阻，划眼至3 143 m无法继续，起钻。

3） Ø165mm引子（球形接头，与钻杆接头尺寸一致）＋钻杆通井。

通井下钻至2 943 m遇阻划眼，划眼过程中，顶驱反反复复蹩停，划眼至3 057 m发生卡钻，上提最高1 800 k N未提脱，施加转矩后，活动解卡。

2.2 填井后处理分析

2.2.1 井下现象描述

填井后，从井深2 434 m侧钻，在用钻井液密度2.06 g/cm3，钻进至井深2 839.09 m，井下出现异常，未能正常上提下放，划眼后继续钻进，井深2 868.29 m准备接立柱，停泵上提下放困难，划眼3 h无好转，起钻第1次通井。通井至井深2 660 m主动划眼，井深2 740 m出现蹩停顶驱现象，划眼到底循环排砂，注入密度2.40 g/cm3，黏度滴流的稠浆19 m3，有大量6 cm×4 cm×1 cm的掉块返出，高峰时铺振动筛3/4左右，掉块以上沙溪庙新钻地层岩性为主。

钻进至井深3 012.46 m，起钻第2次通井，注入密度2.42 g/cm3，黏度滴流的稠浆14 m3，振动筛返出大量细砂及少量4 cm×3 cm×1 cm掉块，掉块以上沙溪庙新钻地层岩性为主，井下复杂属于掉块及岩屑床所致。

自第2次通井之后，一直到该井完钻，井下一直不正常，钻进艰难，每钻进几十米起钻通井1次，并且通井后不一定有效，通过反复更换钻具组合，反复通井，艰难完钻，完钻井深3 721 m。从井深2 434 m开始侧钻，至完钻，所采用的动力组合如表4。

表4　填井后起下钻情况（2014年）

2.2.2 处理复杂钻具组合

1） 侧钻第1趟扫塞钻进组合：Ø215.9mm三牙轮钻头＋接头＋浮阀＋Ø127mm加重钻杆1根＋Ø198mm扶正器＋Ø127mm钻杆46柱1根（含旁通阀）＋Ø127mm加重钻杆41根（Ø165mm随钻震击器）＋Ø127mm钻杆。

2） 侧钻常规钻进组合：Ø215.9mm P D C钻头＋Ø172mm×1.00°或（1.25°、1.50°）单弯螺杆＋浮阀＋M W D短节＋Ø127mm无磁承压钻杆1根＋Ø127mm钻杆35～46柱（含旁通阀）＋Ø139.7mm加重钻杆29根＋Ø139.7mm钻杆。

3） 侧钻不带动力钻具组合：Ø215.9mm三牙轮钻头＋浮阀＋Ø165mm短钻铤1根×2.54 m＋Ø198mm扶正器＋Ø127mm加重钻杆2根＋Ø127mm钻杆45柱2根（含旁通阀）＋接头＋Ø139.7mm加重钻杆29根＋Ø139.7mm钻杆。

2.2.3 处理复杂措施

针对井下的复杂情况，前后采取的应对措施：

1） 下钻一般采取2种方式：闪放下压钻具300～500 k N停止，待钻压恢复正产后继续；从井深2 800 m左右开始划眼。

2） 为提升排量，把井深2 200 m以上的Ø127mm钻杆更换为Ø139.7mm钻杆；把单泵Ø170mm的排量改成双泵Ø130mm的排量，通井使用1个泵Ø170mm＋1个泵Ø130mm的排量。

3） 最初使用1.5°自带Ø212mm扶正器的螺杆，随井下复杂情况加重，先改用1.25°自带Ø202mm扶正器的螺杆，再使用1.25°不带扶正器的螺杆，仍然蹩停严重，再改用1.0°不带扶正器的螺杆，从井深3 622 m不使用螺杆，井下复杂情况没有明显改观。

4） 用于通井、钻进的欠尺寸扶正器均使用铜铝合金焊“疙瘩”防磨带。

5） 钻进井段3 479～3 577 m，组合中分别在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加Ø203mm锥形接头。

