肖春学王向延姚永永孙海峰李 清周君杰

（1.川庆钻探公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018；2.江苏石油工程公司，江苏扬州 225261）

靖南G68-16井小井眼钻井技术

肖春学1王向延1姚永永1孙海峰1李 清1周君杰2

（1.川庆钻探公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018；2.江苏石油工程公司，江苏扬州 225261）

G68-16井是靖南气田区块第1口Ø206.4 mm小井眼试验井。针对该区块地层复杂地质特征，结合G68-16井小井眼钻井特点，优化钻具组合、优选钻头和螺杆型号，通过参数优化、钻井液性能维护以及预防井下复杂和事故等技术对策，使该井二开钻进4趟钻、划眼4趟钻完钻，钻井后期因处理井下复杂划眼历时16 d，完井作业顺利，平均机械钻速比原Ø215.9 mm井眼提高了19%。试验取得较好的效果，为该区块进一步进行小井眼钻井试验积累了经验，为提速提供了有利的技术参考。

小井眼；钻井；靖南气田

为减少消耗和降低成本，破解靖南区块钻井提速难题，探索提速新途径，川庆钻探公司首次在靖南G68-16井试验将Ø215.9 mm井眼改为Ø206.4 mm井眼。该井位于陕西省延安市安塞县招安乡王沟门村，目的层为马五1+2亚段、上古生界气层及中生界油层，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造，井别为天然气开发井，井型为直井，设计井深3 450 m。该井完钻井深3 469 m，钻井周期34.67 d，建井周期50.46 d，钻机月速2 822.24 m/（台·月），平均机械钻速10.98 m/h［1-7］。

1 钻井技术难点

靖南区块下古气井地层复杂，被誉为长庆油田最难钻的区块。主要存在以下技术难点：（1）表层黄土层松散未固结成岩，易漏失；（2）纸坊组下部含不均质砾石层，转盘蹩跳严重，加不上钻压和易造成PDC钻头先期磨损，影响机械钻速；刘家沟组下部存在区域漏失层，易漏失和钻井液渗漏消耗量大，钻井液性能难以稳定维护； （3）石千峰和石盒子组井壁不稳定，垮塌剥落掉块严重；（4）本溪组下部含黄铁矿，研磨性强，极易造成PDC钻头先期磨损，严重影响机械钻速，被誉为“PDC杀手”；马五2-4含膏岩层，易造成钻井液钙侵黏度增高，影响钻井液的流变性，且膏岩层具有弹塑性易缩径造成卡钻；（5）在该区块首次试验Ø206.4 mm井眼，无经验可参考借鉴。

2 井身结构和地质分层设计

靖南G68-16井井身结构设计及地质分层设计见表1、表2。

表1 靖南G68-16井井身结构设计

表2 靖南G68-16井地质分层设计

3 钻井技术对策

3.1 钻具组合优选

（1）所有入井接头和钻铤外径不超过165 mm；（2）入井钻杆外径127 mm，钻杆接箍外径不超过165 mm；（3）入井扶正器外径198 mm；（4）表层采用大钟摆常规钻具防斜打直，控制井身质量达标；（5）二开第1趟钻采用双扶四合一钻具组合，采用MWD无线随钻测量方式测斜，严格按设计要求每100 m测斜1次，一旦井斜有超标趋势采取定向滑动纠斜；（6）二开中部采用大钟摆常规钻具防斜打直；（7）二开底部甩掉扶正器，采用常规钻具组合，防卡和保证完钻起钻施工顺利。

3.2 钻头和螺杆选型

（1）表层采用胜利博丰Ø346 mm PDC钻头，保证1趟钻钻达表层井深并提高机械钻速。二开采用定做的亿斯达Ø206.4 mm PDC包井钻头，试验Ø206.4 mm井眼：第1只钻头选择EDS1616EL，采用六刀翼的Ø16 mm复合片，提高钻头的耐磨性和使用寿命，配合螺杆复合钻进；第2只钻头选择EM1615S，适应刘家沟组地层不均质性；第3只钻头选择ES1935S，双石层快速钻进和防泥包；第4只钻头选择EM1615S，钻穿本溪组黄铁矿和完成马家沟组钻进至完钻。

