托普臺區塊TP35-2井長裸眼井段復雜情況淺析

戚瑞健

（中石化華北石油工程有限公司西部分公司，新疆輪臺841600）

托普臺區塊TP35-2井長裸眼井段復雜情況淺析

戚瑞健*

（中石化華北石油工程有限公司西部分公司，新疆輪臺841600）

TP35-2井是由西北油田分公司布署在塔里木盆地沙雅隆起阿克庫勒凸起西南傾末端的一口評價井，該井設計井深6179m，實際完鉆井深6200m。該井在鉆遇二疊系層位發生漏失復雜，起鉆困難等一系列問題，在處理過程中獲得的施工經驗對塔河油田托甫臺區塊奧陶系油藏開發井的施工具有一定的參考價值。

鉆進；鉆具；二疊系；井漏；井控裝置；完井

托普臺三區塊為阿克庫勒凸起西南傾末端的一口評價井，該區塊設計井身結構一般為三級結構井，TP35-2井為西部公司在托普3區塊施工的第一口三級結構井，鉆遇井段較多，鑒于裸眼段較長，對鉆井液、工程方面要求較高，在實際的施工過程中出現了較多的問題，該井在鉆遇二疊系層位發生漏失復雜，起鉆困難等一系列問題，在處理過程中獲得的施工經驗對塔河油田托甫臺區塊奧陶系油藏開發井的施工具有一定的參考價值。

1　鉆進過程中的難點

二開井段1204～6112m，依次鉆遇庫車組、康村組、吉迪克組、蘇維依組、庫姆格列木群、巴什基奇克組、巴西蓋組、舒善河組、亞格列木組、侏羅系下統、哈拉哈唐組、阿克庫勒組、柯吐爾組、二疊系、卡拉沙依組、巴楚組、柯坪塔格組。本井段上部地層以粉砂巖、泥巖、泥質粉砂巖為主，地層膠結疏松，是快速鉆進的井段，同時又因泥巖地層軟，吉迪克組的砂質泥巖含粉末狀石膏層，遇水軟化、膨脹而造成縮徑阻卡；砂巖地層滲透性好，極易形成厚泥餅而出現縮徑阻卡，地層交替較頻繁易造成井斜增大。因此，在快速鉆進的同時，保證井身質量是本井段的重點。同時該段地層沙泥巖不等厚互層，地層軟硬變化頻繁，正確使用好PDC鉆頭和控制好井身質量是該井段的工作重點。鉆進過程中，注意觀察鉆時、扭矩，返出巖屑，合理控制好鉆壓、轉速，鉆具組合中有螺桿鉆具時在滿足清洗井底巖屑的情況下盡量采取小排量進行鉆進，以延長PDC鉆頭的使用壽命。三疊系易產生剝落掉塊，二疊系易漏，易產生掉塊。柯坪塔格組易產生掉塊。

2　鉆頭的選型

根據以上地層地質特點出，在鉆井參數選擇、鉆頭選型方面進行了優化。首先，選用1只HAT127鉆頭掃水泥塞及附件，繼續鉆進至井深2000m起鉆更換PDC+螺桿鉆具組合，使用了億斯達ES1935SG鉆頭，配合立林3LZ197螺桿，3頭7級馬達，具有高轉速特性，參數表顯示40L/s排量即可達246r/min的轉速。考慮到螺桿推薦排量較低，而本井使用的5-1/2″海隆HLIDS小接箍大水眼鉆具有低循環壓耗的特性，適宜大排量鉆進，前期使用42L/s排量鉆進，機鉆對比臨井較慢，逐漸提高排量至54L/s后機鉆有所提高，隨著井深逐漸加深，泵壓升高，逐漸降排量至42L/s，其中T2a、T3h、K1s、N1k底部井段均遇阻較嚴重，考慮泥漿密度提高過快在井壁上形成虛厚泥餅所致，起鉆完，鉆頭2個復合片幾乎脫落，螺桿軸承間隙達17mm，同時考慮到可能鉆進至二疊系，甩掉8″鉆鋌，更換立林5LZ197螺桿，5頭5級馬達，原鉆頭下鉆，下鉆到底后，開泵頂通壓力較高，4L/s小排量循環壓力達到6MPa，實測出口泥漿粘度超過100s，因泥漿轉型后未充分循環即起鉆造成粘度過高，循環壓力下降后開始鉆進。

