戚瑞健

（中石化华北石油工程有限公司西部分公司，新疆轮台841600）

托普台区块TP35-2井长裸眼井段复杂情况浅析

戚瑞健*

（中石化华北石油工程有限公司西部分公司，新疆轮台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库勒凸起西南倾末端的一口评价井，该井设计井深6179m，实际完钻井深6200m。该井在钻遇二叠系层位发生漏失复杂，起钻困难等一系列问题，在处理过程中获得的施工经验对塔河油田托甫台区块奥陶系油藏开发井的施工具有一定的参考价值。

钻进；钻具；二叠系；井漏；井控装置；完井

托普台三区块为阿克库勒凸起西南倾末端的一口评价井，该区块设计井身结构一般为三级结构井，TP35-2井为西部公司在托普3区块施工的第一口三级结构井，钻遇井段较多，鉴于裸眼段较长，对钻井液、工程方面要求较高，在实际的施工过程中出现了较多的问题，该井在钻遇二叠系层位发生漏失复杂，起钻困难等一系列问题，在处理过程中获得的施工经验对塔河油田托甫台区块奥陶系油藏开发井的施工具有一定的参考价值。

1　钻进过程中的难点

二开井段1204～6112m，依次钻遇库车组、康村组、吉迪克组、苏维依组、库姆格列木群、巴什基奇克组、巴西盖组、舒善河组、亚格列木组、侏罗系下统、哈拉哈唐组、阿克库勒组、柯吐尔组、二叠系、卡拉沙依组、巴楚组、柯坪塔格组。本井段上部地层以粉砂岩、泥岩、泥质粉砂岩为主，地层胶结疏松，是快速钻进的井段，同时又因泥岩地层软，吉迪克组的砂质泥岩含粉末状石膏层，遇水软化、膨胀而造成缩径阻卡；砂岩地层渗透性好，极易形成厚泥饼而出现缩径阻卡，地层交替较频繁易造成井斜增大。因此，在快速钻进的同时，保证井身质量是本井段的重点。同时该段地层沙泥岩不等厚互层，地层软硬变化频繁，正确使用好PDC钻头和控制好井身质量是该井段的工作重点。钻进过程中，注意观察钻时、扭矩，返出岩屑，合理控制好钻压、转速，钻具组合中有螺杆钻具时在满足清洗井底岩屑的情况下尽量采取小排量进行钻进，以延长PDC钻头的使用寿命。三叠系易产生剥落掉块，二叠系易漏，易产生掉块。柯坪塔格组易产生掉块。

2　钻头的选型

根据以上地层地质特点出，在钻井参数选择、钻头选型方面进行了优化。首先，选用1只HAT127钻头扫水泥塞及附件，继续钻进至井深2000m起钻更换PDC+螺杆钻具组合，使用了亿斯达ES1935SG钻头，配合立林3LZ197螺杆，3头7级马达，具有高转速特性，参数表显示40L/s排量即可达246r/min的转速。考虑到螺杆推荐排量较低，而本井使用的5-1/2″海隆HLIDS小接箍大水眼钻具有低循环压耗的特性，适宜大排量钻进，前期使用42L/s排量钻进，机钻对比临井较慢，逐渐提高排量至54L/s后机钻有所提高，随着井深逐渐加深，泵压升高，逐渐降排量至42L/s，其中T2a、T3h、K1s、N1k底部井段均遇阻较严重，考虑泥浆密度提高过快在井壁上形成虚厚泥饼所致，起钻完，钻头2个复合片几乎脱落，螺杆轴承间隙达17mm，同时考虑到可能钻进至二叠系，甩掉8″钻铤，更换立林5LZ197螺杆，5头5级马达，原钻头下钻，下钻到底后，开泵顶通压力较高，4L/s小排量循环压力达到6MPa，实测出口泥浆粘度超过100s，因泥浆转型后未充分循环即起钻造成粘度过高，循环压力下降后开始钻进。