（2）二开螺杆选择立林9LZ165×1.25°螺杆，外径165 mm，自带扶正器外径198 mm，度数1.25°。

3.3 参数优化

3.3.1 钻压、转速和泵压推荐 见表3。

表3 钻压、转速和泵压推荐

3.3.2 钻井液泵排量选择 40LDB钻机，主要通过更换缸套来调节排量。如表4所示，对比Ø215.9 mm井眼和Ø206.4 mm井眼的环空返速和环空压耗，原井眼钻井液泵采用Ø180 mm缸套，小井眼优选Ø170 mm缸套与Ø160 mm缸套的组合：上部井段采用清水聚合物钻进时常用Ø170 mm缸套，钻杆和钻铤的环空返速1.61 m/s、2.78 m/s分别比原井眼的1.55 m/s、2.44 m/s略高，适应地层相对稳定和排量大、携砂性好，钻井液固相含量少和高机械钻速的需求；下部井段钻井液转三磺后钻进时常用Ø160 mm缸套，3 000 m和3 450 m的环空压耗2.09 MPa、2.58 MPa分别比原井眼的2.15 MPa、2.66 MPa略低，适应对下部易剥落不稳定地层（双石层剥落掉块和山西组、本溪组煤层坍塌）冲刷少、减小泵压的需求，结合化学防塌，主要靠钻井液性能提高携砂能力。

表4 Ø215.9 mm井眼和Ø206.4 mm井眼的环空返速和环空压耗对比

3.4 钻井液性能维护

试验Ø206.4 mm小井眼，上部地层采用无固相（聚合物）钻井液体系，大循环确保钻井液净化良好，满足快速钻进需求，下部地层钻达刘家沟组中下部后，确保携砂悬砂，提高封堵能力，提前上罐转化为失水较小的三磺钻井液体系，按照“低密度高黏度、高密度低黏度和高黏度高密度”的思路精细化保守维护。同时，给钻井液维护提出了新要求［8-9］：（1）能够在较低的排量下清洗井底，携带和悬浮岩屑；（2）小井眼环隙小，即使在较低的排量下环空钻井液大多呈紊流流态，因此要求钻井液具有较低的失水和低黏度、良好的造壁性、较强的防塌能力，以保证在紊流流态下井壁的稳定性；（3）由于小井眼的压力损失主要在环空，因而增加了钻井液的当量密度，增加了起下钻时的波动压力，易造成井下复杂情况。为此通过调整钻井液的流变参数，以达到降低环空压力损失、优化环空流型的目的；（4）要求有很好的润滑性能和较低的摩阻因数，并能很好地保护油气层。

3.5 预防井下复杂和事故措施

（1）地面加强入井钻具的检查，严禁坏钻具入井；（2）每趟钻钻具探伤1次，避免井下断钻具事故；（3）起下钻时保护好井口，做好井下防掉落物工作；（4）加强泵房坐岗，记录清楚泵冲、泵压，坚持当班泵压校核不少于3次；泵压异常及时排查地面设备原因，原因不明果断起钻检查钻具；（5）刘家沟组钻进弱化钻井参数和钻井液性能，接单根和起下钻操作平稳，防止激动压力或抽吸压力压漏薄弱地层；下钻中途循环避开刘家沟组；（6）起下钻全井段控制速度，严禁超越刹把权限操作硬提和硬压；（7）钻进时执行全井段划眼，每打完1个单根至少划眼1遍，保证井眼畅通；（8）本溪组下部钻遇黄铁矿时弱化参数，保护好钻头；马家沟组钻进防钙侵，及时测量和加适量烧碱调整钻井液性能；执行好分段扩划眼“打一退二”技术措施，即钻进1 m后上提划眼2 m，循序渐进；接单根时重点监控，防止膏岩层缩径上提遇阻卡钻。

