塔河油田TK1263井钻遇大段松散砾石层的施工难点与对策

2016-02-23崔延召

西部探矿工程 2016年3期

关键词：井队砂砾稠油

崔延召，刘　闯，赵　波

（中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司70855井队，新疆轮台841600）

塔河油田TK1263井钻遇大段松散砾石层的施工难点与对策

崔延召*，刘闯，赵波

（中石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司70855井队，新疆轮台841600）

TK1263井是塔河油田12区奥陶系油藏的一口开发井，设计井深：6000m。由于三开钻遇不断垮塌的砂砾石地层，现场无法进行继续钻进施工情况下，西北分公司下发《TK1263井钻井工程补充设计》，要求对本井实施套管开窗侧钻，套管开窗位置5827.58～5830.8m，实际完钻井深6011m。TK1263井在巴楚组底部钻遇大段松散砾石层为西北分公司以后在塔河油田10区和12区钻探开发提供数据资料。

松散砾石层；埋钻；开窗侧钻；TK1263井

1　地质概况

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

（2）构造位置：阿克库勒凸起北西部斜坡。

2　井身结构

一开Ø346.1mm钻头钻进至井深1200m，套管下深1199m；

二开Ø241.3mm钻头钻进至井深5906.05m，套管下深5893.1m。

3　现场施工情况

3.1二开井漏情况

二开钻进至井深5906.05m，完钻，循环冲孔观察，发现井漏，平均漏速3.67 m3/h，井队向井内泵入密度1.30g/cm3润滑封隔浆37.5m3封堵漏失层，起钻进行测井作业。考虑井下漏失情况同时为了保证下套管及固井作业正常，下入光钻杆打水泥塞封堵漏失层，扫塞至井深5886.05m，之后Ø177.8mm套管下深5893.1m，后期作业施工正常。

3.2扫塞过程中异常现象

Ø149.2mm钻头扫水泥塞至井深5905m出现憋泵、憋转盘现象，上提遇阻，提至160t提脱，起钻发现2个水眼和双母接头水眼堵死，清洗后发现填充物为黄豆般大小的砂砾石，钻头及钻具无其它硬物磨痕，无水泥块。划眼及扫余塞困难，井段5893.1～5906.05m，期间多次憋泵、憋转盘，遇阻，钻具由原悬重126t上提至180t提脱，通过录井队捞砂返出岩屑为砂砾岩，上提后划眼及静放不到底反复出现憋泵、憋转盘、遇阻现象。

3.3三开钻进过程中异常现象

本井于2008年7月25日三开开钻，至7月26日钻进至井深5910.94m，期间再次反复出现憋泵、憋转盘、遇阻现象，上提吨位仍然很大，井口大量返出砂砾岩，通过录井队捞砂返出岩屑仍为砂砾岩，同时间断返出稠油，上提后划眼及静放不到底反复出现憋泵、憋转盘、遇阻现象。井队将泥浆比重由1.15g/cm3↗1.17g/cm3和采取向井内打入稠浆10m3（密度1.16 g/cm3，粘度85S）清洗携带效果不明显。井队将泥浆密度由1.17g/cm3↗1.20 g/cm3，粘度由44s↗55s，循环划眼仍然出现憋泵、憋转盘、遇阻现象。28日钻进至井深5911.50m，期间仍然多次出现憋泵、憋转盘、遇阻现象，井口大量返出砂砾岩，通过录井队捞砂返出岩屑仍为砂砾岩，同时间断返出稠油，后效比较明显，全烃最大达92%。泥浆比重提至1.20 g/cm3，粘度由44s↗55s效果不明显。

7月29日将井内泥浆比重由1.20g/cm3↗1.21g/cm3，之后继续划眼钻进，至7月30日钻进至井深5913.37m。期间泥浆平均漏速为1.8m3/h，最大漏速达2.5～3m3/h。划眼及钻进过程中仍然频繁出现憋泵、憋转盘、遇阻现象，上提最大遇阻吨位54t（悬重由126t上提至180t提脱），上提下放不到位。井口间断由稠油返出，通过砂样对比地层岩屑仍为砂砾岩。继续向下推进难点在于转盘负荷相当重，上提后下放不到位，划眼推进缓慢，距离井底3m左右转盘负荷异常，上提一根单根静止一段时间继续划眼施工仍然很困难，足以说明巴楚组底界地层在划眼及钻进过程中仍然在不断坍塌。

