輪南3-2-16H井鉆井二開施工總結及問題分析

王棟 曲廣超 白榮生 唐凱 尹衍明

摘要：輪南地區(qū)的油田已開發(fā)31年之久，屬于老油區(qū)，存在地層虧空現象，和以前的開采存在一定差異。相較油田鉆井一開施工，二開施工更易出現問題，可能會發(fā)生泥包鉆頭，軌跡不平滑，定向托壓及卡鉆等。本文以輪南3-2-16H井為例，對鉆井二開施工出現的問題進行了分析和總結。

關鍵詞：泥包鉆頭;定向托壓;軌跡不平滑;卡鉆

中圖分類號：TE23 文獻標識碼：A

輪南3-2-16H井是塔里木盆地輪南斷壘帶輪南3號背斜構造西斷塊的一口開發(fā)井（采油井），位于新疆輪臺縣輪南油田3井區(qū)LN3-H2井口北東方向190 m。設計井深5408.70/4760.40 m（斜深/垂深），目的層：三疊系TI油組TI2、TI3。該井于2019年1月27日開鉆，2019年6月6日鉆至井深5385.00 m完鉆。鉆井周期129.88天，完井周期159.04天。一開施工出現問題較小，在此不作論述，而二開施工中出現了泥包鉆頭，PDC鉆頭側翼流道堵死，機速異常，定向鉆進托壓，鉆進憋泵，井眼軌跡不平滑及粘卡等問題[1]。下面就二開施工情況進行總結，并詳細分析出現的問題。

1 二開施工情況總結

1.1 二開地層、巖性及泥漿性能

二開地層層序：新近系、古近系、白堊系、侏羅系、三疊系。巖性：粉砂巖、泥巖、砂巖、煤層、細砂巖、深灰色泥巖。井段0～420 m，泥漿性能：密度1.08～1.1 g/cm3，粘度82～80 s。井段420～808 m，泥漿性能：密度1.1～1.13 g/cm3，粘度80～40 s。

1.2 二開鉆頭及井段

LN3-2-16H井二開共用牙輪鉆頭2只，PDC鉆頭8只，復合鉆頭4只。其中，4只復合鉆頭分別由江漢、海銳、寶石三家鉆頭廠生產。鉆頭基本情況見表1，現將三家復合鉆頭使用情況進行對比分析。

1.2.1 江漢鉆頭使用情況

（1）入井使用情況。①一次入井使用井段：4460～4653 m，進尺193 m;層位：J;巖性：褐色泥巖、灰色泥巖、灰色泥質粉砂巖;純鉆時間：75 h;平均機速2.57 m/h，復合機速4.46 m/h（鉆壓4～6 t），定向機速1.9 m/h（鉆壓6～12 t）。②二次入井使用井段：4390～4405 m，進尺15 m;層位：J;巖性：褐色泥巖;純鉆時間：13 h;平均機速1.15 m/h（控時鉆進）。

（2）出井情況。一次出井、二次出井均起出復合鉆頭牙輪正常，外徑未磨損，切屑齒有正常磨損，無崩齒、掉齒、齒裂現象。

1.2.2 海銳鉆頭使用情況

（1）入井使用情況。①一次入井使用井段：4705～4788 m，進尺83 m;層位：T;巖性：深灰色泥巖為主、夾灰色泥質粉砂巖、灰色砂巖;純鉆時間：41 h;平均機速2.02 m/h，復合機速3.45 m/h（鉆壓4～6 t），定向機速1.69 m/h（鉆壓6～12 t）。②二次入井使用井段：4788～4912 m，進尺124m;層位：T;巖性：深灰色泥巖;純鉆時間：48 h;平均機速2.58 m/h，復合機速3.63 m/h（鉆壓4～6 t），定向機速1.22 m/h（鉆壓6～12 t）。

（2）出井情況。起出復合鉆頭牙輪正常，外徑未磨損，切屑齒一次出井正常磨損，無崩齒、掉齒、齒裂現象，切屑齒二次出井崩齒一顆，其余正常磨損，無崩齒、掉齒、齒裂現象。

1.2.3 寶石鉆頭基本情況

（1）入井使用情況。使用井段：4405～4817 m，進尺412 m;層位：J-T;巖性：褐色泥巖、灰色泥巖、深灰色泥巖為主、夾灰色泥質粉砂巖、灰色泥質粉砂巖、灰色砂巖;純鉆時間：117 h;平均機速3.52 m/h，復合機速4.4 m/h（鉆壓4～6 t），定向機速2.19 m/h（鉆壓6～12 t）。

（2）出井情況。起出復合鉆頭牙輪正常，外徑未磨損，切屑齒崩齒6顆，其余正常磨損，無崩齒、掉齒、齒裂現象。

1.2.4 施工數據分析及結論

通過對表1、表2和表3進行分析可知，鉆頭成本：寶石>江漢>海銳（依據齒密度）;使用周期：以400 m進尺為例、相同層位寶石可結余1趟鉆且每小時多鉆進約1 m，以實鉆機速計算，可結余周期約3天;鉆頭價格：江漢>海銳>寶石，綜上所述，寶石復合鉆頭的各項表現處于優(yōu)勢;造斜點到A點比較：第一個井眼井段4450～5057 m，起下10趟鉆，使用8 1/2"牙輪1只，PDC2只，復合鉆頭2只，單只鉆頭最大進尺193 m，平均機速1.27 m/s。第二個水平段4390～4925 m，起下3趟鉆，使用8 1/2"復合鉆頭3只，單只鉆頭最大進尺412 m，平均機速1.67 m/s;相比較在定向段使用復合鉆頭進行定向作業(yè)，會提高機速。

