天津市大港油田检测监督评价中心
摘要：由于大港油田地质构造复杂，钻井过程中钻遇泥岩或者砂岩导致钻井遇阻事件频繁发生，严重影响完井周期和增大钻井成本。为了解决这一问题，本文首先分析钻井遇阻的主要原因，然后提出解决对策，最后对现场一起钻井遇阻复杂事故进行剖析，总结一些经验教训，为今后发生钻井遇阻时提供处理思路和操作步骤，具有一定的借鉴意义。
关键词：大港油田；钻井遇阻；原因分析；解决对策；现场案例
0引言
大港油田目前针对低渗透储层主要采用大斜度井，水平井分段压裂完井工艺。水平井分段压裂是提高单井产能的重要技术。由于水平井段相对较长，所以在钻井过程中经常会钻遇泥岩或者砂岩，而泥岩或者砂岩对钻井液的要求较高，并且水平井段井眼净化能力差，若在钻井过程中采取措施不当，就会导致钻井过程中在泥岩段或者砂岩段遇阻。钻井遇阻不仅严重增加了完井周期和钻井成本，而且会导致压裂管柱无法下达目的层，进而严重影响水平井的开发效果。为了解决上述问题，本文首先分析钻井遇阻的各种原因，然后提出钻井遇阻后的处理措施，最后通过现场一起复杂钻井遇阻事故进行剖析，总结经验教训，为今后发生钻井遇阻时提供处理思路和操作步骤，具有一定的借鉴意义。
1钻井遇阻的原因
钻井遇阻通常发生在泥岩段或砂岩段，泥岩段遇阻较严重，遇阻常见情况如下[1-2]:
(a)钻遇泥岩时井壁即发生剥落、垮塌。当轻微遇阻时，提高钻井液密度后稳定性变好，几天后划眼到该段上提下放遇阻时会发生憋泵、憋转盘及返出泥岩掉块。(b)钻遇泥岩后，钻至砂岩段，上提遇阻点下放时不遇阻，在上提顺利段下放时却遇阻，有时会出现大段砂岩遇阻。(c)泥岩段在钻井后期划眼、通井作业中，个别点出现遇阻情况，上下活动或下压即可通过。
根据现场的遇阻情况，发生钻井遇阻的主要原因包括以下几个方面：井眼内存在砂桥或岩屑床[3]、钻井液携岩能力差、钻井液滤失。
1.1井眼内存在砂桥或岩屑床
部分井存在“大肚子”或“糖葫芦”井眼，循环钻井过程中钻井液在“大肚子”或“糖葫芦”处返速较低，岩屑容易留在大井眼内，停止循环钻井液后流砂下沉，都聚集在小井眼处，就会形成砂桥，特别是上部地层流变性较好，所以在上部大井眼处容易产生砂桥；斜井中岩屑聚集在下井壁的岩屑达到一定厚度，就会形成岩屑床。由于砂桥和岩屑床位置井径远远小于钻头直径，当钻头下至该位置时，就会造成钻井遇阻。
1.2钻井液携岩能力差
当钻井液携岩能力差时岩屑不能及时被带离井筒，在重力作用下容易在水平段形成岩屑床[4]，增加了钻井液中的含砂量和固相含量，堆积在一起的岩屑在一定程度上缩小了井眼内径，易导致下钻遇阻、憋泵甚至卡钻。当钻遇泥岩后，现场一般会加入泥岩抑制剂和降滤失剂等有机处理剂来预防泥岩出现垮塌。这些有机处理剂自身就含有微增黏效果，若再大剂量使用增黏效果较好的降滤失剂，就会引起钻井液黏度、切力升高，流动性变差。黏度增大后，流动阻力和泵功率消耗也会增大，当泵的功率一定时，排量就会相应减小，钻井液返速减小，导致携岩能力变差，井底残留较多沉砂，结果造成缩径遇阻。
1.3钻井液滤失
钻井液滤失量增加，在高渗的砂岩段主要造成泥饼增厚，导致缩径遇阻；而在低渗泥岩段则主要造成泥岩发生水化分散、剥落坍塌，导致坍塌遇阻。硬脆性泥岩中孔隙及微小裂纹的毛管半径通常很小，容易吸收钻井液中的水。滤失量增加，进入泥岩中的水量也会相应增加，水渗入泥岩后减小了层面间的接触摩擦力，泥岩强度会大幅减小，导致其发生物理崩解，在侧压力的作用下或在钻具的敲击下就会剥落掉块。
2处理钻井遇阻的对策
2.1井眼的质量控制
井眼的质量控制主要包括两个方面：井壁维护和井眼轨迹控制[5]。