循环观察后效期间，槽面见少量针尖状气泡（振动筛前见少量稠油），14：03槽面气泡上升至10%并见约20%油花（振动筛前见大量稠油），停泵后有溢流现象，开泵后槽面气泡20%并见约30%油花（振动筛前见大量稠油），持续10min后逐渐下降至少量针尖状气泡（振动筛前见少量稠油）；泥浆密度1.21g/cm3↓1.20g/cm3，粘度51s↑57s；返出物为稠油、少量细砾岩。井队循环处理泥浆，将泥浆比重由1.21g/cm3↗1.23g/cm3，粘度由57s↗60s，下钻至5905.62m划眼，划眼参数：钻压：10～20kN，转速45～50r/min，立压17.8MPa，排量11L/s。划眼至井深5913.41m，期间划眼进度异常困难，频繁出现憋泵、憋转盘、遇阻现象，上提下放不到位。井队决定起钻检查钻具及钻头，钻头出井新度为30%，钻头牙轮及油封磨损严重。

3.4Ø149.2mm井眼随钻打捞杯打捞情况

2008年8月1日下钻探得井深5906.3m，之后井队循环处理泥浆，将泥浆比重由1.23g/cm3↗1.26g/cm3，期间泥浆漏速为3～4m3/h。划眼期间进度仍然异常困难，频繁出现憋泵、憋转盘、遇阻现象，上提下放不到位。井下复杂情况仍然存在。井队决定起钻下入149.2mm井眼随钻打捞杯。

2008年8月2日下钻入井149.2mm井眼随钻打捞杯，探得顶深5906.56m，打捞井下岩屑，钻头及随钻打捞杯出井清洗打捞杯所打捞岩屑发现最大砂砾岩尺寸为23mm×20.4mm，且大颗粒砂砾岩较多。说明巴楚组底界地层仍在不断垮塌。井队二次下入Ø149.2mm井眼随钻打捞杯在安全得前提下向下推进，进一步打捞下部地层得岩屑以供下部施工参考，但由于打捞杯所能打捞间隙受限制所以更大得颗粒无法打捞出井。作后根据西北分公司批示打水泥塞封固石炭系下部垮塌地层。

3.5划眼及钻进期间异常情况

划眼至井底5913.41m，期间仍然间断出现憋转盘、上提遇阻，下放不到底现象；钻进至井深5914.38m时出现放空，放空井段5914.38～5915m；漏速由2m3/h ↗10m3/h，钻进至井深 5916.39m划眼，5914.5～5916.39m井段划眼困难，并伴有憋转盘、上提遇阻现象，最大提拉吨位30t，出口槽有稠油返出。起钻至套管内后接方钻杆观察井口，发现出浆槽口有泥浆返出，为防止稠油进入井下钻具水眼内井队迅速开泵，开泵后漏失泥浆达20m3，建立循环后排量为11升/秒发现泥浆漏失量在28m3/h，降排量至7L/s，漏速达到14m3/h，出浆槽口并伴有原油返出。停泵观察，立管有回压3MPa，开泵，立压11MPa，出口槽不返泥浆，上提钻具3m，出口槽出现溢流，关井，关井立压0，套压1.6MPa。2h后立套压均为0，开井井内液面稳定。

3.6划眼期间卡钻事故

（1）卡钻事故：划眼至井深5916.25m，上提下放不到底，继续划眼至井深5914.39m时扭矩突然增大，憋泵、憋转盘现象严重，立压17.5MPa↗19.5MPa。循环划眼上提后，静放距离井底3m位置不到底，说明下部地层在划眼过程中仍然在不断坍塌。释放转盘负荷后，上提钻具遇卡，遇卡井段5909.20～5914.39m，悬重1260kN↗1760kN。

（2）卡钻后上提下放活动钻具无效，间断憋转盘25圈无效。井队采取钻具倒扣，从15圈倒扣至45圈，从转盘释放扭距过程中发现悬重有所变化、转盘回4圈和回压瞬间回零情况分析解卡，上提钻具悬重上升至1400kN瞬间恢复正常悬重。起钻发现钻具下部8根钻铤和Ø 149.2mmHA517G三牙轮钻头倒脱，落鱼72.19m；落鱼组合：Ø149.2mmbit+双母接头+Ø120.6mm钻铤×8根。