2 二開施工存在問題及分析

2.1 定向作業(yè)泥包鉆頭問題及分析

由于所鉆地層為侏羅系底部褐色泥巖段，導致泥漿的粘切過高、有害固相高、含油量低。在斜井段和水平段定向作業(yè)，大段定向作業(yè)調整井斜和方位，鉆具組合中電阻率（全長9.2 m，最大外徑181 mm，井眼215.9 mm）外徑大，排量一定的情況下，泥漿攜帶有害固相上返到地面較少，井底泥漿流變性能變差，有害固相分散到泥漿中，堵塞流道[2]。

2.2 機速異常、側翼流道堵死問題及分析

泥漿劣質固相含量高，含油低，建議控制鉆井液粘切、坂含、高溫高壓失水及泥餅，盡量提高排量，將含油量提高至5%。周期性加入瀝青，攜帶井底巖屑，防止鉆頭重復切削造成有害固相進一步增加。每次活動鉆具盡量在5 m以上，盡量依靠外徑較大的扶正器攜帶部分巖屑上行。鉆進時，除砂除泥一體機和離心機使用率達100%，清除有害固相[3]。

2.3 托壓、憋泵問題及分析

2019年3月11日定向復合鉆進作業(yè)，井深4653 ～5083 m，存在定向工具面穩(wěn)定，托壓現象，以及工具面不穩(wěn)，憋泵現象。

經分析該段巖性為大段泥巖、粉砂質泥巖，需要跟進固體和液體潤滑劑，控制粘切、坂含、高溫高壓失水及泥餅;利用機械鉆機的優(yōu)點，沖擊送鉆，緩解托壓現象;在井斜大于30°以后，鉆具倒裝，近鉆頭接入水力振蕩器;電阻率外徑大（全長9.2 m，最大外徑181 mm，井眼215.9 mm）與水平井井底面接觸面積，是造成托壓的一個原因。定向工具面不穩(wěn)不托壓，會有憋泵現象，巖性為砂巖、泥質粉砂巖，需控制鉆壓，防止吃入地層太多，發(fā)生憋泵。

2.4 為滿足地質要求多次調整軌跡致使軌跡不平滑的問題及分析

該井導眼段實測數據未能對本井側鉆井筒提供指導依據，側鉆井眼在實鉆中頻繁調整靶點，使得軌跡不平滑。為了滿足地質要求鉆具結構中加入電阻率，鉆具螺桿上有近鉆頭扶正器，鉆具剛性增強，軌跡也不平滑，造成起下鉆困難，井下復雜。

2.5 發(fā)生粘卡問題及分析

輪南老井區(qū)地層虧空產生壓差（設計地層壓力1.14，鄰井LN3-H4T實測地層壓力系數0.93，LN3-2-11X實測地層壓力系數1.02）。泥漿性能對井下工況不適應（地層封堵和泥餅質量等），動塑比不低于0.3，中壓失水低于5，高溫高壓失水低于9、坂含控制在40，保持含油量6%，摩阻系數低于0.1，磺化材料不低于3%，含砂量不高于0.2%，PH值不低于8，良好的流變性，間斷性補充乳化瀝青液體進一步提高泥漿的防塌能力;根據目的層砂巖段施工情況，在鉆進時注入優(yōu)質泥漿（主要材料為潤滑劑、超細碳酸鈣、乳化瀝青等），每30 m拉短起下使井壁形成好的泥餅并破壞巖屑床。

定向鉆進觀察好泵壓及工具面變化，發(fā)生托壓立即提至原懸重開轉盤轉開，除去正常摩阻，掛卡不超5t，否則放至原懸重轉開再上提活動，定向施工前提前注入帶玻璃小球的優(yōu)質泥漿，降低定向施工的粘卡風險，復合鉆進扭矩上限設定30%，扭矩異常弱化參數，若不能緩解，及時上下提劃正常后恢復鉆進。泵壓異常及時檢查地面原因，每打完單根認真劃眼至暢通后方可接單根;認真做好參數記錄，尤其空轉參數、劃眼參數、突發(fā)異常參數，準確判斷摩阻情況和井下情況;起下鉆過程中遇特殊情況，靜止時間過長要及時活動鉆具;鉆具結構中加入水力振蕩器，降低粘卡的風險。

3 結論

（1）在塔里木油田老區(qū)塊部署開發(fā)井是一個需要重新研究、實踐、改進的過程。通過對輪南3-2-16H井鉆井二開施工總結及問題分析，提高了對輪南、桑塔等一些老油區(qū)開發(fā)井的認識，合理的施工方法可以提升鉆探效率，減少生產過程中的問題。

（2）對于老區(qū)塊開發(fā)井，存在地層壓力系數低，地層能量虧空，地層巖石骨架不穩(wěn)定的現象，是鉆井時必須考慮的問題。泥漿的配伍性也是一個需要深入研究的課題。

（3）鉆井作業(yè)必須按照鉆井設計施工，遇復雜情況需結合實際，從鉆井液、鉆具組合、井眼軌跡、操作等方面著手，要認真分析原因，制定切合實際的控制措施，并落到實處。

參考文獻

[1] 潘冬興.鉆井工程技術中存在的問題及提高鉆井效率分析[J].中國石油和化工標準與質量，2017，37（19）：160-161.

[2] 陳華.石油鉆井施工過程中存在的問題及對策[J].化工設計通訊，2017，43（6）：229.

[3] 王進喆.淺談定向井施工常見問題及解決措施[J].化工管理，2019（12）：176.