高廟103 D典型定向井復雜處理技術探索

劉葵業，胡家森，劉秋霞，勞達紜，張 艷

（1.中石化西南石油工程有限公司廣西鉆井分公司，南寧530023；2.長江大學油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，武漢430100）

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高廟103 D典型定向井復雜處理技術探索

劉葵業1，胡家森1，劉秋霞1，勞達紜1，張 艷2

（1.中石化西南石油工程有限公司廣西鉆井分公司，南寧530023；2.長江大學油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，武漢430100）

摘要：川西高廟區塊巖性疏松，成巖作用差，膠結差，泥巖發育，易發生井壁垮塌等復雜情況。鉆井液密度偏低可能造成井壁的不穩定，發生垮塌。沙溪廟組砂巖的滲透性較好，鉆井中遇到泥巖較發育就易水化膨脹掉塊，造成井壁失穩。高廟103 D井鉆進至沙溪廟組，前期出現掉塊，鉆井液密度由1.74 g/cm3經5次上提至2.13 g/cm3，上提鉆井液密度滯后，失去了維持泥巖穩定的最佳時機，最終鉆井液密度上提至2.13 g/cm3無法恢復井下穩定，導致填井側鉆。側鉆后，井下再次出現復雜狀況一直持續到完鉆，給施工造成無法挽回的損失。通過詳細分析高廟103 D井前后復雜的基本情況，并分析出現復雜的原因以及處理過程，最后提出施工的經驗教訓和建議。

關鍵詞：定向井；復雜情況；技術探索

1 施工簡況

高廟103 D井位于四川省綿陽市涪城區吳家鎮涌泉村6組，是中石化西南油氣分公司布置在西坳陷梓潼凹陷南東坡的1口評價井。高廟103 D井原井號綿陽21 D井，后歸入高廟區塊，設計垂深3 101 m，斜深3 666 m，實際完鉆垂深3 111 m，斜深3 721 m。該井施工困難，從井深2 410 m開始造斜，2014-01-11鉆進至3 311.31 m井下發生復雜。因井下復雜情況難以恢復，2014-01-26填井至井深2 430 m，2014-01-29從井深2 434 m側鉆，側鉆后井下一直不正常，艱難施工，于2014-05-16鉆進至井深3 721 m完鉆，井斜70°。高廟103 D井設計鉆井周期66 d，設計完井周期78 d，實際鉆井周期182.12 d，實際完井周期211.17 d，超設計鉆井周期116.12 d，超設計完井周期133.17 d，因井下復雜，給該井的施工造成無法挽回的損失。

該井井身結構數據、井斜數據、中靶數據如表1～3所示。

表1　井身結構數據

表2　井斜數據

表3　定向井中靶數據

2 復雜處理綜述

2.1 填井前處理分析

2.1.1 井下現象

高廟103 D井于井深2 851～2 856 m進行取心作業，取心后組合鉆具下鉆鉆進至井深2 960 m進入下沙溪廟組。2014-01-03，鉆進至井深3 078 m頂驅轉矩升高，由6～8 k N·m上提至7～11 k N·m，在用鉆井液密度1.74 g/cm3。短程起下鉆25柱過程中井下出現異常，短程起鉆倒劃眼井段2 880～3 078 m，短程下鉆劃眼井段2 883～3 078 m，上調鉆井液密度至1.78 g/cm3繼續鉆進。鉆進至井深3 224 m，有蹩停頂驅現象（轉矩15 k N·m），接立柱上提下放鉆具困難，短起下5柱，因短程起鉆倒劃眼困難，反復蹩停頂驅（轉矩18 k N·m），倒劃眼起鉆通井。

通井至井深2 910 m遇阻，劃眼困難，經常蹩停頂驅。劃眼參數：鉆壓20 k N，轉矩18 k N·m，排量33～35 L/s，轉速60 r/min，振動篩有大掉塊及大量細砂返出，劃眼28 h到底，用稠漿大排量循環排砂，上調鉆井液密度至1.85 g/cm3。上調鉆井液密度后井下復雜有所好轉，但出現異常現象：因上提下放困難，在正常懸重1 000 k N的條件下，嘗試上提至懸重1 500 k N，下壓至懸重500 k N，均未脫，放至正常懸重，開頂驅旋轉正常，未出現蹩停現象，并且劃眼相對正常，蹩停少，倒劃眼常蹩停，起鉆遇掛現象嚴重。