6） 井深2 500 m以下的Ø127mm钻杆磨损严重，接头磨损最严重的只有Ø137mm（标准Ø165mm），共倒换Ø127mm钻杆2次。

3 井下复杂原因分析

3.1 填井前复杂原因分析

3.1.1 复杂性质

通过3趟简单的钻具组合通井，均未能到井底，并且有以下现象：划眼顶驱蹩停相对较少，倒划眼顶驱经常性蹩停。因井下复杂，划眼经常卡钻，反复大拉力提拉钻具，顶驱蹩停时，正常悬重1 000 k N左右，多次下压至200 k N，上提至正常悬重再开顶驱，都能蹩开。停顶驱开泵上提、下放困难，开顶驱可以活动钻具。井深2 950 m之后划眼第1次相对容易，划过的井段无好转，倒划眼困难，第2次划眼比第1次困难。划眼过后，不开顶驱，钻具无法上下活动，并且划眼过程中前期一直有掉块和细砂源源不断地排出，如图1所示。通过这些现象，以及填井后钻井液密度达到2.20 g/cm3才能稳定井壁，说明填井前井下已失稳坍塌，并且坍塌的掉块很大，结构基本还维持着井壁，但实际与地层脱离，所以钻具往下划眼第1次相对第2次要容易，划眼过的地方掉块浮动，抱住钻具，造成划眼越来越复杂［1-2］。因反复大拉力提拉钻具，在曲率大的井段出现了不连续段的键槽，以致造成最后无法划眼。

图1　填井前常出现的掉块

3.1.2 复杂原因分析

钻进至井深2 960 m进入下沙溪庙后，在用钻井液密度1.74 g/cm3偏低，造成井壁失稳，前期部分井段出现“大肚子”，上调钻井液密度至1.78 g/cm3继续钻进，钻进至3 224 m顶驱蹩停现象逐渐加重，起钻通井。通井不正常，上调钻井液密度至1.85 g/cm3，划眼情况有所好转。起钻更换钻进组合钻进至井深3 236.16 m顶驱蹩停现象不断加深，顶驱转矩由15 k N·m上提至18 k N·m无法继续钻进，把钻井液加重至1.90 g/cm3，提高密度后可带病钻进，直至钻进至井深3 311.31 m起钻通井，起钻过程发生卡钻，12 h后解卡。钻井液密度由1. 74 g/cm3上提至1.78 g/cm3再上提至1.85 g/cm3再上提至1.90 g/ cm3，井壁已经在慢慢地发生坍塌，直至通井期间将钻井液密度上提至2.15 g/ cm3，井下已经无法重新建立平衡。

3.2 填井后复杂原因分析

3.2.1 复杂性质

填井后，从井深2 434 m侧钻2 868.29 m接立柱异常后，通井有大量掉块返出，掉块以上沙溪庙新钻地层岩性为主，在用钻井液密度2.07 g/cm3不能平衡井壁，所以初期系掉块引起的复杂。

钻进至井深3 012.46 m，起钻第2次通井，返出大量细砂及少量掉块，井下复杂属于掉块及岩屑床所致。

逐渐上提钻井液密度至2.25 g/cm3，井下相对正常，但始终难以顺利钻进，起下钻困难，正倒划眼经常蹩停，并且用于通井、钻进的欠尺寸扶正器均使用铜铝合金焊“疙瘩”防磨带出现磨痕。钻进井段3 479～3 577 m，组合中分别在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加Ø203mm锥形接头，接头也出现磨痕。井深2 500 m以下的Ø127mm钻杆磨损严重，接头磨损最严重的只有Ø137mm（标准Ø165mm），共倒换Ø127mm钻杆2次，说明井下存在较为严重的键槽［3］。

3.2.2 复杂原因分析

从侧钻点2 434 m至井深3 060 m，钻井液密度2.13 g/cm3，钻进中顶驱反复蹩停，上提钻井液密度至2.25 g/cm3，井下相对正常，说明钻井液密度2.13 g/cm3不足以稳定井壁，造成井壁失稳，出现掉块。

钻进至3 540 m，造斜点2 434 m，造斜段＋稳斜段共计1 106 m，造斜段＋稳斜段过长，井斜处在1～71°；地层岩性为泥砂岩互层，在井斜超过45°后，尽管密度足够，但也无法根除掉块；且因钻进期间因螺杆和仪器影响，压耗达8～10MPa，造成排量较小，加之“大肚子”影响，带砂困难，从而造成蹩顶驱、起下阻卡等情况

