伊朗YD地區(qū)四開CBL測(cè)井遇阻問題的探討

王本利（中石化勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司，山東 東營(yíng) 257000）

伊朗YD項(xiàng)目早期和一期鉆井液施工過程中，多次遇到四開CBL測(cè)井不到底的情況。其中X31井、X23井、X11井和W2井均遇到CBL測(cè)井遇阻問題。現(xiàn)就X31井為例介紹一下該系列井的井深結(jié)構(gòu)，并簡(jiǎn)要介紹以上幾口井基本施工情況:

1.井深結(jié)構(gòu)及施工簡(jiǎn)況

1.1 X31井井深結(jié)構(gòu)

一開:采用444.5mm鉆頭鉆至井深500m，下入337.8mm套管至498m。

二開:采用311.1mm鉆頭鉆至井深1555m，下入244.5mm套管至1553m。

三開:采用215.9mm鉆頭鉆至井深3980m，下177.8mm套管至3978m。

四開:采用149.2mm鉆頭鉆至井深4546m，下114.3mm尾管至4544m，尾管懸掛器位置為3780m。

1.2 各井施工簡(jiǎn)況

表1 各井CBL遇阻及處理情況

2.采取技術(shù)措施

早期X8井第一次CBL電測(cè)不到底時(shí)，由于振動(dòng)篩見鐵屑，認(rèn)為是掃水泥塞時(shí)鉆頭磨損套管懸掛器，一方面引起鐵屑散落套管內(nèi)，另一方面導(dǎo)致懸掛器不平整，導(dǎo)致儀器不到底。

隨著X31井出現(xiàn)CBL測(cè)井遇阻的情況，才意識(shí)到可能涉及鉆井液?jiǎn)栴}。開始分析可能因鉆井液中劣質(zhì)固相過高而引起的井底鉆井液粘土顆粒產(chǎn)生高溫去水化作用，發(fā)生大量的粘土粒子相互吸引、聚結(jié)，以至形成空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，鉆井液粘切大幅度升高[1]，從而引起電測(cè)儀器不能到底。處理鉆井液時(shí)就依據(jù)這個(gè)理論，每次測(cè)CBL之前都要通過使用離心機(jī)降低封井漿中固相含量，并在其中加入抗高溫材料增強(qiáng)抗高溫性方式進(jìn)行處理。但是隨后進(jìn)行的X23井CBL測(cè)井又發(fā)生遇阻現(xiàn)象，說(shuō)明前期所做工作出現(xiàn)不夠全面或者存在偏差，我們又進(jìn)行了進(jìn)一步分析。

考慮到由于YD地區(qū)四開施工過程中粘附卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)，在進(jìn)行施工時(shí)刻意放大封堵材料和塑料小球的含量，其總體含量可達(dá)到1%左右，客觀上也造成了鉆井液中固相的升高。分析若小球在套管壁聚結(jié)，可能會(huì)造成CBL電測(cè)遇阻現(xiàn)象，后續(xù)YD地區(qū)四開井施工過程中，我們逐步減少封堵材料和固體潤(rùn)滑劑的含量，控制其總含量在0.5%左右，每次CBL測(cè)井前使用離心機(jī)進(jìn)一步降低封井漿的固相含量，并加入抗高溫材料的方式進(jìn)行施工。隨后施工的三口井AP3井、X3和X10井CBL測(cè)井均一次性成功，證明我們所得結(jié)論有一定的正確性。

但是隨著X11井CBL測(cè)井的又一次遇阻，以及W2井CBL測(cè)井的復(fù)雜情況的發(fā)生，說(shuō)明按照這個(gè)理論處理過的鉆井液就不能滿足井下需要。隨后我們綜合了所有施工井的情況，將鉆井液性能進(jìn)行了全面的對(duì)比，進(jìn)行了以下原因分析。

3.原因分析

3.1 劣質(zhì)固相偏高

通過上述井的處理措施可以看出:在處理措施相同的條件下，降低鉆井液中的劣質(zhì)固相后，AP3井、X3和X10井CBL測(cè)井均一次性成功。說(shuō)明鉆井液中的劣質(zhì)固相偏高是引起CBL測(cè)井遇阻的一個(gè)原因。

3.2 鉆井液懸浮攜帶問題:

結(jié)合電測(cè)順利到底的兩口井AP3和X10的鉆井液性能與CBL遇阻井做性能對(duì)比。（如表2）

由上述幾口井性能可以看出，電測(cè)順利與遇阻井的鉆井液性能最大的區(qū)別就是動(dòng)切力高，動(dòng)塑比在0.4左右，結(jié)合同地區(qū)施工井的鉆井液性能可知，CBL測(cè)井順利井的鉆井液動(dòng)塑比都在0.4以上。由此我們可得出之所以多口井電測(cè)CBL遇阻，其中一個(gè)原因就是因?yàn)殂@井液的切力偏低，攜巖能力偏差，水泥塊攜帶不完全，造成了水泥塊卡電測(cè)儀器，引起電測(cè)儀器不到底的現(xiàn)象。

表2 各井的鉆井液性能

表3 水泥塊返速對(duì)比表

為了驗(yàn)證這個(gè)結(jié)論，可做一個(gè)數(shù)學(xué)模型加以驗(yàn)證:假定井中9-5/8”套管長(zhǎng)度和5”鉆桿長(zhǎng)度相同，7”套管長(zhǎng)度和3-1/2”鉆桿相同，4-1/2”尾管長(zhǎng)度和2-7/8”鉆桿相同。由于實(shí)際小鉆具比假設(shè)的要多，所以實(shí)際的巖屑上返速度比模型做出來(lái)的要偏小。

巖屑上返速度V:Vc-Vs

其中參數(shù):

ID:套管內(nèi)徑(mm)，

OD:鉆具外徑(mm)，

Q:排量(L/S)，

PV:塑性粘度(mPa.S)，

YP:動(dòng)切力(Pa)，

D:巖屑直徑(mm)，

ρ:鉆井液密度(g/cm3),

ρ2:巖屑密度（水泥密度2.8 g/cm3)。

由于4-1/2”尾管內(nèi)徑為96mm，CBL測(cè)井儀器最大外徑為89mm，由此可知，凡是直徑大于7mm的水泥塊都可能卡住電測(cè)儀器使其不能到底。按照這個(gè)條件，假定水泥塊直徑為7mm，水泥密度為2.8 g/cm3。以X31井、X10井的實(shí)際性能和X31井、X10井的各一個(gè)假定性能為例，測(cè)得水泥塊的返速對(duì)比表。（如表3所示）

由表中數(shù)據(jù)可以看出，在循環(huán)兩個(gè)遲到時(shí)間的情況下（一般為6h），F(xiàn)31井中直徑7mm的水泥塊最多返至7”套管懸掛上120m位置，但是若把F31鉆井液動(dòng)切力提至12Pa，即動(dòng)塑比0.4，在循環(huán)兩個(gè)遲到時(shí)間的情況下水泥能返至7”套管懸掛位置上400m處。

F10”是在F10原性能基礎(chǔ)上假定動(dòng)切力提至0.5，對(duì)比可以看出，雖然上返速度變快，但增加不明顯。

由上述兩組數(shù)據(jù)對(duì)比可以得出:當(dāng)動(dòng)塑比在0.4時(shí)，鉆井液性能滿足攜巖要求，增加動(dòng)塑比，攜巖效果增加不明顯，但是當(dāng)動(dòng)塑比低于0.4時(shí)，攜巖能力大幅下降。而鉆井液存在的主要問題就是動(dòng)塑比偏低，基本在0.3左右，這種情況下的鉆井液攜巖能力不足，套管中水泥塊容易在7”懸掛器位置聚集，當(dāng)電測(cè)儀器入井后，水泥塊若隨電測(cè)儀器下滑，進(jìn)入到4-1/2”尾管后，造成CBL測(cè)井遇阻的現(xiàn)象。

4.存在問題及建議

通過前期所做的一系列現(xiàn)場(chǎng)工作及推理驗(yàn)證可知:

4.1 鉆井液由于防卡的需要導(dǎo)致劣質(zhì)固相偏高，

4.2 鉆井液的動(dòng)塑比偏低，不能很好的滿足后期攜帶水泥的要求。

建議在后期鉆井施工過程中:

4.3 在滿足鉆井液防卡性能的前提下，盡可能降低鉆井液中塑料小球和封堵材料的含量。

4.4 后期鉆井液維護(hù)過程中，，維持動(dòng)塑比0.4以上，增強(qiáng)鉆井液的攜巖性能，減少因大水泥塊攜帶不完全引起的卡電測(cè)儀器的可能。

[1]鄢捷年鉆井液工藝學(xué).石油大學(xué)出版社.2001.