在井下復雜情況未能完全處理的情況下，循環加重鉆井液密度至1.90 g/cm3，在艱難中繼續鉆進至3 311.31 m（鉆進中反復蹩停頂驅，倒劃眼困難），循環泥漿起鉆。倒劃眼起鉆至3 178 m卡鉆，懸重在200～1 100 k N（正常懸重1 000 k N）之間上下活動鉆具，鉆具未動，設定轉矩18 k N·m，反復蹩頂驅，上調設定轉矩21 k N·m，懸重在200～1 600 k N之間上下活動鉆具，中途注入密度2.20 g/cm3，黏度滴流的稠漿循環排砂，振動篩處返出部分大掉塊及細砂。卡鉆12 h后，鉆具蹩開，解卡，緩慢倒劃眼起鉆。

2.1.2 復雜前后使用的鉆具組合

1） 井深3 224 m以前使用的鉆進鉆具組合：?215.9mm P D C鉆頭＋?172mm不帶扶正器螺桿＋14根加重鉆桿＋24柱鉆桿＋29根加重鉆桿＋鉆桿

2） 井深3 224 m井下出現復雜，起鉆通井鉆具組合：?215.9mm三牙輪鉆頭＋14根加重鉆桿＋24柱鉆桿＋29根加重鉆桿＋鉆桿

3） 通井結束，井深3 224～3 311.31 m鉆進鉆具組合：?215.9mm P D C鉆頭＋?172mm不帶扶正器螺桿＋31柱鉆桿＋14柱加重鉆桿＋鉆桿

4） 處理復雜第1趟通井鉆具組合：?165mm三牙輪鉆頭＋浮閥＋1根加重鉆桿＋?198mm扶正器＋31柱鉆桿＋14柱加重鉆桿＋鉆桿

5） 處理復雜第2趟通井鉆具組合：?215.9mm三牙輪鉆頭＋浮閥＋1根加重鉆桿＋31柱鉆桿＋14柱加重鉆桿＋鉆桿

6） 處理復雜第3趟通井鉆具組合：?165mm引子＋浮閥＋1根加重鉆桿＋31柱鉆桿＋14柱加重鉆桿＋鉆桿

2.1.3 處理復雜步驟

1） ?165mm三牙輪鉆頭＋?198mm扶正器＋鉆桿通井。

通井下鉆至井深2 856 m主動劃眼，劃眼至井深2 888 m，頂驅常蹩停，井段2 970～2 976 m、2 992～3 005 m、3 064～3 084 m劃眼艱難，停泵上提鉆具遇掛嚴重，出口有大量細砂和部分大掉塊返出。劃眼井段3 150.5～3 179.5 m阻卡最嚴重，采取每次閃放鉆具3 cm左右劃眼，反復蹩停，多次懸重在250～1 700 k N（正常懸重1 000 k N）活動，震擊器工作多次，多次釋放轉矩，大拉力上提鉆具提脫，劃眼至井深3 182 m，為避免卡鉆，倒劃眼起鉆，井深3 119 m后正常起鉆。

2） ?215.9mm三牙輪鉆頭＋鉆桿通井。

通井下鉆至2 912 m遇阻劃眼，劃眼過程中，井段2 991～2 993 m、3 190～3 194 m、3176～3 179m反反復復蹩停頂驅，多次卡鉆，劃眼過后的井段倒劃眼依舊艱難。井段3 179～3 176 m、3 194～3 190 m經常蹩停頂驅，懸重在250～1 600 k N上下活動鉆具，劃眼至井深3 205 m短程起鉆至直井段，再下鉆劃眼，下鉆至井深2 974 m遇阻，劃眼至3 143 m無法繼續，起鉆。