3　二叠系井漏

3.1第一次井漏

钻进至井深4575.42m（二叠系顶深4568m），岩性为灰白色凝灰岩，降低排量至20.8L/s，继续钻进至4576m，测得漏速22.36m3/h。停止钻进上提钻具，小排量9.6L/s循环观察，测得漏速10.63m3/h。后起钻甩掉螺杆、8″钻铤、扶正器，更换常规钻具组合。下钻至井深4540m，划眼到底4576m，漏速约10m3/h，打入浓度10%的堵漏浆8m3（排量14.5L/s），堵漏浆进入环空，漏速开始下降至约4m3/h，钻进至4582m后漏失基本消失，提高排量至19.2L/s，此后观察未发现漏失，逐渐提排量至24L/s，钻进至4692m后钻时由20～30min/m上升至40～50min/m经捞砂确定进入C1kl，提排量至27L/s，转速由60r/min提至70r/min。钻进至井深4745m（进入C1kl 53m），循环泥浆短起下钻后投多点起钻。下入立林5LZ197螺杆+亿斯达ES1635PDC钻头，下钻到底钻进至井深4981m后钻时由15min/m左右上升至60min/m左右。更换陆海5LZ197螺杆+亿斯达ES1635PDC钻头下钻，下钻至井深4811m后遇阻，开泵准备划眼时发现顶通后井口不返浆，配好堵漏浆后打入堵漏浆30.2m3，顶替到位后井口仍不返浆，起钻至井深4361m后尝试顶通，返浆仍很小，活动钻具静堵，间歇顶通，漏失仍较严重，决定起钻更换常规钻具组合后下钻进行堵漏作业，下钻至井深1180m，备浆充分后继续下钻准备堵漏，下钻至井深3796m后漏失量明显增大，决定起钻更换光钻杆堵漏，下钻至井深4385m中途顶通循环后继续下钻至井深4800m（二叠系底部4692m），打入堵漏浆33.25m3并替浆到位，抢起至井深4380m后循环泥浆，开始承压堵漏，累计泵入10m3，最高打压至3.2MPa，稳压30min降至2.7MPa，泄压后回吐6m3，地层吃入4m3，堵漏效果不理想。循环泥浆后，将钻具下至4800m，循环，再次打入堵漏浆32m3，起钻至井深4400m后进行承压堵漏，最高打压至3.7MPa，稳压40min，压降0.3MPa，累计泵入15m3，回吐4m3，地层吃入11m3，循环泥浆观察漏失量后起钻，组合常规钻具组合下钻至井深4833m遇阻开始划眼，划眼至井深4875m，接单根后开泵发生憋泵，分析认为堵水眼，决定起钻检查，起钻至4400m后水眼倒返浆严重，说明水眼未堵，开始循环泥浆，循环结束，开始划眼下钻，划眼至原井深4985m，开始钻进。

3.2第二次井漏

甩掉螺杆，下常规钻具+PDC下钻划眼至井深4374.10m发现漏失（立压由 11.11MPa下降至10.46MPa，出口流量15.93%下降至13.37%，总池体积由132.90m3下降至131.90m3）。漏失层位：二叠系（二叠系顶界井深为4568.00m，底界4692.00m），岩性：灰白色凝灰岩、绿灰色英安岩。继续划眼至井深4380.44m后开始整立柱下钻，划眼期间漏速6.02m3/h。下钻至井深4672.22m遇阻，开泵尝试建立循环，打入8m3井口不返浆，环空吊灌9m3灌满后继续下钻，下钻至井深5240m开泵尝试建立循环，打入3m3井口无返浆，决定起钻。起钻完（起钻期间从环空累计灌浆36.55m3，井口未见液面），从环空吊灌16.8m3灌满，保养设备后开始下钻，下光钻杆至井深1180m（井口可见液面，但不返浆，漏失泥浆4.96m3，漏速2.29m3/h）停止下钻备浆，备浆较充分后继续下钻（备浆期间从环空吊灌，累计灌入7m3，最后一次吊灌时井口返浆），下钻至井深4800m（漏失泥浆22.63m3，漏速2.38m3/h）后小排量顶通循环泥浆，发现失返停泵（漏失泥浆14.58m3，漏速19.44m3/ h）立即组织配堵漏浆（期间从环空吊灌4m3，井口未见液面）。开始打入堵漏浆打堵漏浆39m3（其中含4%雷特堵漏剂的堵漏浆30m3）并替浆到位（前期井口微量返浆，后期失返，井口不可见液面，漏失泥浆79.12m3），起钻至井深4000m并进行静堵后开泵准备建立循环，开泵后井口失返。下钻至井深4600m后再次打入堵漏浆34.8m3，并就地进行承压堵漏（累计泵入10m3，最高打压至2.8MPa，稳压30min，压降0.4MPa，回吐6.5m3，地层吃入3.5m3），起钻至井深3900m，再次进行承压堵漏（最高打压至2.9MPa，稳压30min，压降0.5MPa，累计泵入10m3，回吐2.47m3，地层吃入7.53m3），下钻至井深4900m将堵漏浆循环出井后起钻。