3　二疊系井漏

3.1第一次井漏

鉆進至井深4575.42m（二疊系頂深4568m），巖性為灰白色凝灰巖，降低排量至20.8L/s，繼續鉆進至4576m，測得漏速22.36m3/h。停止鉆進上提鉆具，小排量9.6L/s循環觀察，測得漏速10.63m3/h。后起鉆甩掉螺桿、8″鉆鋌、扶正器，更換常規鉆具組合。下鉆至井深4540m，劃眼到底4576m，漏速約10m3/h，打入濃度10%的堵漏漿8m3（排量14.5L/s），堵漏漿進入環空，漏速開始下降至約4m3/h，鉆進至4582m后漏失基本消失，提高排量至19.2L/s，此后觀察未發現漏失，逐漸提排量至24L/s，鉆進至4692m后鉆時由20～30min/m上升至40～50min/m經撈砂確定進入C1kl，提排量至27L/s，轉速由60r/min提至70r/min。鉆進至井深4745m（進入C1kl 53m），循環泥漿短起下鉆后投多點起鉆。下入立林5LZ197螺桿+億斯達ES1635PDC鉆頭，下鉆到底鉆進至井深4981m后鉆時由15min/m左右上升至60min/m左右。更換陸海5LZ197螺桿+億斯達ES1635PDC鉆頭下鉆，下鉆至井深4811m后遇阻，開泵準備劃眼時發現頂通后井口不返漿，配好堵漏漿后打入堵漏漿30.2m3，頂替到位后井口仍不返漿，起鉆至井深4361m后嘗試頂通，返漿仍很小，活動鉆具靜堵，間歇頂通，漏失仍較嚴重，決定起鉆更換常規鉆具組合后下鉆進行堵漏作業，下鉆至井深1180m，備漿充分后繼續下鉆準備堵漏，下鉆至井深3796m后漏失量明顯增大，決定起鉆更換光鉆桿堵漏，下鉆至井深4385m中途頂通循環后繼續下鉆至井深4800m（二疊系底部4692m），打入堵漏漿33.25m3并替漿到位，搶起至井深4380m后循環泥漿，開始承壓堵漏，累計泵入10m3，最高打壓至3.2MPa，穩壓30min降至2.7MPa，泄壓后回吐6m3，地層吃入4m3，堵漏效果不理想。循環泥漿后，將鉆具下至4800m，循環，再次打入堵漏漿32m3，起鉆至井深4400m后進行承壓堵漏，最高打壓至3.7MPa，穩壓40min，壓降0.3MPa，累計泵入15m3，回吐4m3，地層吃入11m3，循環泥漿觀察漏失量后起鉆，組合常規鉆具組合下鉆至井深4833m遇阻開始劃眼，劃眼至井深4875m，接單根后開泵發生憋泵，分析認為堵水眼，決定起鉆檢查，起鉆至4400m后水眼倒返漿嚴重，說明水眼未堵，開始循環泥漿，循環結束，開始劃眼下鉆，劃眼至原井深4985m，開始鉆進。

3.2第二次井漏

甩掉螺桿，下常規鉆具+PDC下鉆劃眼至井深4374.10m發現漏失（立壓由 11.11MPa下降至10.46MPa，出口流量15.93%下降至13.37%，總池體積由132.90m3下降至131.90m3）。漏失層位：二疊系（二疊系頂界井深為4568.00m，底界4692.00m），巖性：灰白色凝灰巖、綠灰色英安巖。繼續劃眼至井深4380.44m后開始整立柱下鉆，劃眼期間漏速6.02m3/h。下鉆至井深4672.22m遇阻，開泵嘗試建立循環，打入8m3井口不返漿，環空吊灌9m3灌滿后繼續下鉆，下鉆至井深5240m開泵嘗試建立循環，打入3m3井口無返漿，決定起鉆。起鉆完（起鉆期間從環空累計灌漿36.55m3，井口未見液面），從環空吊灌16.8m3灌滿，保養設備后開始下鉆，下光鉆桿至井深1180m（井口可見液面，但不返漿，漏失泥漿4.96m3，漏速2.29m3/h）停止下鉆備漿，備漿較充分后繼續下鉆（備漿期間從環空吊灌，累計灌入7m3，最后一次吊灌時井口返漿），下鉆至井深4800m（漏失泥漿22.63m3，漏速2.38m3/h）后小排量頂通循環泥漿，發現失返停泵（漏失泥漿14.58m3，漏速19.44m3/ h）立即組織配堵漏漿（期間從環空吊灌4m3，井口未見液面）。開始打入堵漏漿打堵漏漿39m3（其中含4%雷特堵漏劑的堵漏漿30m3）并替漿到位（前期井口微量返漿，后期失返，井口不可見液面，漏失泥漿79.12m3），起鉆至井深4000m并進行靜堵后開泵準備建立循環，開泵后井口失返。下鉆至井深4600m后再次打入堵漏漿34.8m3，并就地進行承壓堵漏（累計泵入10m3，最高打壓至2.8MPa，穩壓30min，壓降0.4MPa，回吐6.5m3，地層吃入3.5m3），起鉆至井深3900m，再次進行承壓堵漏（最高打壓至2.9MPa，穩壓30min，壓降0.5MPa，累計泵入10m3，回吐2.47m3，地層吃入7.53m3），下鉆至井深4900m將堵漏漿循環出井后起鉆。

