Y151區塊水平井地層坍塌鉆井技術分析

祝傳增，董孟坤，孔璐琳

（1.中國石油國際勘探開發有限公司中油阿克糾賓油氣股份公司，北京 100034；2.中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

作為在Y151區塊開鉆的第一口水平井Y151-平6井，該井在二開施工定向鉆進過程中，在井壁穩定性較差的青山口組及泉頭組，發生井壁剝落和坍塌復雜情況，最終提前完鉆。為避免此類鉆井復雜情況重復發生，為保證第二口水平井Y151-平3井鉆井施工安全，將該井由水基鉆井液體系變更為油基鉆井液體系，但是該井同樣在青山口段及泉頭段出現第一口水平井相同復雜情況，不得不提前完鉆成棄井。

不同程度的井壁失穩、井壁剝落和坍塌復雜情況，既影響鉆井速度，又影響固井質量。第三口Y151-平7水平井吸取了Y151-平3井油基鉆井液施工經驗總結，制定了詳細的施工預案及油基鉆井液操作規程并嚴格執行，最終保證了該井的順利完鉆。

通過對Y151-平3井及Y151-平7井地層巖性、井身結構數據、定向工藝及鉆井液性能評價等多種途徑，深入分析Y151-平3井坍塌情況并結合成功完鉆Y151-平7井特點，探討了青山口層段失穩坍塌原因，為本區塊后續鉆進控制井壁失穩提供了現場施工依據。

1 Y151區塊地層及鉆井液設計情況

1.1 鉆遇地層基本情況

Y151井區位于肇源鼻狀構造上，整體表現為南高北低的單斜構造。由深至淺構造格局基本一致，具有良好的繼承性，地層傾角2.0°～5.3°左右，變化相對較緩。該區鉆遇的地層自上而下依次為第四系、第三系泰康組、上白堊統明水組、四方臺組、嫩江組、姚家組、青山口組及下白堊統泉頭組地層。主要產油層為扶余油層，扶余油層屬下白堊統泉頭組地層。布井區地層變化較小，較為穩定。

本區塊鉆遇層巖性描述：下白堊統青山口組一段以黑色泥巖為主，夾灰黑、黑色泥巖，質純性脆，含介形蟲化石。與下伏地層呈整合接觸。下白堊統泉頭組紫紅、灰綠色泥巖與綠灰色泥質粉砂巖互層并夾一薄層黑褐色含油粉砂巖，下部為灰綠、紫紅色泥巖與綠灰、紫灰色泥質粉砂巖互層。

1.2 兩井鉆井液設計基本情況

結合測井數據及歷年來探井對該區塊進行分析，在鉆井過程中鉆井液密度控制在1.10～1.20g/cm3可平衡地應力。表1為Y151-平3井和Y151-平7井在二開鉆進中鉆井液設計情況表。

表1 轉盤螺桿鉆具切割鉆孔實際指標

表1 兩口井鉆井液設計基本情況

2 Y151-3井坍塌過程及鉆井工程分析

2.1 Y151-3井坍塌過程

2014年10月12日當鉆至2003m時進行短起下，鉆具組合為：?215.90mmPDC鉆頭×0.35m+?172.00mm旋轉導向儀器×8.08m+?172.00mm浮閥×0.60m+?159.00mm無磁鉆鋌×9.32m+?127.00mm加重鉆桿×27.47m+?127.00mm鉆桿×1497.06m+?127.00mm加重鉆桿×316.8m+?127.00mm普通鉆桿。短起下過程中在井段1720～1840m段出現了卡阻現象，垂深為1569～1607m，起鉆過程中向井筒補充鉆井液補不進去。開始進行劃眼通井，在出現卡阻井段劃眼過程中有大約1m3青山口黑色泥巖剝落塊返出，見圖1，剝落塊形狀棱角分明，直徑2～5cm。

圖1 第1次遇阻建立循環后返出的塌塊

遇阻出現剝落塊后為平衡井壁和有利于塌塊返出，將比重提至1.25g/cm3，粘度提至100s后繼續施工鉆進。直至2014年10月25日鉆至2579m，從表2可以看出，Y151-平3井全井鉆進過程中，雖然嚴格執行了水平井鉆井工藝要求，但還是出現了6次遇阻遇卡事故，期間共劃眼通井6次。多次在劃眼過程中常有憋泵現象發生，常進行劃眼井段為1710～1780m，振動篩篩布上出現大量新剝落塊，巖性多為青山口黑色泥巖，大拇指左右大小，棱角分明與無棱角剝落塊均有，直徑2～5cm，同時有大量細砂返出。最后1次劃眼過程中，只能劃至1780m，證明該井在1780m以上發生了坍塌，只能提前完鉆。

表2 Y151-平3井造斜段及水平段鉆進過程起鉆統計表

最后1次劃眼過程中，考慮會因為坍塌井埋旋轉導向鉆具事故發生，將鉆具組合更改為：?215.9mm牙輪鉆頭+?127.00mm加重鉆桿×27.47m+?210.00mm螺扶×1.86m+?127.00mm鉆桿×1497.06m+?127.00mm加重鉆桿×316.8m+?127.00mm普通鉆桿。最終該井只能劃至1780m，證明該井在1780m以上發生了坍塌，只能提前完鉆。

2.2 從鉆井工藝方面分析坍塌原因分析

從表3可以看出，在造斜段定向鉆進過程中井深1729.07m處出現狗腿過大的情況，這是造成起下鉆出現遇阻遇卡的原因之一。Y151-平3井鉆進過程中，在第1次出現剝落塊后，在起下鉆速度過快形成激動壓力被迫進行倒劃眼起鉆過程引起坍塌的原因之一。全井在6次出現剝落塊卡鉆中，其發生時共同特點是憋泵、憋停頂驅，發生卡鉆，每次解卡后均有大批量掉塊集中返出，隨著出現剝落后調整的鉆井液攜巖能力的增加，返出的掉塊質量和體積也在增加，可知井壁坍塌造成了沉砂卡鉆。

