印尼厘茂油田INJ-02B井密閉取心復雜情況處理與分析

史　成　發（大慶油田鉆探工程公司鉆井三公司工程開發分公司，黑龍江大慶　163413）

印尼厘茂油田INJ-02B井密閉取心復雜情況處理與分析

史成發
（大慶油田鉆探工程公司鉆井三公司工程開發分公司，黑龍江大慶163413）

INJ-02B井是印尼厘茂油田第一口取心井，設計井深1500 m，取心段長90 m。對比電測發現，取心段上部的井壁出現坍塌和縮徑，導致下取心鉆具失效。取心鉆進過程鉆遇極松軟地層，巖心強度不夠，無法成巖，造成堵心。同時由于松軟地層鉆速較快，地面無法判斷是否已經堵心，進而導致磨心。經現場分析，在井徑不規則井段，下入牙輪鉆頭劃眼，確保井徑規則，下鉆至井底時采取轉盤高速旋轉以破碎大塊巖屑，同時打高黏鉆井液將大塊巖屑攜帶出井筒，確保井底清潔。再通過分析取心鉆時，采用適合于松散地層的低鉆壓、低轉數和低排量的鉆進參數來提高巖心的成巖率，從而降低堵心和磨心的風險。由于現場及時采取了以上技術措施，確保了該井取心的整體收獲率為90.37%。該技術適用于印尼厘茂油田井塌井和松軟地層的密閉取心的施工。

取心；井壁坍塌；松軟地層；密閉率；收獲率；印尼厘茂油田

INJ-02B井是大慶鉆探印尼厘茂油田一體化項目的第1口井，也是該油田的第1口取心井，目的是了解該井R4和R6層的含油飽和度和含水情況，為今后采取注劑增產措施提供依據。該井設計井深1500 m，密閉取心90 m，覆蓋了R4-R7等主要產層。該井在取心前進行了對比電測作業，測井儀器上提和下放過程都發生不同程度的遇阻，儀器取出后發現扶正器膠皮損壞落井，通井后二次測井成功。通過井徑曲線發現，井壁坍塌嚴重，伴有局部縮徑，給順利下入取心工具增加難度。第4筒心鉆至R5層位，井深1 325 m時發生堵心，經錄井巖性描述，該層位巖性為砂巖，同時夾雜有白云巖，膠結性極差，巖心易被鉆井液沖蝕而無法入筒。現場針對以上問題及時調整技術措施，確保正式取心前井眼清潔，取心鉆具順利下入井底。另外，根據地質錄井的巖性描述，分析松軟地層巖心破碎機理，與自鎖式密閉取心原理相結合［1］，制訂出松軟地層密閉取心現場技術措施，現場將該技術措施應用在接下來的后5筒心的施工作業中，有效避免了繼續堵心和丟心現象的發生，確保了該井整體取心作業的成功。

1　INJ-02B井基本情況

1.1井身結構

INJ-02B井井身結構見表1。

表1　INJ-02B井井身結構

1.2地層特點

該井取心設計層位為R4-R7，井深1 296 ～ 1 386 m，該層位巖性主要為淺棕色、灰棕色油浸細砂巖，夾薄層泥巖和灰色細砂巖。上部砂巖和頁巖互層，砂巖層和頁巖層中間夾雜薄煤層，下部是粗砂巖層，中間含薄層頁巖和煤。

1.3取心鉆具組合和參數設計

取心鉆具組合設計為：?215.9 mm密閉取心鉆頭+?177.8 mm取心工具+?165 mm鉆鋌×115.8 m +?127 mm加重鉆桿×96.5 m+?127 mm鉆桿。

取心鉆進參數設計見表2。

表2　INJ-02B井取心鉆進參數設計

2　井塌和井底落物的處理

該井取心前按照要求進行對比電測，第1次電測在井深1140 m遇阻，上提儀器有遇卡顯示，儀器取出后發現扶正器膠皮落井，形成井底落物，給取心作業增加難度。通井劃眼后二次電測成功，井徑曲線顯示最大井徑達410 mm，段長8.5 m，最小井徑205 mm。經分析發生嚴重井塌和縮徑，井壁極其不規則，落井的膠皮和大塊巖屑堆積在井底，不具備取心作業的基本條件，必須采取適當的處理措施。

2.1牙輪鉆頭通井

用牙輪鉆頭進行通井，下鉆過程有遇阻顯示劃眼通過，通過后上提鉆具，停轉盤，停泵下放鉆具，如再有遇阻顯示，重復劃眼，直至下放無遇阻顯示方可繼續下鉆。下至井底后，調高轉盤轉速，破碎井底大塊巖屑，便于鉆井液攜帶。

2.2高黏鉆井液凈化井眼

預先配置黏度為150 s的鉆井液40 m3，待牙輪鉆頭劃眼至距離井底8 m時，改用高黏鉆井液進行循環，進而攜帶出井底大塊巖屑，達到凈化井眼的目的。循環40 min后，發現振動篩處出現大塊巖屑，數量逐漸增多，1小時后逐漸減少直至沒有。判斷井底基本清潔，但是未發現測井扶正器膠皮。

