崔延召，劉　闖，趙　波

（中石化西南石油工程有限公司重慶鉆井分公司70855井隊，新疆輪臺841600）

塔河油田TK1263井鉆遇大段松散礫石層的施工難點與對策

崔延召*，劉闖，趙波

（中石化西南石油工程有限公司重慶鉆井分公司70855井隊，新疆輪臺841600）

TK1263井是塔河油田12區(qū)奧陶系油藏的一口開發(fā)井，設計井深：6000m。由于三開鉆遇不斷垮塌的砂礫石地層，現(xiàn)場無法進行繼續(xù)鉆進施工情況下，西北分公司下發(fā)《TK1263井鉆井工程補充設計》，要求對本井實施套管開窗側鉆，套管開窗位置5827.58～5830.8m，實際完鉆井深6011m。TK1263井在巴楚組底部鉆遇大段松散礫石層為西北分公司以后在塔河油田10區(qū)和12區(qū)鉆探開發(fā)提供數據資料。

松散礫石層；埋鉆；開窗側鉆；TK1263井

1　地質概況

（1）地理位置：TK1263井位于塔河油田12區(qū)S94CH井北西335.2°方位，平距1313m；TK1205井北東14.3°方位，平距1004m。

（2）構造位置：阿克庫勒凸起北西部斜坡。

2　井身結構

一開?346.1mm鉆頭鉆進至井深1200m，套管下深1199m；

二開?241.3mm鉆頭鉆進至井深5906.05m，套管下深5893.1m。

3　現(xiàn)場施工情況

3.1二開井漏情況

二開鉆進至井深5906.05m，完鉆，循環(huán)沖孔觀察，發(fā)現(xiàn)井漏，平均漏速3.67 m3/h，井隊向井內泵入密度1.30g/cm3潤滑封隔漿37.5m3封堵漏失層，起鉆進行測井作業(yè)?？紤]井下漏失情況同時為了保證下套管及固井作業(yè)正常，下入光鉆桿打水泥塞封堵漏失層，掃塞至井深5886.05m，之后?177.8mm套管下深5893.1m，后期作業(yè)施工正常。

3.2掃塞過程中異?，F(xiàn)象

?149.2mm鉆頭掃水泥塞至井深5905m出現(xiàn)憋泵、憋轉盤現(xiàn)象，上提遇阻，提至160t提脫，起鉆發(fā)現(xiàn)2個水眼和雙母接頭水眼堵死，清洗后發(fā)現(xiàn)填充物為黃豆般大小的砂礫石，鉆頭及鉆具無其它硬物磨痕，無水泥塊。劃眼及掃余塞困難，井段5893.1～5906.05m，期間多次憋泵、憋轉盤，遇阻，鉆具由原懸重126t上提至180t提脫，通過錄井隊撈砂返出巖屑為砂礫巖，上提后劃眼及靜放不到底反復出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象。

3.3三開鉆進過程中異?，F(xiàn)象

本井于2008年7月25日三開開鉆，至7月26日鉆進至井深5910.94m，期間再次反復出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象，上提噸位仍然很大，井口大量返出砂礫巖，通過錄井隊撈砂返出巖屑仍為砂礫巖，同時間斷返出稠油，上提后劃眼及靜放不到底反復出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象。井隊將泥漿比重由1.15g/cm3↗1.17g/cm3和采取向井內打入稠漿10m3（密度1.16 g/cm3，粘度85S）清洗攜帶效果不明顯。井隊將泥漿密度由1.17g/cm3↗1.20 g/cm3，粘度由44s↗55s，循環(huán)劃眼仍然出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象。28日鉆進至井深5911.50m，期間仍然多次出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象，井口大量返出砂礫巖，通過錄井隊撈砂返出巖屑仍為砂礫巖，同時間斷返出稠油，后效比較明顯，全烴最大達92%。泥漿比重提至1.20 g/cm3，粘度由44s↗55s效果不明顯。