3） ?165mm引子（球形接頭，與鉆桿接頭尺寸一致）＋鉆桿通井。

通井下鉆至2 943 m遇阻劃眼，劃眼過程中，頂驅反反復復蹩停，劃眼至3 057 m發生卡鉆，上提最高1 800 k N未提脫，施加轉矩后，活動解卡。

2.2 填井后處理分析

2.2.1 井下現象描述

填井后，從井深2 434 m側鉆，在用鉆井液密度2.06 g/cm3，鉆進至井深2 839.09 m，井下出現異常，未能正常上提下放，劃眼后繼續鉆進，井深2 868.29 m準備接立柱，停泵上提下放困難，劃眼3 h無好轉，起鉆第1次通井。通井至井深2 660 m主動劃眼，井深2 740 m出現蹩停頂驅現象，劃眼到底循環排砂，注入密度2.40 g/cm3，黏度滴流的稠漿19 m3，有大量6 cm×4 cm×1 cm的掉塊返出，高峰時鋪振動篩3/4左右，掉塊以上沙溪廟新鉆地層巖性為主。

鉆進至井深3 012.46 m，起鉆第2次通井，注入密度2.42 g/cm3，黏度滴流的稠漿14 m3，振動篩返出大量細砂及少量4 cm×3 cm×1 cm掉塊，掉塊以上沙溪廟新鉆地層巖性為主，井下復雜屬于掉塊及巖屑床所致。

自第2次通井之后，一直到該井完鉆，井下一直不正常，鉆進艱難，每鉆進幾十米起鉆通井1次，并且通井后不一定有效，通過反復更換鉆具組合，反復通井，艱難完鉆，完鉆井深3 721 m。從井深2 434 m開始側鉆，至完鉆，所采用的動力組合如表4。

表4　填井后起下鉆情況（2014年）

2.2.2 處理復雜鉆具組合

1） 側鉆第1趟掃塞鉆進組合：?215.9mm三牙輪鉆頭＋接頭＋浮閥＋?127mm加重鉆桿1根＋?198mm扶正器＋?127mm鉆桿46柱1根（含旁通閥）＋?127mm加重鉆桿41根（?165mm隨鉆震擊器）＋?127mm鉆桿。

2） 側鉆常規鉆進組合：?215.9mm P D C鉆頭＋?172mm×1.00°或（1.25°、1.50°）單彎螺桿＋浮閥＋M W D短節＋?127mm無磁承壓鉆桿1根＋?127mm鉆桿35～46柱（含旁通閥）＋?139.7mm加重鉆桿29根＋?139.7mm鉆桿。

3） 側鉆不帶動力鉆具組合：?215.9mm三牙輪鉆頭＋浮閥＋?165mm短鉆鋌1根×2.54 m＋?198mm扶正器＋?127mm加重鉆桿2根＋?127mm鉆桿45柱2根（含旁通閥）＋接頭＋?139.7mm加重鉆桿29根＋?139.7mm鉆桿。

2.2.3 處理復雜措施

針對井下的復雜情況，前后采取的應對措施：

1） 下鉆一般采取2種方式：閃放下壓鉆具300～500 k N停止，待鉆壓恢復正產后繼續；從井深2 800 m左右開始劃眼。

2） 為提升排量，把井深2 200 m以上的?127mm鉆桿更換為?139.7mm鉆桿；把單泵?170mm的排量改成雙泵?130mm的排量，通井使用1個泵?170mm＋1個泵?130mm的排量。

3） 最初使用1.5°自帶?212mm扶正器的螺桿，隨井下復雜情況加重，先改用1.25°自帶?202mm扶正器的螺桿，再使用1.25°不帶扶正器的螺桿，仍然蹩停嚴重，再改用1.0°不帶扶正器的螺桿，從井深3 622 m不使用螺桿，井下復雜情況沒有明顯改觀。

4） 用于通井、鉆進的欠尺寸扶正器均使用銅鋁合金焊“疙瘩”防磨帶。

5） 鉆進井段3 479～3 577 m，組合中分別在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加?203mm錐形接頭。