（3）打捞落鱼施工：考虑本井复杂情况甲方决定先进行油管测试，经测试无法建产，通知井队打捞落鱼。组下打捞钻具（保护接头+4-3/4″随钻震击器+4-3/4″钻铤2柱+3-1/2″钻杆）至井深5784m时，遇阻，上提12t提脱，井队开泵、开转盘循环洗井，循环一周井底稠油块返出时出口槽监测硫化氢浓度最高15PPM；循环洗井至井深5828m时无法向下继续推进，期间上提无遇卡现象，但是下放有遇阻现象，开转盘遇阻吨位回零，井口返出稠油块。井队起钻甩震击器。入井钻具组合：钻头+4-3/4″钻铤2柱+3-1/2″钻杆。下钻至井深5820m时，遇阻，挂方钻杆，开泵循环划眼，钻压10kN，转速40r/min，，泵压15MPa，排量10～11L/s，期间返出稠油块及砂砾石；循环划眼至井深5836.62m，无法向下推进，下放遇阻，上提不遇卡。循环期间间断上提下放钻具仍然无法向下推进，下压20～40kN，停转盘不打倒车，卸方钻杆，准备起钻，上提遇卡，下放遇阻，立即接方钻杆，开泵循环，立压15MPa，排量10～11L/ s，上提下放钻具正常，在鼠洞卸单根，钻具内仍然连续返浆，接方钻杆开泵循环，出口槽不返浆，泵被憋停，钻具内憋压15.8MPa。上提下放钻具，发现钻具在钻井大四通以下位置被稠油和砂砾石卡死，井队通过压井管汇反循环泥浆并上下活动钻具，钻具被提脱，倒闸门后正循环正常，立压15.8MPa，排量10～11L/s。井队循环处理泥浆，将泥浆粘度47s↗56s，划眼至井深5836.66m，钻压20kN，泵压16.2MPa，下压20～60kN，停转盘不打倒车，期间间断上提下放钻具仍然无法向下推进，出口槽间断有稠油和细砂砾石返出。打捞落鱼失败。决定开窗侧钻。

4　开窗侧钻施工

4.1开窗侧钻过程中风险因素评估如下

（1）在5800～5836m井段，Ø177.8mm套管壁厚12.65mm，套管强度高，对锻铣工具要求高，锻铣工具损坏的风险大，Ø177.8mm套管内径152.5mm，在锻铣过程中如果铁屑不能及时返出容易造成卡钻事故。

（2）在套管下深5815.05m接箍处有一弹性扶正器，该扶正器的存在容易造成锻铣工具卡钻事故，给整个锻铣施工带来很大的困难和风险。

（3）侧钻定向井段地层为石炭系巴楚组“砂泥岩互层段”，该段地层压力系数1.24，进入奥陶系地层压力系数1.08～1.10，2套压力系统造成施工过程中容易出现上部地层跨塌，下部地层漏失，造成井下复杂情况。

（4）三开钻进至5905m时钻遇不断垮塌的砂砾石地层，定向钻进钻遇此段砂砾石地层的可能性较大，容易造成定向钻具卡钻事故。

（5）Ø177.8mm套管锻铣开窗时，若锻铣刀具损坏，在窗口位置遇卡的风险大；侧钻过程中起下钻作业钻头过窗口位置，挂卡的可能性较大。

（6）Ø177.8mm套管锻铣开窗产生大量的铁屑，对泥浆的粘度和切力要求较高，若铁屑不能及时带出井底和经过固控设备过滤，对锻铣工具及井下动力钻具损伤较大。

（7）定向钻进过程中粘附卡钻的可能性较大。

（8）Ø177.8mm套管锻铣开窗产生大量的铁屑，如果不能及时从泥浆中清理出去进入泥浆罐中，容易造成循环系统的泥浆泵和高压闸门损坏，造成维修设备时间较多，影响钻井进度。

4.2下斜向器开窗施工

2008年9月13日开始进行侧钻作业，于9月21日侧钻钻进至井深5867.46m，补充设计采用“直-增-稳-降-增”剖面，侧钻点5830m，设计最大井斜角8°，在钻到复杂地层顶部5906m距老井7.21m，钻达设计井深6000m，井底位移13.79m。在实际侧钻中，在钻到5867.46m，测斜数据：测深：5858.67m、井斜：8.7°、方位：200°、垂深：5858.24m、位移3.02m。现场实际测斜数据：测深：5858.67m，井斜：8.7°，方位200°，垂深5858.24m位移：3.02m。根据推算结果，重庆钻井公司向中国石油化工股份有限公司工程技术处提出设计变更申请，在5867.46～5900m施工段不再进行轨迹调整（降斜作业），采用螺杆加转盘复合钻进提高机械钻速，5900～6002m采用常规钻具钻进降低井下复杂，得到工程技术处的批准。由于工程技术人员精心施工，克服困难，各个施工单位密切配合，严格执行钻井工程设计和地质设计，制定合理的施工方案和技术措施，使得该井斜井段安全、优质地于2008年10月1日顺利完钻，完钻井深6011m。圆满的完成了设计施工任务。