7月29日將井內泥漿比重由1.20g/cm3↗1.21g/cm3，之后繼續(xù)劃眼鉆進，至7月30日鉆進至井深5913.37m。期間泥漿平均漏速為1.8m3/h，最大漏速達2.5～3m3/h。劃眼及鉆進過程中仍然頻繁出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象，上提最大遇阻噸位54t（懸重由126t上提至180t提脫），上提下放不到位。井口間斷由稠油返出，通過砂樣對比地層巖屑仍為砂礫巖。繼續(xù)向下推進難點在于轉盤負荷相當重，上提后下放不到位，劃眼推進緩慢，距離井底3m左右轉盤負荷異常，上提一根單根靜止一段時間繼續(xù)劃眼施工仍然很困難，足以說明巴楚組底界地層在劃眼及鉆進過程中仍然在不斷坍塌。

循環(huán)觀察后效期間，槽面見少量針尖狀氣泡（振動篩前見少量稠油），14：03槽面氣泡上升至10%并見約20%油花（振動篩前見大量稠油），停泵后有溢流現(xiàn)象，開泵后槽面氣泡20%并見約30%油花（振動篩前見大量稠油），持續(xù)10min后逐漸下降至少量針尖狀氣泡（振動篩前見少量稠油）；泥漿密度1.21g/cm3↓1.20g/cm3，粘度51s↑57s；返出物為稠油、少量細礫巖。井隊循環(huán)處理泥漿，將泥漿比重由1.21g/cm3↗1.23g/cm3，粘度由57s↗60s，下鉆至5905.62m劃眼，劃眼參數：鉆壓：10～20kN，轉速45～50r/min，立壓17.8MPa，排量11L/s。劃眼至井深5913.41m，期間劃眼進度異常困難，頻繁出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象，上提下放不到位。井隊決定起鉆檢查鉆具及鉆頭，鉆頭出井新度為30%，鉆頭牙輪及油封磨損嚴重。

3.4?149.2mm井眼隨鉆打撈杯打撈情況

2008年8月1日下鉆探得井深5906.3m，之后井隊循環(huán)處理泥漿，將泥漿比重由1.23g/cm3↗1.26g/cm3，期間泥漿漏速為3～4m3/h。劃眼期間進度仍然異常困難，頻繁出現(xiàn)憋泵、憋轉盤、遇阻現(xiàn)象，上提下放不到位。井下復雜情況仍然存在。井隊決定起鉆下入149.2mm井眼隨鉆打撈杯。

2008年8月2日下鉆入井149.2mm井眼隨鉆打撈杯，探得頂深5906.56m，打撈井下巖屑，鉆頭及隨鉆打撈杯出井清洗打撈杯所打撈巖屑發(fā)現(xiàn)最大砂礫巖尺寸為23mm×20.4mm，且大顆粒砂礫巖較多。說明巴楚組底界地層仍在不斷垮塌。井隊二次下入?149.2mm井眼隨鉆打撈杯在安全得前提下向下推進，進一步打撈下部地層得巖屑以供下部施工參考，但由于打撈杯所能打撈間隙受限制所以更大得顆粒無法打撈出井。作后根據西北分公司批示打水泥塞封固石炭系下部垮塌地層。

3.5劃眼及鉆進期間異常情況

劃眼至井底5913.41m，期間仍然間斷出現(xiàn)憋轉盤、上提遇阻，下放不到底現(xiàn)象；鉆進至井深5914.38m時出現(xiàn)放空，放空井段5914.38～5915m；漏速由2m3/h ↗10m3/h，鉆進至井深 5916.39m劃眼，5914.5～5916.39m井段劃眼困難，并伴有憋轉盤、上提遇阻現(xiàn)象，最大提拉噸位30t，出口槽有稠油返出。起鉆至套管內后接方鉆桿觀察井口，發(fā)現(xiàn)出漿槽口有泥漿返出，為防止稠油進入井下鉆具水眼內井隊迅速開泵，開泵后漏失泥漿達20m3，建立循環(huán)后排量為11升/秒發(fā)現(xiàn)泥漿漏失量在28m3/h，降排量至7L/s，漏速達到14m3/h，出漿槽口并伴有原油返出。停泵觀察，立管有回壓3MPa，開泵，立壓11MPa，出口槽不返泥漿，上提鉆具3m，出口槽出現(xiàn)溢流，關井，關井立壓0，套壓1.6MPa。2h后立套壓均為0，開井井內液面穩(wěn)定。