4 现场施工

4.1 一开表层段（0~503 m）

首先下1根Ø520 mm导管并“坐塞子”，封固垫方和防止井架底座基础下沉，然后下4根Ø426 mm导管并“坐塞子”，回填封固松散未固结成岩黄土层。一开采用塔式大钟摆常规钻具组合：Ø346 mmPDC（P6342MJ） +630×630接头+Ø203 mm钻铤×2根+Ø338 mm稳定器+631×410接头+Ø178 mm钻铤+411×460接头+Ø168 mm钻铤×15根+461×410接头+Ø127 mm钻杆。前100 m进行吊打，防斜打直；每50 m测斜1次，保证表层井斜不超过2°；观察井口钻井液返出量，一旦发现返出量少就采用下砸导管和回填井口的方法，解决导管脚串漏，保证表层快速钻至503 m完钻， Ø244.5 mm表层套管下至502.6 m，现场使用膨润土浆/低固相聚合物钻井液体系，采用低温高强水泥浆体系固井，水泥返至地面，试压17.6 MPa合格。

4.2 二开试验段（503~3 469 m）

4.2.1 二开第1趟复合钻进段（503~2 370 m） 采用“双扶四合一”复合钻具组合：Ø206.4 mmPDC（EDS 1616EL）+9LZ165×1.25°螺杆+Ø198 mm稳定器+ 461×460 MWD定向接头+Ø165 mm无磁钻铤+ Ø165 mm钻铤×14根+461×410接头+Ø127 mm 钻杆。钻进时监控好井斜，严格按设计要求测斜；对于延安组和延长组上部易缩径段加强划眼；关注延6和长8浅层气气测值，气测异常及时汇报和采取循环除气技术措施，满足井控要求；采用无固相（清水）聚合物体系，钻井液性能：密度为1.01 g/cm3，黏度为30 s，pH值为7；该只钻头钻穿延安组、延长组、纸坊组和和尚沟组到刘家沟组上部，进尺1 867 m，机械钻速22.49 m/h。

4.2.2 二开第2趟~第3趟常规钻进段（2 370~3 357 m）采用大钟摆常规钻具组合：Ø206.4 mmPDC（EM 1615S、ES1935S） +430×460接头+Ø165 mm无磁钻铤+Ø165 mm钻铤+Ø198 mmSTAB+Ø65 mm钻铤×13根+461×410接头+Ø127 mm 钻杆。刘家沟组钻进弱化参数，平稳挂合钻井液泵，接单根上提下放操作平稳；前期采用无固相（清水）聚合物钻井液体系，钻穿刘家沟组还剩50 m（井深2 540 m）开始转三磺钻井液体系，监测好钻井液返出量和钻井液总液量，钻井液维护加适量堵漏剂防漏；加强井控坐岗和泵房坐岗，判断下部钻头和钻具使用情况；气层和煤层控时钻进，防止泥包钻头；钻达目的层关注地质气测值，气测异常及时使用除气器和循环除气，井控设备全部处于待命工况，满足井控随时关井需求。

第2趟钻EM1615S钻头钻至石千峰组下部2 790 m后起钻，起钻至2 593 m遇阻，倒划眼1个单根，接着开泵带3个单根后起钻正常，遇阻段为2 555~2 593 m，段长38 m。初期钻井液性能：密度1.08 g/cm3，黏度51 s，失水5 mL，pH 值8.5。

第3趟钻下钻至2 555 m，开泵下放不下去，划眼4个单根；钻井液性能：密度1.13 g/cm3，黏度80 s，失水5 mL， pH 值9；钻至石盒子组底到太原组上部发生井漏，漏失井段3 177~3 277 m，段长100 m，共漏失81.25 m3钻井液；钻至本溪组再次发生井漏，漏失井段3 300~3 337 m，段长37 m，共漏失29 m3钻井液； ES1935S钻头钻进至马家沟组3 357 m起钻，钻穿双石层、山西组、太原组和本溪组至马家沟组上部，进尺567 m，机械钻速只有4.89 m/h；首先起钻至石千峰底界2 852 m遇阻，多次活动钻具，开泵带出3个单根恢复正常，遇阻段2 823~2 852 m，段长29 m；接着起钻至2 593 m遇阻，多次活动钻具，开泵带出6个单根恢复正常，遇阻段2 536~2 593 m，段长57 m。