6） 井深2 500 m以下的?127mm鉆桿磨損嚴重，接頭磨損最嚴重的只有?137mm（標準?165mm），共倒換?127mm鉆桿2次。

3 井下復雜原因分析

3.1 填井前復雜原因分析

3.1.1 復雜性質

通過3趟簡單的鉆具組合通井，均未能到井底，并且有以下現象：劃眼頂驅蹩停相對較少，倒劃眼頂驅經常性蹩停。因井下復雜，劃眼經常卡鉆，反復大拉力提拉鉆具，頂驅蹩停時，正常懸重1 000 k N左右，多次下壓至200 k N，上提至正常懸重再開頂驅，都能蹩開。停頂驅開泵上提、下放困難，開頂驅可以活動鉆具。井深2 950 m之后劃眼第1次相對容易，劃過的井段無好轉，倒劃眼困難，第2次劃眼比第1次困難。劃眼過后，不開頂驅，鉆具無法上下活動，并且劃眼過程中前期一直有掉塊和細砂源源不斷地排出，如圖1所示。通過這些現象，以及填井后鉆井液密度達到2.20 g/cm3才能穩定井壁，說明填井前井下已失穩坍塌，并且坍塌的掉塊很大，結構基本還維持著井壁，但實際與地層脫離，所以鉆具往下劃眼第1次相對第2次要容易，劃眼過的地方掉塊浮動，抱住鉆具，造成劃眼越來越復雜［1-2］。因反復大拉力提拉鉆具，在曲率大的井段出現了不連續段的鍵槽，以致造成最后無法劃眼。

圖1　填井前常出現的掉塊

3.1.2 復雜原因分析

鉆進至井深2 960 m進入下沙溪廟后，在用鉆井液密度1.74 g/cm3偏低，造成井壁失穩，前期部分井段出現“大肚子”，上調鉆井液密度至1.78 g/cm3繼續鉆進，鉆進至3 224 m頂驅蹩停現象逐漸加重，起鉆通井。通井不正常，上調鉆井液密度至1.85 g/cm3，劃眼情況有所好轉。起鉆更換鉆進組合鉆進至井深3 236.16 m頂驅蹩停現象不斷加深，頂驅轉矩由15 k N·m上提至18 k N·m無法繼續鉆進，把鉆井液加重至1.90 g/cm3，提高密度后可帶病鉆進，直至鉆進至井深3 311.31 m起鉆通井，起鉆過程發生卡鉆，12 h后解卡。鉆井液密度由1. 74 g/cm3上提至1.78 g/cm3再上提至1.85 g/cm3再上提至1.90 g/ cm3，井壁已經在慢慢地發生坍塌，直至通井期間將鉆井液密度上提至2.15 g/ cm3，井下已經無法重新建立平衡。

3.2 填井后復雜原因分析

3.2.1 復雜性質

填井后，從井深2 434 m側鉆2 868.29 m接立柱異常后，通井有大量掉塊返出，掉塊以上沙溪廟新鉆地層巖性為主，在用鉆井液密度2.07 g/cm3不能平衡井壁，所以初期系掉塊引起的復雜。

鉆進至井深3 012.46 m，起鉆第2次通井，返出大量細砂及少量掉塊，井下復雜屬于掉塊及巖屑床所致。

逐漸上提鉆井液密度至2.25 g/cm3，井下相對正常，但始終難以順利鉆進，起下鉆困難，正倒劃眼經常蹩停，并且用于通井、鉆進的欠尺寸扶正器均使用銅鋁合金焊“疙瘩”防磨帶出現磨痕。鉆進井段3 479～3 577 m，組合中分別在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加?203mm錐形接頭，接頭也出現磨痕。井深2 500 m以下的?127mm鉆桿磨損嚴重，接頭磨損最嚴重的只有?137mm（標準?165mm），共倒換?127mm鉆桿2次，說明井下存在較為嚴重的鍵槽［3］。

3.2.2 復雜原因分析

從側鉆點2 434 m至井深3 060 m，鉆井液密度2.13 g/cm3，鉆進中頂驅反復蹩停，上提鉆井液密度至2.25 g/cm3，井下相對正常，說明鉆井液密度2.13 g/cm3不足以穩定井壁，造成井壁失穩，出現掉塊。