表3 常出問題井段測點數據表

全井第3次遇阻遇卡后劃眼至1796m后無法繼續下鉆，起鉆后發現倒數第四根鉆具彎曲（普通鉆桿）（見圖2）。通過鉆柱彎曲情況可以發現每次解卡過程均需要多次增加大鉤載荷及鉆柱扭矩，甚至在施加一定扭矩的條件下大力上提或下壓鉆具的方式來嘗試解卡，底部鉆具處于拉伸時對定向段上井壁造成破壞，受壓彎曲多個點支撐井壁，這些機械力作用也是造成井壁坍塌的原因。

圖2 Y151-平3井第3次遇阻遇卡鉆柱彎曲情況

2.3 兩井全井鉆井液性能對比分析

從圖3可以看出Y151-3井在出現剝落塊時的鉆井液性能，完全符合鉆井液設計要求。該井鉆井液配方為6%油包水主乳化劑+2%油包水輔乳化劑+5%油包水降濾失劑+4%CaO+10%CaCl2+3%有機土+重晶石，油水比控制在80/20～85/15之間。在前期正常鉆進過程中鉆井液密度控制在1.10～1.20g/cm3。

圖3 兩井全井性能對比圖

雖然鉆進過程中遇阻出現剝落塊后，將比重提至1.25g/cm3，粘度提至100s后繼續施工鉆進，但是依然出現了井壁坍塌事故，這說明該密度不能平衡地應力。出現剝落塊后說明鉆遇地層青山口已出現失穩，即使后期鉆進過程中提高密度和粘度依然不能阻止井塌事故發生。

Y151-7井防塌鉆井液配方優化后的鉆井液配方如下：6%油包水主乳化劑+2%油包水輔乳化劑+5%油包水降濾失劑+4%CaO+10%CaCl2+3%有機土+1%隨鉆堵漏劑+重晶石結合鉆井實際情況，油水比控制在80/20～85/15之間。塑性粘度為36mPa·s，動切力為14Pa。全井正常鉆進過程中鉆井液密度始終控制在1.40～1.43g/cm3。

3 應用防塌鉆井技術措施

吸取Y151-平3井的經驗總結，Y151-平7井制定了詳細的施工預案及鉆井液操作規程并嚴格執行，最終該井順利完鉆。并且因為該井油氣顯示較好，比設計井深加深95m。表4為兩井施工基本情況對比表。

表4 兩口井實鉆情況表

對比前后兩口井相同井段鉆井情況，在鉆井工藝及鉆井液處理有以下認識。

3.1 鉆井工藝改進措施

鉆井工藝上為預防由于剝落造成卡鉆復雜采取的配套技術措施為：

（1）選擇合理的鉆具結構，在易垮塌層段盡量不使用大直徑工具，如?216mm井眼不使用?178mm鉆鋌。

（2）對易垮塌井優化鉆井參數，在定向鉆進過程中避免狗腿過大，在造斜段盡量保證井眼光滑通暢，提高井身質量，提高機械鉆速，減少裸眼暴露時間。

（3）出現剝落后通井過程中，盡可能減少劃眼擾動，避免機械力作用井壁造成新的坍塌。起鉆前充分循環，特別是有剝落塊出現后要在井底打入高密度鉆井液，以避免井壁坍塌掉塊聚集卡鉆具，下鉆到井底前2柱開泵循環，防止井底有大量掉塊，造成卡鉆風險。

（4）遇阻卡首先要采用開泵循環沖砂的辦法解卡，若繼續3次遇阻仍不能通過可接頂驅劃眼，見井口返漿后逐漸增加排量，避免由于壓力激動造成井壁失穩。解卡后由下至上逐個循環清潔“大肚子”井段，盡可能地減少大井徑部位堆積的掉塊和巖屑。

3.2 鉆井液工藝改進措施

從前文分析由于鉆井液密度不足造成的井壁失穩，正常的鉆井工藝已經不能穩定井壁了。所以從配制鉆井液開始就應該選擇最優鉆井液參數，才可以保證全井安全完鉆。

（1）優化后的鉆井液密度為1.40～1.43g/cm3高于地層坍塌壓力，從圖3看出Y151-7井隨著鉆井段進入水平段，鉆井液動切力也通過加入有機土進行相應的提高。目的是提高攜帶性能和懸浮性。通過配套的鉆井工藝，有效減少了工藝原因造成的井下復雜，避免了惡性井壁坍塌。

（2）在全井鉆井液性能維護過程中，新漿配置，要加入一定含量的堵漏劑，預防井漏等復雜情況的發生。從開鉆到完鉆過程中，保持除砂除泥器的利率最大化，每天使用3h離心機，去除劣質固相，保證塑性粘度在35mPa·s以下，漏斗粘度在80s以下。

4 結論及建議

（1）建立一套對Y151區塊青山口地層易坍塌層巖石物性研究分析實驗方案，研究其粘土礦物成份，對不同組分泥巖在模擬井眼條件下進行化學抑制實驗，以選擇具有最佳抑制效果的鉆井液類型和配方。

（2）綜合地層力學、化學因素，導出求取該區塊構造易坍塌層井眼圍巖應力所需要的鉆井液密度數學式。

（3）從保護儲層角度看，建議該區塊進行鉆井設計時，考慮由二開設計變成三開，二開使用高密度鉆井液進行造斜，提前將易塌青山口層封住，三開可使用適合儲層保護的鉆井液密度鉆進。