4.2.3 二开第4趟~第5趟PDC钻头划眼段（3 357~ 3 361 m） 采用光钻铤常规钻具组合：Ø206.4 mm PDC（EM1615S、ES1935S） +430×460接头+Ø165 mm钻铤×15根+461×410接头+Ø127 mm 钻杆。

第4趟钻下钻至2 507 m时遇阻，接方钻杆划眼，划完12个单根后恢复下钻，遇阻段2 507~2 622 m，段长115 m；下钻至2 794 m时遇阻，接方钻杆划眼11根至石盒子组2 900 m，发现振动筛返出，双石层掉块特别多（见图1），井塌大掉块严重，上提下放遇阻，下不了立柱，划眼48根到底，划眼段2 794~ 3 357 m，段长563 m；钻井液性能：密度1.15 g/ cm3，黏度90 s，失水4 mL， pH值10；划眼到底后钻时慢，转盘憋钻，钻压加不上去，钻进至马家沟组3 361 m，钻时慢至200 min/m，起钻换钻头，进尺仅4 m，纯钻12 h，机械钻速0.33 m/h。返出掉块图片见图1。

图1 井内返出掉块

第5趟下钻至刘家沟组底部2 526 m遇阻，接方钻杆划眼从2 526 m至2 540 m，表现为划眼滑不下去，蹩转盘严重，振动筛不见砂子，划眼6.5 h，仅划眼14 m，划眼进展十分缓慢，效率低；钻井液性能：密度1.16 g/cm3，黏度66 s，失水5.8 mL，pH值10；经请示技术办起钻更换三牙轮钻头划眼；起钻正常，起出钻头复合片绷齿严重（对比如图2）。

图2 牙轮钻头下井前后对比

4.2.4 二开第6趟~第7趟牙轮钻头划眼段（3 361~ 3 361 m） 采用光钻铤常规钻具组合：Ø206.4 mm钻头（SVT517GK、SKHT447GX）+430×460接头+ Ø165 mm钻铤×15根+461×410接头+Ø127 mm 钻杆。第6趟钻下钻至刘家沟组底2 526 m遇阻开始划眼，钻井液性能：密度1.16 g/cm3，黏度56 s，失水5.8 mL，pH值10。划眼至3 321 m后出现严重井漏，直至划眼到底，井漏没有消失，漏速最大32 m3/h，最小4 m3/h，平均漏速8 m3/h，共漏失120 m3钻井液。短程起钻从井底到1 996 m中途发生间隙性4次遇阻；下钻短通至遇阻点2 485 m时接方钻杆划眼，其中井段2 555~2 564 m这根单根划眼11次、用时6.5 h才井眼畅通；当划眼至2 631 m时放空，重复划眼2 507~2 631 m这一遇阻段后划眼到底；最后因三牙轮钻头达到使用时间起钻，总划眼用时146.75 h。

第7趟钻下钻至2 899 m开始划眼到底，钻井液性能：密度1.15 g/cm3，黏度95 s，失水4 mL， pH值11。然后方钻杆开泵带出45个单根，井深2 938 m时开始起立柱至2 006 m短通井下钻，下钻中途2 574 m和2 720 m 2个点遇阻划眼，钻头划眼用时31 h。

4.2.5 二开第8趟完钻段（3 361~3 469 m） 采用光钻铤钻具组合：Ø206.4 mmPDC（EM1615S） +430 ×460接头+Ø165 mm钻铤×15根+461×410接头+Ø127 mm 钻杆。该趟钻下钻从2 457 m到3 213 m，间断遇阻9次，采用间断划眼和下立柱相结合方式划眼到底；当钻遇马家沟组膏岩层时，及时测量钻井液性能，并加入烧碱，抑制钻井液钙侵，严格执行“打一退二”划眼措施，防止膏岩层弹塑性缩径卡钻，顺利钻至3 469 m完钻；通过短程起下钻拉通下部井壁，保障后续施工顺利：短起钻从3 395 m至2 572 m间断遇阻6次至2 027 m，短程下钻仅2 572 m和3 127 m轻微遇阻；起钻正常。电测、通井作业顺利，Ø139.7 mm气套顺利下至3 466.995 m，固井采用双级固井和三凝水泥浆体系（一级降失水水泥浆体系，二级一凝早强水泥浆体系和二凝粉煤灰水泥浆体系），水泥返至地面，试压25 MPa合格。