鉆進至3 540 m，造斜點2 434 m，造斜段＋穩斜段共計1 106 m，造斜段＋穩斜段過長，井斜處在1～71°；地層巖性為泥砂巖互層，在井斜超過45°后，盡管密度足夠，但也無法根除掉塊；且因鉆進期間因螺桿和儀器影響，壓耗達8～10MPa，造成排量較小，加之“大肚子”影響，帶砂困難，從而造成蹩頂驅、起下阻卡等情況

由于井壁不穩造成“糖葫蘆”井眼，同時因長時間施工、多次起下鉆后形成了鍵槽，造成無法正常起下鉆［4］。

4 建議

4.1 經驗教訓

高廟103 D井設計鉆井周期66 d，設計完井周期78 d，實際鉆井周期182.12 d，實際完井周期211.17 d，超設計鉆井周期116.12 d，超設計完井周期133.17 d，雖然井下復雜給該井的施工造成無法挽回的損失，在無法改變井下復雜的情況下，通過各種努力，仍然完成了該井的施工，部分經驗具有推薦意義。

1） 川西的井采用?139.7mm鉆桿在上部的情況很少，但高廟103 D井為提升排量，把井深2 200 m以上的?127mm鉆桿更換為?139.7mm鉆桿；把單泵?170mm的排量改成雙泵?130mm的排量，通井使用1個泵?170mm＋1個泵?130mm的排量，大幅提高了施工過程中的排量。

2） 最初使用1.5°自帶?212mm扶正器的螺桿，隨井下復雜情況加重，先改用1.25°自帶?202mm扶正器的螺桿，再使用1.25°不帶扶正器的螺桿，仍然蹩停嚴重，再改用1.0°不帶扶正器的螺桿，從井深3 622 m不使用螺桿，井下復雜情況沒有明顯改觀。通過變換鉆具組合能減輕井下復雜。

3） 用于通井、鉆進的欠尺寸扶正器均使用銅鋁合金焊“疙瘩”防磨帶，有利于在鍵槽、大肚子等地方順利通過。

4） 鉆進井段3 479～3 577 m，組合中分別在井深2 620、2 910、3 100、3 300 m左右加?203mm錐形接頭，在鍵槽不是太深的情況，對井下復雜有一定作用。

4.2 建議措施

根據高廟103 D定向井在施工過程中的復雜情況的，結合定向井施工的一些研究，提出一些定向井的復雜預防措施建議。

4.2.1 科學合理的鉆井設計

該井設計鉆井液密度最高1.80 g/cm3，實際鉆井液密度2.25 g/cm3才能穩住井壁，先撇開2.25 g/cm3是否偏高，但1.80 g/cm3的鉆井液密度針對高廟區塊的這種井身結構的定向井，是比實際偏低了很多［5］。在鉆井工程施工中，設計與實際符合程度越高，施工越安全順利，反之，施工越困難。高廟103 D井是高廟區塊上的1口評價井，這種井身結構的定向井鉆前可參考的資料少，地質條件預測不準確，鉆井過程中實際偏離了設計，出現井下復雜情況，未能準確把握井下復雜情況的性質，是不能安全快速處理井下復雜情況的原因［6］。

4.2.2 合理使用震擊器

高廟區塊巖性疏松，成巖作用差，膠結差，泥巖發育，易發生井壁垮塌等復雜情況，在鉆進中遇到復雜地層，可在鉆鋌之間或鉆鋌與鉆桿之間接上震擊器，一旦遇卡，可以馬上上擊或下擊解卡。

4.2.3 果斷填井側鉆

高廟103 D井前期復雜情況無法處理，填井后側鉆，雖然側鉆井下還是出現了復雜，但如果鉆井液密度上提及時，前期就可以穩住井壁，那么側鉆后的復雜或許可以避免。

4.2.4 科學合理使用設備

頂驅裝置的使用在很大程度上提高了處理井下復雜情況的能力，使用帶有頂驅裝備的鉆機施工該種定向井，可以倒劃眼起鉆，能有效地破壞已形成的巖屑床，對降低施工風險、加快定向井施工進度發揮了重要作用［7］。