2.3下取心工具試取

按照正常情況下入取心工具，安裝3個密閉頭銷釘，下至距離井底5 m左右時再次遇阻，鉆壓控制在10 kN，轉盤轉速35 r/min劃眼，但是隨著轉盤轉動，鉆壓出現波動，瞬時增至80 kN，人工無法控制，3個銷釘最大承受50 kN壓力，地面判斷已經提前剪銷，井底除了殘留膠皮以外，還有少部分大塊巖屑，現場決定，繼續劃眼至井底，此次試取的目的改為繼續凈化井底，不進行取心鉆進。劃眼進尺5 m，耗時2.5 h。

起完鉆后發現，密閉頭已經剪銷，內筒下部是幾塊大塊巖石，上部是幾塊膠皮堵在巖心爪處，膠皮拼湊出一個扶正器，巖心爪完全撐開，開口兩側錯開變形，限位臺肩前端已經卡進內筒，由于膠皮和巖塊把內筒下部堵死，密閉液沒有流失。

3　松軟地層堵心的處理與分析

再次下入取心筒時，為了避免提前剪銷，密閉液流失，銷釘增至6個，下至距離井底3.5 m時再次遇阻，開泵循環，緩慢下放至井底，無異常情況發生，開始正常取心作業。

3.1堵心的基本情況

前3筒心從剪銷、樹心、取心鉆進和割心顯示上都十分正常，收獲率均為100%，第4筒心剪銷和樹心顯示正常，前3 m鉆進時平均鉆速為0.13 m/min，3 m以后平均鉆速為1.67 m/min，鉆速增加明顯，進尺9.4 m后割心無顯示。起出后卸下絲堵時，發現內筒憋壓，大量密閉液從內筒噴出，卸下鉆頭，內筒下部堵心，巖心爪損壞，筒內取出大量細砂，巖心長度只有3.5 m。

3.2松軟地層堵心原理分析和預防措施的制訂

從取心過程和出心情況來看，發生了堵心和磨心，進尺3 m后，鉆速加快，說明鉆遇不成巖的疏松地層，疏松的巖心不能順利進入內筒，在巖心爪處堆積，充填了巖心和內筒之間的間隙，密閉液排出不暢，導致內筒壓力上升，巖心進筒的阻力也逐漸加大，最終完全堵塞密閉液排液通道，內筒憋壓，巖心無法進入內筒，出現堵心情況，情況繼續惡化，后續巖心無法進入內筒，發生磨心，松軟地層磨心后鉆速上沒有明顯變化，地面難以判斷，最終導致無法彌補的損失。

松散砂巖表面粗糙，對密閉液排出速度有影響，必須通過控制鉆速來消除，現場決定采用適合于松散地層的低鉆壓、低轉數、低排量的鉆進參數［2］。

低鉆壓，控制機械鉆速，巖心進筒速度小于密閉液排出速度，使密閉液能順利排出，避免內筒憋壓。

低轉數，因為密閉取心筒是一種雙筒雙旋轉的取心工具［3-4］，內筒中的密閉液隨內筒轉動也緩慢旋轉，對松散地層巖心有破壞作用，降低轉數有利于保證巖心的完整。

低排量，減小鉆井液對巖心的沖蝕。

調整后的取心鉆進參數為：轉盤轉速35 r/min，排量20 L/s，鉆壓低于20 kN，保證鉆進速度在8～10 min/m。

在低排量鉆進的情況下，為了使巖屑能夠攜帶出井筒，避免每次下鉆到底時由于沉砂太多而下不到井底，在割心前20 min采用高黏鉆井液進行循環［5］。采取以上措施，除了在第8筒和第9筒心的地層出現松軟薄夾層后，導致巖心磨損，收獲率較低以外，第5、6、7和10筒收獲率均達到100%。見表3。

表3　INJ-02B井取心情況

4　結論與建議

（1）取心作業不宜急于求成，之前的徹底暢通井眼和凈化井底等準備工作，會給取心的成功帶來事半功倍的效果。

（2）取心作業的鉆進速度并不是越快越好，發現鉆時異常應立即分析原因，及時調整鉆進參數。

（3）合理利用臨井資料，分析取心段可能鉆遇的地層巖性、鉆速和復雜情況等，提前采取合理的技術措施，對于保證取心收獲率是一項十分有必要的準備工作。

［1］郭立輝.松散地層取芯技術實例分析［J］.中國新技術新產品，2013（16）：25-27.

［2］任美洲.煤田勘探中松軟地層取芯工藝的應用及改進［J］.化學工程與裝備，2015（2）：31-32.

［3］裴學良.勝利松軟地層密閉取芯技術在吉1井的應用［J］.西部探礦工程，2012，24（4）：42-44.

［4］ 孫少亮，尹家峰. JH-1井取心實踐與認識［J］.石油鉆采工藝，2012，34（2）：115-117.

［5］ 路峰.連續密閉取心技術在牛頁1井的應用［J］.石油鉆采工藝，2013，35（3）：108-110.

（修改稿收到日期2015-06-25）

〔編輯景暖〕

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

史成發，1980年。2004年畢業于大慶石油學院石油工程專業，現從事于鉆井技術管理工作。電話：15945926429。E-mail：shichengfa@126.com。

引用格式：史成發.印尼厘茂油田INJ-02B井密閉取心復雜情況處理與分析［J］.石油鉆采工藝，2015，37（4）：39-41.