由于井壁不稳造成“糖葫芦”井眼，同时因长时间施工、多次起下钻后形成了键槽，造成无法正常起下钻［4］。

4 建议

4.1 经验教训

高庙103 D井设计钻井周期66 d，设计完井周期78 d，实际钻井周期182.12 d，实际完井周期211.17 d，超设计钻井周期116.12 d，超设计完井周期133.17 d，虽然井下复杂给该井的施工造成无法挽回的损失，在无法改变井下复杂的情况下，通过各种努力，仍然完成了该井的施工，部分经验具有推荐意义。

1） 川西的井采用Ø139.7mm钻杆在上部的情况很少，但高庙103 D井为提升排量，把井深2 200 m以上的Ø127mm钻杆更换为Ø139.7mm钻杆；把单泵Ø170mm的排量改成双泵Ø130mm的排量，通井使用1个泵Ø170mm＋1个泵Ø130mm的排量，大幅提高了施工过程中的排量。

2） 最初使用1.5°自带Ø212mm扶正器的螺杆，随井下复杂情况加重，先改用1.25°自带Ø202mm扶正器的螺杆，再使用1.25°不带扶正器的螺杆，仍然蹩停严重，再改用1.0°不带扶正器的螺杆，从井深3 622 m不使用螺杆，井下复杂情况没有明显改观。通过变换钻具组合能减轻井下复杂。

3） 用于通井、钻进的欠尺寸扶正器均使用铜铝合金焊“疙瘩”防磨带，有利于在键槽、大肚子等地方顺利通过。

4） 钻进井段3 479～3 577 m，组合中分别在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加Ø203mm锥形接头，在键槽不是太深的情况，对井下复杂有一定作用。

4.2 建议措施

根据高庙103 D定向井在施工过程中的复杂情况的，结合定向井施工的一些研究，提出一些定向井的复杂预防措施建议。

4.2.1 科学合理的钻井设计

该井设计钻井液密度最高1.80 g/cm3，实际钻井液密度2.25 g/cm3才能稳住井壁，先撇开2.25 g/cm3是否偏高，但1.80 g/cm3的钻井液密度针对高庙区块的这种井身结构的定向井，是比实际偏低了很多［5］。在钻井工程施工中，设计与实际符合程度越高，施工越安全顺利，反之，施工越困难。高庙103 D井是高庙区块上的1口评价井，这种井身结构的定向井钻前可参考的资料少，地质条件预测不准确，钻井过程中实际偏离了设计，出现井下复杂情况，未能准确把握井下复杂情况的性质，是不能安全快速处理井下复杂情况的原因［6］。

4.2.2 合理使用震击器

高庙区块岩性疏松，成岩作用差，胶结差，泥岩发育，易发生井壁垮塌等复杂情况，在钻进中遇到复杂地层，可在钻铤之间或钻铤与钻杆之间接上震击器，一旦遇卡，可以马上上击或下击解卡。

4.2.3 果断填井侧钻

高庙103 D井前期复杂情况无法处理，填井后侧钻，虽然侧钻井下还是出现了复杂，但如果钻井液密度上提及时，前期就可以稳住井壁，那么侧钻后的复杂或许可以避免。

4.2.4 科学合理使用设备

顶驱装置的使用在很大程度上提高了处理井下复杂情况的能力，使用带有顶驱装备的钻机施工该种定向井，可以倒划眼起钻，能有效地破坏已形成的岩屑床，对降低施工风险、加快定向井施工进度发挥了重要作用［7］。

4.2.5 加强井眼的净化

由于定向井造斜段井斜变化大，井眼难清洁，同时在定向井中岩屑重力效应影响了井眼清洁，再者，小井眼环空间隙小，泵压高，因排量受限，施工中易形成岩屑床，进一步增加磨阻和井下复杂情况发生的几率，此时，钻井液流变性和携岩清砂能力显得更加重要［8］。

