塔河油田超深井的几类钻井复杂性分析

宁宇祥(中石化西北油田分公司石油工程监督中心，新疆 轮台 841600)

0 引言

伴随我国社会经济的不断发展，国内对于石油的需求量持续增加。石油开采从陆地延伸至海洋、从浅井开发到超深井勘探，从追求效益、速度到如何确保绿色、安全。石油钻井是一项高投入、高风险作业，施工过程中技术工艺不适应、员工操作不当或管理缺陷都可能引发钻井复杂，处理不当更会导致井下故障甚至事故。所以，需要结合施工过程的各类风险，进行JSA分析，制定相应的预防和消减措施，确保施工本质安全。

1 塔河油田几类不常见复杂

塔河油田碳酸盐岩储集层主要为岩溶作用、多期构造叠加及构造变形作用形成的缝洞型储集层，裂缝具有连通有效储存空间的桥梁作用[1]。大于6000m的超深井井身结构一般为3～4级(盐下井为4～5级)，具有油藏埋藏深，二开裸眼段长，地层温度高，钻遇多个压力体系等特点。再者，随着油田降低综合开采成本开发和增储上产的需要，超深侧钻短半径水平井占比逐年增加，与常规中、长半径水平井相比较除具有提高油气采收率共性外，还具有成本低、周期短、见效快等特点[2]。超深井施工中存在各类井下、井控风险，不同区块差异性较大。部分施工单位技术管理薄弱，区块调研和对地层研判不够，应对异常、复杂的措施针对性不强或无措施，导致施工中一些非常见的复杂发生后，处理不当导致恶化，主要体现在：

(1)溢流压井后发生卡钻处理；

(2)目的层钻进过程出现同层溢、漏情况处理；

(3)小井眼工具发生断裂处理。因此，在单井施工和技术方案中，必须根据井型和地层特点制定针对性的应急处置预案，确保井下、井控安全的同时，提高处理时效。

2 超深井钻井所遇问题分析及应对措施

2.1 溢流压井后卡钻处理

2.1.1 出现的问题及应对措施

分析近两年施工井，主体区块A、B等2口井在目的层处理溢流后发生卡钻。2019年施工的A井侧钻至一开中完井深6017m，因出稠油进行平推压井后井底打塞封隔，扫塞至井深6013m发生溢流，平推压井完发生卡钻，进行常规处理无效，后强行倒开采用震击器对扣成功，由于震击无效，倒开震击器对鱼顶以下井段打水泥塞封固后完井。2020年施工的B井卡钻原因分析准确、处理及时，解卡成功。下面以B井为例，从卡钻发生前后发生及处理进行简要分析：

该井是部署在塔河十区的一口一开制侧钻井，侧钻点5947m，设计井深6723.25m，实际完钻井深6649.36m，最大井斜91.46°，全井水平位移666.99m。故障发生情况：钻至6649.36m发生井漏失返，简化钻具后下钻到底准备钻进时发生溢流，溢流速度13.2m3/h，关井套压0.74MPa。先后采用密度1.45g/cm3、1.70g/cm3重浆进行平推压井三次，压井过程存在井漏现象，套压由0.74-1.90-1.30-0MPa。起钻至6551.30m再次溢流，溢流速度由线性快速升至15m3/h，关井套压2.1MPa，由于平推压井地层未完全破裂吃入后进行反吐，决定采用1.45g/cm3泥浆进行节流循环压井。压井完后开井观察，发现卡钻，与此同时，井口开始线性溢流，观察10min后溢流量升至10m3/h。

2.1.2 卡钻原因分析

首先，井队未对拉运泥浆进行处理直接降密度后泵入压井，地层出水后泥浆在水平段分层沉降。再者，多次压井地层未完全破裂连通，返吐岩屑平铺在水平段。其次，节流压井时井队长时间未活动钻具，泥浆沉淀物和岩屑粘附在底部紧贴井壁的钻具上。

2.1.3 溢流卡钻处理过程

根据区块地层研判，该区块地层压力常压，钻进过程油气显示不活跃，综合分析井控风险较小，反复压井效果不佳，多次压井有可能进一步导致故障恶化，决定先开井处理卡钻再进行压井。精准分析卡钻原因后，由于灰岩地层稳定，采用稀胶液大排量冲洗水平段和底部钻具，由于方案得当，冲洗完成后钻具解卡。

2.1.4 认识与建议

分析两次卡钻，均为钻入“定容体”后发生溢流，反复处理时发生卡钻。因此，针对在灰岩或均质性地层处理溢流时发生卡钻，一定要详细分析地层压力系数、实钻油气活跃度，井控风险大小。如无井控风险，则可采取开井处理方式，边大幅活动钻具边泵入胶液冲洗井底；若存在井控风险，建议关井进行处理，先节流循环给环空直井段泵入2000～3000m左右的“重浆帽”，再泵入轻质泥浆进行冲洗底部钻具，“重浆帽”的量要大于冲洗轻质泥浆的量。

2.2 溢、漏同层井钻进

2.2.1 出现的问题及应对措施

由于老井前期经过酸压、注水等多轮开采，地层形成纵向裂缝，钻遇过程出现开泵漏失、停泵溢流，反复处理，效果均不佳甚至导致卡钻等险兆。分析近两年主体区块施工井，C、D、E等井在实钻中溢、漏同层，均造成一定的时效损失。2019年施工的C井是一口二开制水平井，二开采用1.18g/cm3泥浆钻进至6117.75m发现线性溢流，关井后套压上涨较快(10min涨到7.4Mpa)，现场先采用1.35g/cm3、1.40g/cm3共计90m3进行平推压井，后采用分段降密度至井筒当量为1.31(再次溢流)，累计处理7天，效果不佳，最终采用1.33g/cm3泥浆控制开泵漏速在2～3m3/h钻进，起钻和短起下时平推“重浆帽”确保井控安全，生产效率较低。2020年施工的D井因处理溢流卡钻，解卡后提前完钻；E井首次在塔河工区引进旋转控制头控压钻进，取得效果十分良好，下面以该井为例，简要分析前后发生原因分处理过程：

