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坨71-斜40井施工技术总结张怀滨

发表时间：2020/1/13 来源：《基层建设》2019年第28期作者：张怀滨

[导读] 摘要：坨71-斜40井位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带胜北断层下降盘坨71井区。

        中石化胜利石油工程公司黄河钻井安全环保监督中心山东省东营市 257000
        摘要：坨71-斜40井位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带胜北断层下降盘坨71井区。本井区南部紧邻油气资源丰富的董集洼陷,北为陈家庄凸起。董集洼陷位于东营凹陷北部中段胜坨地区西南部，为胜北断层下降盘继承性发育的洼陷。本井是一口大井眼三开定向井，采用泥浆不落地工艺，二开是311.2mm井眼采用双泵循环钻井模式，设备超负荷运转，井眼净化能力差，加之地层造浆能力强、地层流体侵入等因素影响，钻井液性能难以维护；三开钻井液需要转换为复合盐润滑封堵防塌钻井液体系，对基浆要求高，目的层段属于高压低渗层，油气活跃，且存在上漏下涌潜在风险，井控风险高，施工难度极大。本文通过对该井施工过程中发生的复杂情况进行客观描述反思，总结了一些应对措施，为胜坨区块施工同类型井提供技术支持。
        关键词：坨71-斜40，大井眼，泥浆不落地，复合盐润滑封堵防塌钻井液，高压
        一、地质简介及基本数据
        坨71-斜40井位于济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带胜北断层下降盘坨71井区。本井区南部紧邻油气资源丰富的董集洼陷,北为陈家庄凸起。董集洼陷位于东营凹陷北部中段胜坨地区西南部，为胜北断层下降盘继承性发育的洼陷。在区域沉积背景下，沙三下-沙四时期，下降盘继承性发育了多条古冲沟，沿沟发育了一系列来自北物源的、大小不一的深水滑塌浊积扇体。坨71古冲沟内，河道主体已探明开发，近几年通过不断深化地质认识，相继在侧缘分支河道发现了多口高产井。整体表现为油藏埋藏深、砂体分布零散。
        本井山东省东营市垦利区胜坨乡孙家庄村西北距离约1500m，
        设计井深3361.92m，A靶垂深3200.00m，完钻层位为沙三下，完钻原则为井底30m无油气显示定深完钻。
        二、各开次基本情况
        （一）二开基本数据
        二开钻具组合：Φ311.2mm*5FPDC（7*11）+1.25°*Φ197mmLZ+1根8寸钻铤+Φ308mm扩大器+1根7寸无磁钻铤+回压凡尔+15根HWDP+DP。
        此钻具有防斜打直效果，钻压4t左右，平均钻时2.9min/m。
        （二）三开基本数据：
        三开钻具组合：Φ215.9mm*4FPDC(水眼6*11，型号M416KS/S323)+Φ172mm*1.25°LZ+Φ208mm扶正器+回压凡尔+1根127mm无磁承压+29根127mmHWDP+DP
        此钻具组合造斜率1.3°/根，有稳斜效果。
        三、特殊情况简介
        （一）二开期间
        1、网电钻机超负荷运转，造成前期双泵钻进时频繁跳闸，加之钻井泵频繁故障，钻进不连续，且中途循环频繁，造成上部井眼大肚子与小井眼交互存在，严重影响井眼清洁，泥浆性能不达标、排量不足易引发砂桥卡钻或电缆测井卡钻。
        2、二开前期由于筛布选择不合适，初期为120mm与110mm交互排列，之后改为3*120+2*80,4*120+1*80，使用一段时间后跑浆严重，加之排入泥浆不落地沉砂池中的泥浆直接打入2号罐内形成恶性循环，钻进至明化镇组底部之前，泥浆性能不稳定由1.1g/cm³增到1.16-1.17，粘度由32s增长至38s，糊井眼，井径不大，最后（馆陶组）改为一台筛布全部100目，另一台全部80目避免了跑浆。
        3、泥浆不落地筛布选用不合适，无法对井眼内流出的泥浆进行处理，建议需要更换筛布，同时使用泥浆不落地离心机时应要求配好胶液进行使用，保证离心机出液口返出泥浆接近于清水。
        4、根据科学实验及实钻中出现的问题，明化镇组底部易出现小井眼，尤其是长期浸泡后，若不通井，排量达不到要求，后果很严重。