4.2.6 加强井塌的预防

适当提高钻井液黏度、切力，尽可能降低失水量并形成致密的泥饼，补加防塌剂，增强钻井液的防塌能力。井塌严重出现较大尺寸掉块时，可加大钻头水眼，用高泵压、大排量洗井，将坍塌的岩块带出［9］。若遇起下钻卡阻现象时，采用倒划眼措施，直到井眼畅通、起下钻无遇卡阻现象为止。

4.2.7 钻进过程中加强活动钻具

1） 在大斜度定向井中要有计划地进行短程起下作业，以起到破坏岩屑床、清洗井壁的效果。在大斜度井眼里，钻杆紧贴下井壁，钻具上下活动时，钻杆接头部分能刮开已形成的岩屑沉积床，使岩屑沉积床散开到环空钻井液中，便于钻井液带出井口，从而有助于井眼净化［10］。

2） 尽量减少钻进过程中钻井液静止的时间。接单根和其他不能正常循环钻井液的情况下，钻井液岩屑量很容易下沉到下井壁，停的时间越长，沉积越彻底，因此应该尽量避免这种情况的发生。

3） 滑动钻进时，最后1个单根剩下2～3 m时尽可能采用复合钻进的方式钻进，钻完1个单根应进行1～2次划眼，然后下放到底，再接上单根后测斜，能有利于携带岩屑。在造斜率允许的条件下尽量多采用复合方式钻进，这样既可改善井眼的平滑性，又可促进钻屑的返出［11］。

参考文献：

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［2］ 刘华东，石现明.键槽卡钻与粘附卡钻产生的原因与预防措施［J］.内蒙古石油化工，2013（14）：81-82.

［3］ 尹邦勇，刘刚，陈红.5种定向井卡钻及预防措施［J］.石油矿场机械，2010，39（11）：68-71.

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［9］ 胡家森，蒋铭坤.川东北气液转换技术探索［J］.钻采工艺，2013，36（2）：114-117.

［10］ 胡家森，唐涛，张艳，等.川西水平井提速提效可行性分析［J］.内蒙古石油化工，2013（20）：31-34.

［11］ 胡家森，刘秋霞，乔立伟，等.涡轮钻井技术在四川元坝区块的应用分析［J］.石油矿场机械，2015，44（5）：86-92.

Temple Complex Processing Technology to Explore Typical Directional Well of Gaomiao 103 D

LIU K uiye1，HU Jiasen1，LIU Qiuxia1，LAO Dayun1，ZHANG Yan2
（1. Guɑngxi Drilling Compɑny，Southwest Petroleum Engineering Compɑny，Nɑnning 530000，Chinɑ；2. Hubei Proυince Key Lɑborɑtory of Oil ɑnd Gɑs Drilling Engineering，Yɑngtze Uniυersity，Wuhɑn 430100，Chinɑ）

Abstract：The Western Sichuan Gao Miao block is of loose lithology，poor diagenesis，poor cementation，shale，troubleso me hole collapse. The low drilling fluid density may cause wellbore instability，collapse. The permeability of the Shaxi Tem ple of sandstone mudstone is better，development encountered during drilling，is hydrated expansion off block，causing the borehole wallinstability. To Shaxi 103 D well drilling，Gao Miao Tem ple group，the early emergence of blocked，drilling fluid density fro m 1.74 g/cm3，after five times adjusting，up to 2.13 g/cm3，put on the drilling fluid density is lagging behind，lost the best opportunity to maintain stable mudstone，the final drilling fluid density to 2.13 g/cm3could not be restored well stably，leading to fill sidetracking. Lateral drilling，dow nhole again com plex continued to finish drilling，cause irreparable da mage to the construction.In this paper，the basic condition of the detailed analysis of 103 D well before and after Gao miao com plex，and the analysis of com plex causes and treatment process，and finally puts forward the construction experience and lessons and suggestions.

Key Words：directional well；com plicated situation；technology exploration

作者简介：刘奎业（1971-），男，广西南宁人，工程师，主要从事钻井工程技术管理工作，E-mail：309189846 @ qq.com。

基金项目：国家自然科学基金“页岩气开发条件下泥页岩井壁稳定与破裂机理研究”（51174036）

收稿日期：2015-07-06

文章编号：1001-3482（2016）01-0070-07

中图分类号：T E921

文献标识码：A

doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.01.016