E井是部署在塔河十二区的一口一开制侧钻井，侧钻点6366m，设计井深6837.67m，实际完钻井深6836.34m，最大井斜68.6°，全井水平位移402.38m。该井采用1.19g/cm3泥浆钻进至井深6417.16m，发生溢流，用1.60g/cm3泥浆平推压井，地层不破，后采用1.3g/cm3泥浆节流循环压井成功，节流过程存在微漏失。继续定向钻进至6422.52m、6423.58m分别发生两次失返，失返钻进至6428.53m，发生第二次溢流，采用1.85g/cm3重浆平推困难，压力越推越高，后再次采用1.35g/cm3泥浆节流压井，停泵溢流，开泵漏失。

2.2.2 溢、漏原因分析

根据老井电测解释，6397～6434m为水层，6423～6440m为漏层，6423～6434m为水、漏同层，该井钻遇盐水层且定容体特性造成压井后溢流、井漏反复性发作，增加钻井施工难度。

2.2.3 旋转控制头处理过程

由于地质任务尚未完成，常规钻井难以满足施工要求，为解决地层窗口较窄的现状，采用旋转控制头控压钻进。使用1.17g/cm3泥浆在6428.53～6431m井段采用常规钻具进行控压试钻进成功后，起钻更换原定向钻具组合钻进，期间控压在5MPa左右，施工正常，钻至设计井深6836.34m顺利完钻，仅用7.76天就优质完成钻井任务。

2.2.4 认识与建议

旋转控制头能够有效解决部分区块地层窗口较窄的难题，能够更好的实现地质目的和保护油气层，确保连续施工和井控安全，同时低密度泥浆钻井，也能大大降低井下卡钻的风险，具有推广价值。因此，在设计源头，建议做好进行地质、工程调研工作，针对地层窗口较窄、施工风险较大的短半径侧钻水平井直接安装旋转控制头。

2.3 小井眼工具发生断裂

2.3.1 出现的问题及应对措施

目前主体区块盐下井一般设计为四开或五开制，五开井的目的层井眼尺寸为120.65mm，施工井段在200m左右，相应螺杆等井下动力工具外径为95mm，工具选择单一，小尺寸动力工具稳定性相对较差，相匹配的打捞工具较少，一旦发生故障，打捞和处理比较困难。因此，在主体区块，个别施工单位在目的层小井眼钻进时仅为确保井下安全而摒弃动力工具，但是常规钻具钻进又存在井身质量难以控制和钻井速率较低两大问题。

F井是部署在塔河十区的一口一开五开制井，设计井深6395m，实际完钻井深6445m。自6209m底带95mm螺杆开始进行五开钻进，钻至6225.64m时，立压由22.7↑23.9MPa，扭矩由9.8↑17.2kN.m，停泵后立压未降，随即起钻检查发现螺杆断裂，断裂部位在螺杆马达与万向轴连接处壳处，其万向轴壳体公扣根部断裂。

2.3.2 断裂原因分析

该螺杆由原1.5°弯螺杆拆解更换壳体后配置为直螺杆，原螺纹处均用丝扣胶紧固，上卸扣过程中壳体本身强度较低，可能造成壳体损伤。钻进过程中，扭矩异常导致螺杆断裂，螺杆外壳断开后，防掉装置起作用后堵塞流道造成停泵泵压不回零。

2.3.3 断裂处理过程

由于螺杆厂家2019年专门针对该螺杆尺寸定做了一只115mm卡瓦打捞筒，前期在塔里木油田打捞失败，引鞋位置由于受压已变形。由于无其他工具可用，现场技术人员对该工具进行拆解，重新打磨引鞋、控制环，扩大其内径，最终一次捞获成功。

2.3.4 认识与建议

针对120mm小井眼钻进，由于95mm螺杆抗扭能力较差(12kN·m)，建议该尺寸螺杆使用原装产品，避免在更换壳体时造成本体或螺纹损伤。钻井公司应加强司钻等主要岗位应急能力培训，规范小工具使用参数，避免盲目走上限或超限使用，小井眼钻进一旦出现工程参数异常情况，应立即起钻检查，避免在尝试过程中损坏鱼头造成打捞困难或无法打捞。

根据该井使用螺杆前后对比，带螺杆钻具组合的钻井机械钻速要比不带螺杆提高1m/h左右，提速34.27%；由于井眼较小，螺杆钻具在控制井斜方面优于常规钻具。因此，在加强产品质量把控和合理控制钻井参数的条件下，在小井眼提速和控制井身质量上建议还是优选动力钻具。

3 结语

综上所述，超深井钻井由于地层因素、技术方案、人员操作、应急处理不当等情况，可能会钻遇各类问题，为尽量较少复杂(故障)的发生或提高处理时效，要“预防-方案-培训-处理”有机结合，即：首先，充分调研邻井实钻施工情况，制定相应的预防和消减措施；再者，完善和细化技术方案并全员交底；其次，加强员工技能培训，提升主要操作人员技能水平；最后，做好故障应急处理方案，确保一旦发生故障，能够快速反应并及时处理。