4.2.5 加強井眼的凈化

由于定向井造斜段井斜變化大，井眼難清潔，同時在定向井中巖屑重力效應影響了井眼清潔，再者，小井眼環空間隙小，泵壓高，因排量受限，施工中易形成巖屑床，進一步增加磨阻和井下復雜情況發生的幾率，此時，鉆井液流變性和攜巖清砂能力顯得更加重要［8］。

4.2.6 加強井塌的預防

適當提高鉆井液黏度、切力，盡可能降低失水量并形成致密的泥餅，補加防塌劑，增強鉆井液的防塌能力。井塌嚴重出現較大尺寸掉塊時，可加大鉆頭水眼，用高泵壓、大排量洗井，將坍塌的巖塊帶出［9］。若遇起下鉆卡阻現象時，采用倒劃眼措施，直到井眼暢通、起下鉆無遇卡阻現象為止。

4.2.7 鉆進過程中加強活動鉆具

1） 在大斜度定向井中要有計劃地進行短程起下作業，以起到破壞巖屑床、清洗井壁的效果。在大斜度井眼里，鉆桿緊貼下井壁，鉆具上下活動時，鉆桿接頭部分能刮開已形成的巖屑沉積床，使巖屑沉積床散開到環空鉆井液中，便于鉆井液帶出井口，從而有助于井眼凈化［10］。

2） 盡量減少鉆進過程中鉆井液靜止的時間。接單根和其他不能正常循環鉆井液的情況下，鉆井液巖屑量很容易下沉到下井壁，停的時間越長，沉積越徹底，因此應該盡量避免這種情況的發生。

3） 滑動鉆進時，最后1個單根剩下2～3 m時盡可能采用復合鉆進的方式鉆進，鉆完1個單根應進行1～2次劃眼，然后下放到底，再接上單根后測斜，能有利于攜帶巖屑。在造斜率允許的條件下盡量多采用復合方式鉆進，這樣既可改善井眼的平滑性，又可促進鉆屑的返出［11］。

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Temple Complex Processing Technology to Explore Typical Directional Well of Gaomiao 103 D

LIU K uiye1，HU Jiasen1，LIU Qiuxia1，LAO Dayun1，ZHANG Yan2
（1. Guɑngxi Drilling Compɑny，Southwest Petroleum Engineering Compɑny，Nɑnning 530000，Chinɑ；2. Hubei Proυince Key Lɑborɑtory of Oil ɑnd Gɑs Drilling Engineering，Yɑngtze Uniυersity，Wuhɑn 430100，Chinɑ）

Abstract：The Western Sichuan Gao Miao block is of loose lithology，poor diagenesis，poor cementation，shale，troubleso me hole collapse. The low drilling fluid density may cause wellbore instability，collapse. The permeability of the Shaxi Tem ple of sandstone mudstone is better，development encountered during drilling，is hydrated expansion off block，causing the borehole wallinstability. To Shaxi 103 D well drilling，Gao Miao Tem ple group，the early emergence of blocked，drilling fluid density fro m 1.74 g/cm3，after five times adjusting，up to 2.13 g/cm3，put on the drilling fluid density is lagging behind，lost the best opportunity to maintain stable mudstone，the final drilling fluid density to 2.13 g/cm3could not be restored well stably，leading to fill sidetracking. Lateral drilling，dow nhole again com plex continued to finish drilling，cause irreparable da mage to the construction.In this paper，the basic condition of the detailed analysis of 103 D well before and after Gao miao com plex，and the analysis of com plex causes and treatment process，and finally puts forward the construction experience and lessons and suggestions.

Key Words：directional well；com plicated situation；technology exploration

作者簡介：劉奎業（1971-），男，廣西南寧人，工程師，主要從事鉆井工程技術管理工作，E-mail：309189846 @ qq.com。

基金項目：國家自然科學基金“頁巖氣開發條件下泥頁巖井壁穩定與破裂機理研究”（51174036）

收稿日期：2015-07-06

文章編號：1001-3482（2016）01-0070-07

中圖分類號：T E921

文獻標識碼：A

doi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.01.016