要强化钻进期间的井壁维护，应勤短起下钻、勤划眼，破除井壁台阶、岩屑床、砂桥等，尽量避免井壁不规则的情况出现。要重点控制好井眼轨迹，首先应符合钻井设计，避免发生井斜超标、方位超标的情况出现，井眼轨迹应尽力平滑，按设计要求加大测斜力度，避免因井斜增长、下降过急或方位扭得过急而形成较大的狗腿度。
2.2钻井液性能调整
钻井液性能参数是保证钻井顺利的至关重要的因素，直接关系到钻井的井眼质量、井壁稳定性等。从一开钻就应该调整好泥浆性能，进入不同的地层之前要专门有针对性的调整钻井液性能。钻井前应针对钻井施工的特征来优化泥浆性能，应尽量降低失水、高温高压失水、切力、粘度、固相含量等参数，增强钻井液的抑制、防踏、封堵、润滑、抗高温、携岩、抗钙化性能，控制好泥饼厚度与摩阻系数，循环时可打入优质润滑性封闭浆封闭裸眼井段，使井壁光滑稳定[5]。
2.3其他工程技术措施
（1）控制起下钻速度[6]，不要在泥岩段开泵，防止瞬间压力过大，导致泥岩应力释放，出现掉块、坍塌。（2）短程起下钻，破坏岩屑床。钾铵基聚合物体系在水平段携岩能力相对较差，容易使岩屑沉积形成岩屑床，这样不仅增加了钻具的摩阻，造成托压，而且缩小了井径，容易导致钻井遇阻。（3）优化钻具组合，减少使用接近钻头尺寸的钻具。
3现场案例剖析
5月24日16:00分段循环下钻至3395m遇阻，开转盘划眼，钻压20-40KN，转速65r/min，排量逐步提至34L/S，泵压13.5Mpa。泥浆性能：密度1.44g/cm3，粘度52s，失水4.2ml。划眼期间返出大量岩屑和掉块；钻头所处地层为沙一段上部油页岩，判断为东营底、沙一上地层井壁剥落；上提泥浆密度至1.45g/cm3，期间过粘度85s稠塞，划眼过程振动筛处持续返出大量虚泥饼、岩屑及掉块；划眼至井深3486m，通过井段停泵活动钻具仍有无法下放的情况出现，分析为泥浆携砂能力不足，大颗粒岩屑及掉块无法及时上返，起钻至套管脚循环调整泥浆性能，提密度至1.48g/cm3，粘度80-100s。循环期间发生漏失，经过堵漏后划眼期间再次发生漏失，根据井下复杂情况，决定采取打水泥塞侧钻，侧钻至4103m，提前42m钻穿主力油层，甲方确认完钻井深4103m，事故解除。
4结论
（1）钻井遇阻通常发生在泥岩段或砂岩段，井眼内存在砂桥或岩屑床、钻井液携岩能力差、钻井液滤失是导致钻井遇阻的主要原因。
（2）可采取钻井井眼的质量控制、钻井液性能调整和其他工程技术措施来解决钻井遇阻这种问题。
（3）通过对现场一起复杂钻井遇阻事故进行剖析，说明事故发生过程，逐步阐述应对方案，分析事故发生原因，总结以下经验教训：（a）三开钻进期间，应根据设计要求，严格控制失水，且井深大于3500m时应测量高温高压失水，延长泥页岩的垮塌周期。（b）分段下钻在裸眼段循环，容易发生井塌和井漏，应在套管脚充分循环调整泥浆，降低失水和粘切，再下钻分段循环顶通，下钻至井底后逐步提高密度和粘度切力，保证携砂效果。（c）划眼期间，司钻精心扶钻，盯住悬重、钻压和泵压变化，有异常及时停泵上提钻具，防止出现卡钻、掉钻具等事故复杂。
参考文献
[1]张永清,邓红琳,王锦昌,王翔.大牛地气田水平段钻遇泥岩遇阻原因分析及对策[J].重庆科技学院学报(自然科学版),2014:39-42.
[2]蒋希文.井下事故与复杂问题[M].北京:石油工业出版社，2006:4-6.
[3]邹榕,马雪健.塔河油田测井遇阻预防途径及控制方法探讨[J].国外测井技术,2014(04):58-61.
[4]杨昌学.元坝陆相欠平衡集成钻井技术[J].钻采工艺,2012,35(03):31- 33+8.
[5]张锦荣,陈亮.塔河油田AD区块测井阻卡原因分析及对策[J].石油钻探技术,2008(04):79-82.
[6]王锦昌,邓红琳,袁立鹤,巢贵业.大牛地气田煤层失稳机理分析及对策[J].石油钻采工艺,2012,34(02):4-8.