4　起下鉆困難

組下常規鉆具下鉆至井深5200m，準備劃眼時發現憋泵，判斷堵水眼，決定起鉆。起鉆完，鉆頭及最下面兩根鉆鋌水眼被沉砂堵死。清理鉆頭及鉆鋌內的沉砂后原鉆具下鉆，劃眼至井深4854m后加單根時發現憋泵，判斷環空進入鉆具水眼內的含砂量過高，立即起鉆至井深4790m，反復活動鉆具后建立循環后處理泥漿后繼續劃眼，劃眼至井深4940m，再次發生憋泵，起至4920m活動鉆具后建立循環后處理泥漿。由于劃眼時多次在加單根時發生憋泵，劃眼過程中扭矩波動大，分析認為泥漿攜砂性能較差，同時井壁存在剝落掉塊及失穩，經循環處理泥漿，提高泥漿粘切及防塌性能后開始繼續劃眼。

劃眼至井深5259m，加單根期間更換方保，用時15min，期間開轉盤活動鉆具，接上單根開泵發現憋泵，上提下放無法活動鉆具（懸重210t，上提至240t，下放至140t無法活動，坐吊卡后轉27圈，電流900A轉開，保持鉆具轉動，開泵憋壓至4MPa，出漿槽見筷子粗細的返漿，繼續憋至8.5MPa，出漿逐漸增大，出漿明顯增大，返漿基本正常，提排量至24L/s，下放鉆具無顯示，開轉盤循環泥漿后繼續劃眼。劃眼到底，鉆進至井深5900m（進尺5m）后起鉆。起至5430m后發現遇阻，用方鉆桿帶出兩個單根后，開泵憋至8MPa，鉆具坐吊卡開轉盤，扭矩260～270A左右平穩，幾分鐘后扭矩突然憋至400A后釋放，立壓同時下降，開泵建立循環，循環未見大量返砂，繼續起鉆，起鉆完。未漏失。

更換新的HJ517G牙輪鉆頭，加單流閥下鉆，下鉆較為順利無漏失，在5400～5450m井段，5800～5900m井段劃眼，9日19：30劃眼到底后開始正常鉆進。12日2：00鉆進至井深5962m后鉆時逐漸變慢由30～40min/m上升至80～100min/m，由于前期井內存在漏失及井壁失穩等復雜問題，經批準在泥漿中混入原油，至11：30循環混油結束后起鉆，出井牙輪鑲齒全部斷碎。

5　結論認識

（1）起下鉆作業是二開作業中最為艱難、風險性最大的一項作業，要求剎把操作必須耐心，謹慎，不得操之過急；任何時候都要保持液柱壓力。起下鉆作業嚴格控制速度，防止壓力激動造成井壁不穩定。為防止壓差卡鉆，鉆具在裸眼內靜止時間都不超過3min，鉆具每次活動距離不少于2m，轉動不少于10圈，活動后應恢復原懸重。

（2）測井前更換牙輪鉆具進行了認真通井，短起前打封閉漿封閉井底200m，到底仍有12m沉砂，再次循環泥漿打封閉漿封閉井底200m后進行第三次短起下鉆（短起下井段6112～4200m）驗證井底沉砂情況，到底有10m沉砂。循環過程中，配制加雷特攜砂劑的泥漿10m3（濃度0.7‰），循環出井后未能帶出巖屑，后配制固井方提供的歐美科ATL-1纖維材料固井堵漏劑作為攜砂劑40m3（濃度2.7‰），入井32m3仍無明顯效果。進行第四次短起下鉆（短起下井段6112～4200m）后井底有5m沉砂。充分循環后起鉆，起鉆前分兩段共打封閉漿99m3封閉井底6112～5050m及4810～4300m井段，封閉漿主要提高泥漿防塌、潤滑性能，控制粘度在80s以內，其中二疊系井段的封閉漿中加入適當堵漏材料，減小下套管過程中的井漏風險。

（3）下入193.7mm油層套管，為防止井漏，整個下套管過程中控制下鉆速度，下至4200m時返漿正常，進行頂漿，（排量0.3m3/min，壓力4MPa）頂通后保持排量循環5min后繼續下套管，出口返漿開始出現滯后現象，分析認為環空部分堵塞。后進行頂通后固井。

（4）三開依次鉆遇奧陶系上統恰爾巴克組、中統一間房組地層，本井段地層存在裂縫且溶洞發育，鉆井過程中，可能發生井漏和井涌等復雜情況，因此做好防噴、防漏、防涌、防硫化氫準備工作是本開次鉆井生產的重點。鉆進過程中嚴格按設計要求處理好鉆井液，保持鉆井液密度在1.12～1.17g/cm3之間。

［1］陳鵬，李紅偉，等.TP35-2井鉆井工程完井報告［R］.中石化西北油田分公司，2014.

［2］高元，楊廣國，等.塔河油田橋古區塊防氣竄固井技術［J］.石油鉆采工藝，2013（6）.

TE2

B

1004-5716（2016）03-0048-03

2015-12-17

2015-12-17

戚瑞健（1982-），男（漢族），山東定陶人，助理工程師，現從事鉆井工程技術工作。