3.6劃眼期間卡鉆事故

（1）卡鉆事故：劃眼至井深5916.25m，上提下放不到底，繼續(xù)劃眼至井深5914.39m時扭矩突然增大，憋泵、憋轉盤現(xiàn)象嚴重，立壓17.5MPa↗19.5MPa。循環(huán)劃眼上提后，靜放距離井底3m位置不到底，說明下部地層在劃眼過程中仍然在不斷坍塌。釋放轉盤負荷后，上提鉆具遇卡，遇卡井段5909.20～5914.39m，懸重1260kN↗1760kN。

（2）卡鉆后上提下放活動鉆具無效，間斷憋轉盤25圈無效。井隊采取鉆具倒扣，從15圈倒扣至45圈，從轉盤釋放扭距過程中發(fā)現(xiàn)懸重有所變化、轉盤回4圈和回壓瞬間回零情況分析解卡，上提鉆具懸重上升至1400kN瞬間恢復正常懸重。起鉆發(fā)現(xiàn)鉆具下部8根鉆鋌和? 149.2mmHA517G三牙輪鉆頭倒脫，落魚72.19m；落魚組合：?149.2mmbit+雙母接頭+?120.6mm鉆鋌×8根。

（3）打撈落魚施工：考慮本井復雜情況甲方決定先進行油管測試，經測試無法建產，通知井隊打撈落魚。組下打撈鉆具（保護接頭+4-3/4″隨鉆震擊器+4-3/4″鉆鋌2柱+3-1/2″鉆桿）至井深5784m時，遇阻，上提12t提脫，井隊開泵、開轉盤循環(huán)洗井，循環(huán)一周井底稠油塊返出時出口槽監(jiān)測硫化氫濃度最高15PPM；循環(huán)洗井至井深5828m時無法向下繼續(xù)推進，期間上提無遇卡現(xiàn)象，但是下放有遇阻現(xiàn)象，開轉盤遇阻噸位回零，井口返出稠油塊。井隊起鉆甩震擊器。入井鉆具組合：鉆頭+4-3/4″鉆鋌2柱+3-1/2″鉆桿。下鉆至井深5820m時，遇阻，掛方鉆桿，開泵循環(huán)劃眼，鉆壓10kN，轉速40r/min，，泵壓15MPa，排量10～11L/s，期間返出稠油塊及砂礫石；循環(huán)劃眼至井深5836.62m，無法向下推進，下放遇阻，上提不遇卡。循環(huán)期間間斷上提下放鉆具仍然無法向下推進，下壓20～40kN，停轉盤不打倒車，卸方鉆桿，準備起鉆，上提遇卡，下放遇阻，立即接方鉆桿，開泵循環(huán)，立壓15MPa，排量10～11L/ s，上提下放鉆具正常，在鼠洞卸單根，鉆具內仍然連續(xù)返漿，接方鉆桿開泵循環(huán)，出口槽不返漿，泵被憋停，鉆具內憋壓15.8MPa。上提下放鉆具，發(fā)現(xiàn)鉆具在鉆井大四通以下位置被稠油和砂礫石卡死，井隊通過壓井管匯反循環(huán)泥漿并上下活動鉆具，鉆具被提脫，倒閘門后正循環(huán)正常，立壓15.8MPa，排量10～11L/s。井隊循環(huán)處理泥漿，將泥漿粘度47s↗56s，劃眼至井深5836.66m，鉆壓20kN，泵壓16.2MPa，下壓20～60kN，停轉盤不打倒車，期間間斷上提下放鉆具仍然無法向下推進，出口槽間斷有稠油和細砂礫石返出。打撈落魚失敗。決定開窗側鉆。