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        5、钻进至1990m后，泥浆性能变差，粘度升至60s，密度在1.16-1.18g/cm³,主要原因是泥浆携带井内岩屑经过低目数振动筛后无法有效筛除，且两台华油飞达的离心机不能工作，无法清除小颗粒有害固相。为避免糊井眼、井径变小，只能通过放浆后加水稀释方可满足要求，增加了泥浆拉运数量。
        （二）三开期间
        1、三开开钻前进行泥浆转型，但是第一次转型因基浆未处理到位，坂土含量80mg/l造成转型后性能不稳定，无法满足施工要求，频繁采用放浆加水的方式解决粘切上升的问题。
        2、钻进至3120米后油气非常活跃，正常钻进期间槽面被油花覆盖，返出口密度由1.81g/cm3降至1.58g/cm3，将密度提至1.87g/cm3后,进出口密度基本持平，但是短起下循环后效严重，油气上返速度最大达到140m/h，密度最大降至1.55g/cm3。
        3、为保证井眼安全，实现一级井控，起钻封井采用分段封井方式，下部采用1.90g/cm3的重浆进行封井，确保油气上返速度在安全界限范围内，保证后期电测及下套管顺利进行。
        四、施工总结
        1、二开前要对一开泥浆加水稀释、一次加入1-2吨CaCL2，并使用絮凝辅助离心分离工艺（离心机通高分子量聚丙烯酰胺胶液）将密度降至1.05左右，粘度＜29S。
        2、二开钻进过程中每班加入CaCL2一吨，同时开启所有离心机使用絮凝辅助离心分离工艺将溢流变成清水（不能用300-600万普通PAM），随时保持粘度＜30S，密度＜1.12，振动筛返砂清晰不糊筛。
        3、每口井上部地层CaCL2使用量要保证3-4吨，高分子量聚丙烯酰胺0.5吨左右。要两种同时使用，不要只用一种，也不要用普通PAM代替高分子量的。
        4、要保证振动筛、除砂器、离心机工作正常，要配大容量胶液罐。中途固控设备出故障不能使用，要停止钻进，性能超标要采用放浆加水稀释等弥补措施，不能带病钻进，中途设备故障突然起钻可以考虑老浆封井措施（不到地层恢复钻进时放掉）。
        5、不要处理过早，处理早了有百害而无一利，无特殊情况要结合老浆回用等将处理时机放到沙一段之后。
        6、定性处理时可根据固含、坂含，一次性放掉部分泥浆，为处理后流变性控制打下基础。
        7、造斜点浅、固相控制稍差、施工时间长的井可采取上部钻具中串接偏心扩眼器随钻扩眼措施（钻时慢时慎用）。
        8、上部井眼清洁状况的判断，如发现钻井液流动性差、性能超标，砂子粘糊不干净、钻具中对应上部接头或钻头、螺杆钻具、修壁器等黏泥较多，起下钻有阻卡显示，下钻返浆不正常，起钻有拔活塞现象，开泵有憋压现象（甚至憋漏）等都是不清洁表现。
        9、下钻在明化镇底部到馆陶组顶部（900-1100m，扩大一些800-1200m）遇阻，不能随意划眼，坚决做到“常规钻具不转动，动力钻具不开泵”，并做到不大力下砸，以免增加后续处理难度。
        10、双泵循环钻进，易受设备检修影响，中途不可避免需要循环检修设备，在此期间需要间歇开泵顶通，不可长时间单泵循环，尤其是上部松软地层，否则会形成“糖葫芦”井眼，造成后期岩屑在此处堆积造成砂桥卡钻，或造成电测仪器下放过程中掉入“大肚子”井眼影响电测时效。
        11、上部井眼清洁状况的判断，如发现钻井液流动性差、性能超标，砂子粘糊不干净、钻具中对应上部接头或钻头、螺杆钻具、修壁器等黏泥较多，起下钻有阻卡显示，下钻返浆不正常，起钻有拔活塞现象，开泵有憋压现象（甚至憋漏）等都是不清洁表现。
        参考文献
        [1]纪秀珍，坨71-斜40井钻井地质设计书。
        [2]蒋希文,钻井事故与复杂问题[J].石油钻探技术,2006,10(2):305-309。