5 井下复杂原因分析

5.1 起下钻遇阻［10］

刘家沟与石千峰组交界面和双石层交界面“先缩后塌”：先期缩径遇阻，划眼效率低，后期垮塌，这是起下钻遇阻、处理井下复杂划眼历时16 d的主要原因。与Ø215.9 mm井眼间隙相比，Ø206.4 mm井眼尺寸变小，钻杆外径不变，Ø206.4 mm小井眼的环空体积更小，加剧了钻具对井壁的碰撞，坍塌掉块较大且多，明显多于以往Ø215.9 mm井眼井下垮塌掉块，很难破碎；返出掉块磨圆、磨扁、有弧度、呈楔形痕迹明显，在井内滞留时间较长，不能及时带出井筒；返出掉块形状为片状和有弧度，已经有很明显磨损痕迹，在井内明显大于带出地面后体积。

完井电测井径数据表明井下坍塌情况：最小井径207.846 mm（2 400 m），最大井径474.269 mm（2 925 m），平均井径229.653 mm，平均井径扩大率11.28%。2 590 m处（刘家沟与石千峰组交界面）和2 868 m处（双石层交界面）井径扩大率严重超标。

5.2 井漏

井下复杂发生在容易井漏的刘家沟组，进行划眼携砂处理井下复杂，反复提密度和处理钻井液、堵漏，掉块多泵压瞬时异常高达20 MPa，引发井下漏失；三磺钻井液特性是具有很大的触变性，流动变稀携砂，静止变稠悬浮，起钻钻井液静止后静切力较大，下钻激动压力过大也是诱发薄弱地层刘家沟组、山西组和本溪组（含煤层和炭质泥岩）漏失的一个诱因。

6 结论与建议

（1）处理好提速与钻井液维护的节奏，加大钻井液成本投入，引入新钻井液体系配套小井眼钻井的试验，重在化学防塌和小排量下携砂性和悬浮性好。

（2）优化钻具和参数，采用Ø114.3 mm钻具和Ø160 mm缸套，进一步降低环空返速和排量，优化钻具组合和参数，保障井壁稳定。

（3）靖南区块试验Ø206.4 mm小井眼初见成效，解决了砾石层转盘蹩跳严重的问题，上部地层采用无固相钻井液体系，下部地层采用三磺钻井液体系，确保井漏量降到最低，但该区块小井眼钻井技术的成熟化仍有待进一步提高。

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（修改稿收到日期 2014-08-27）

〔编辑 薛改珍〕

Experimental study on slim-hole drilling technology for Well Jingnan G68-16

XIAO Chunxue2,WANG Xiangyan1,YAO Yongyong1,SUN Haifeng1,LI Qing1,ZHOU Junjie2
（1.Chanqing Drilling Corporation,Chuanqing Drilling &Exploration Company,Xi’an710018,China;2.Jiangsu Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Yangzhou225261,China）

Well G68-16 is the first test well for Ø206.4 mm slim hole in the south of Jingbian gas field block.In line with complex formation characteristics in this block and combining drilling characteristics of G68-16 slim hole,optimizing bottom hole assembly (BHA),drill bit and screw model,technical measures like optimizing the parameters,drilling fluid maintenance and prevention of downhole troubles were applied,The well was successfully drilled with four runs during the second section and four runs for reaming;reaming down took 16 days due to handling downhole trouble in later drilling stage;the average penetration rate was increased by 19% compared with the original Ø215.9 mm hole.The test is very successful,has accumulated experience for further slim hole test drilling in this block and provides favorable technical reference for increasing drilling rate.

slim hole;drilling;Jingnan Gasfield

肖春学，王向延，姚永永，等.靖南G68-16井小井眼钻井技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：28-32.

TE243

：B

1000–7393（2014） 05–0028–05

10.13639/j.odpt.2014.05.008

肖春学，1985年生。2009年毕业于重庆科技学院石油与天然气工程学院石油工程专业，现主要从事钻井理论与实践的研究工作，助理工程师。电话：15294435648。E-mail：xiaochunxue@163.com。