4　開窗側鉆施工

4.1開窗側鉆過程中風險因素評估如下

（1）在5800～5836m井段，?177.8mm套管壁厚12.65mm，套管強度高，對鍛銑工具要求高，鍛銑工具損壞的風險大，?177.8mm套管內徑152.5mm，在鍛銑過程中如果鐵屑不能及時返出容易造成卡鉆事故。

（2）在套管下深5815.05m接箍處有一彈性扶正器，該扶正器的存在容易造成鍛銑工具卡鉆事故，給整個鍛銑施工帶來很大的困難和風險。

（3）側鉆定向井段地層為石炭系巴楚組“砂泥巖互層段”，該段地層壓力系數1.24，進入奧陶系地層壓力系數1.08～1.10，2套壓力系統(tǒng)造成施工過程中容易出現(xiàn)上部地層跨塌，下部地層漏失，造成井下復雜情況。

（4）三開鉆進至5905m時鉆遇不斷垮塌的砂礫石地層，定向鉆進鉆遇此段砂礫石地層的可能性較大，容易造成定向鉆具卡鉆事故。

（5）?177.8mm套管鍛銑開窗時，若鍛銑刀具損壞，在窗口位置遇卡的風險大；側鉆過程中起下鉆作業(yè)鉆頭過窗口位置，掛卡的可能性較大。

（6）?177.8mm套管鍛銑開窗產生大量的鐵屑，對泥漿的粘度和切力要求較高，若鐵屑不能及時帶出井底和經過固控設備過濾，對鍛銑工具及井下動力鉆具損傷較大。

（7）定向鉆進過程中粘附卡鉆的可能性較大。

（8）?177.8mm套管鍛銑開窗產生大量的鐵屑，如果不能及時從泥漿中清理出去進入泥漿罐中，容易造成循環(huán)系統(tǒng)的泥漿泵和高壓閘門損壞，造成維修設備時間較多，影響鉆井進度。

4.2下斜向器開窗施工

2008年9月13日開始進行側鉆作業(yè)，于9月21日側鉆鉆進至井深5867.46m，補充設計采用“直-增-穩(wěn)-降-增”剖面，側鉆點5830m，設計最大井斜角8°，在鉆到復雜地層頂部5906m距老井7.21m，鉆達設計井深6000m，井底位移13.79m。在實際側鉆中，在鉆到5867.46m，測斜數據：測深：5858.67m、井斜：8.7°、方位：200°、垂深：5858.24m、位移3.02m。現(xiàn)場實際測斜數據：測深：5858.67m，井斜：8.7°，方位200°，垂深5858.24m位移：3.02m。根據推算結果，重慶鉆井公司向中國石油化工股份有限公司工程技術處提出設計變更申請，在5867.46～5900m施工段不再進行軌跡調整（降斜作業(yè)），采用螺桿加轉盤復合鉆進提高機械鉆速，5900～6002m采用常規(guī)鉆具鉆進降低井下復雜，得到工程技術處的批準。由于工程技術人員精心施工，克服困難，各個施工單位密切配合，嚴格執(zhí)行鉆井工程設計和地質設計，制定合理的施工方案和技術措施，使得該井斜井段安全、優(yōu)質地于2008年10月1日順利完鉆，完鉆井深6011m。圓滿的完成了設計施工任務。

5　小結

（1）塔河油田12區(qū)TK1263井在三級簡化井深結構井二開巴楚組底部（井深5906m左右）鉆遇大段松散礫石層為西北分公司以后在塔河油田10區(qū)和12區(qū)鉆探開發(fā)提供數據資料。

（2）為奧陶系三級簡化井深結構井側鉆井采用下斜向器提供了理論和實鉆數據依據。

TE2

B

1004-5716（2016）03-0041-03

2015-12-14

2015-12-15

崔延召（1981-），男（漢族），河南汝州人，工程師，現(xiàn)從事石油鉆井管理方面的工作。