4　起下钻困难

组下常规钻具下钻至井深5200m，准备划眼时发现憋泵，判断堵水眼，决定起钻。起钻完，钻头及最下面两根钻铤水眼被沉砂堵死。清理钻头及钻铤内的沉砂后原钻具下钻，划眼至井深4854m后加单根时发现憋泵，判断环空进入钻具水眼内的含砂量过高，立即起钻至井深4790m，反复活动钻具后建立循环后处理泥浆后继续划眼，划眼至井深4940m，再次发生憋泵，起至4920m活动钻具后建立循环后处理泥浆。由于划眼时多次在加单根时发生憋泵，划眼过程中扭矩波动大，分析认为泥浆携砂性能较差，同时井壁存在剥落掉块及失稳，经循环处理泥浆，提高泥浆粘切及防塌性能后开始继续划眼。

划眼至井深5259m，加单根期间更换方保，用时15min，期间开转盘活动钻具，接上单根开泵发现憋泵，上提下放无法活动钻具（悬重210t，上提至240t，下放至140t无法活动，坐吊卡后转27圈，电流900A转开，保持钻具转动，开泵憋压至4MPa，出浆槽见筷子粗细的返浆，继续憋至8.5MPa，出浆逐渐增大，出浆明显增大，返浆基本正常，提排量至24L/s，下放钻具无显示，开转盘循环泥浆后继续划眼。划眼到底，钻进至井深5900m（进尺5m）后起钻。起至5430m后发现遇阻，用方钻杆带出两个单根后，开泵憋至8MPa，钻具坐吊卡开转盘，扭矩260～270A左右平稳，几分钟后扭矩突然憋至400A后释放，立压同时下降，开泵建立循环，循环未见大量返砂，继续起钻，起钻完。未漏失。

更换新的HJ517G牙轮钻头，加单流阀下钻，下钻较为顺利无漏失，在5400～5450m井段，5800～5900m井段划眼，9日19：30划眼到底后开始正常钻进。12日2：00钻进至井深5962m后钻时逐渐变慢由30～40min/m上升至80～100min/m，由于前期井内存在漏失及井壁失稳等复杂问题，经批准在泥浆中混入原油，至11：30循环混油结束后起钻，出井牙轮镶齿全部断碎。

5　结论认识

（1）起下钻作业是二开作业中最为艰难、风险性最大的一项作业，要求刹把操作必须耐心，谨慎，不得操之过急；任何时候都要保持液柱压力。起下钻作业严格控制速度，防止压力激动造成井壁不稳定。为防止压差卡钻，钻具在裸眼内静止时间都不超过3min，钻具每次活动距离不少于2m，转动不少于10圈，活动后应恢复原悬重。

（2）测井前更换牙轮钻具进行了认真通井，短起前打封闭浆封闭井底200m，到底仍有12m沉砂，再次循环泥浆打封闭浆封闭井底200m后进行第三次短起下钻（短起下井段6112～4200m）验证井底沉砂情况，到底有10m沉砂。循环过程中，配制加雷特携砂剂的泥浆10m3（浓度0.7‰），循环出井后未能带出岩屑，后配制固井方提供的欧美科ATL-1纤维材料固井堵漏剂作为携砂剂40m3（浓度2.7‰），入井32m3仍无明显效果。进行第四次短起下钻（短起下井段6112～4200m）后井底有5m沉砂。充分循环后起钻，起钻前分两段共打封闭浆99m3封闭井底6112～5050m及4810～4300m井段，封闭浆主要提高泥浆防塌、润滑性能，控制粘度在80s以内，其中二叠系井段的封闭浆中加入适当堵漏材料，减小下套管过程中的井漏风险。

（3）下入193.7mm油层套管，为防止井漏，整个下套管过程中控制下钻速度，下至4200m时返浆正常，进行顶浆，（排量0.3m3/min，压力4MPa）顶通后保持排量循环5min后继续下套管，出口返浆开始出现滞后现象，分析认为环空部分堵塞。后进行顶通后固井。

（4）三开依次钻遇奥陶系上统恰尔巴克组、中统一间房组地层，本井段地层存在裂缝且溶洞发育，钻井过程中，可能发生井漏和井涌等复杂情况，因此做好防喷、防漏、防涌、防硫化氢准备工作是本开次钻井生产的重点。钻进过程中严格按设计要求处理好钻井液，保持钻井液密度在1.12～1.17g/cm3之间。

［1］陈鹏，李红伟，等.TP35-2井钻井工程完井报告［R］.中石化西北油田分公司，2014.

［2］高元，杨广国，等.塔河油田桥古区块防气窜固井技术［J］.石油钻采工艺，2013（6）.

TE2

B

1004-5716（2016）03-0048-03

2015-12-17

2015-12-17

戚瑞健（1982-），男（汉族），山东定陶人，助理工程师，现从事钻井工程技术工作。