伊朗YD地区四开CBL测井遇阻问题的探讨

王本利（中石化胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东 东营 257000）

伊朗YD项目早期和一期钻井液施工过程中，多次遇到四开CBL测井不到底的情况。其中X31井、X23井、X11井和W2井均遇到CBL测井遇阻问题。现就X31井为例介绍一下该系列井的井深结构，并简要介绍以上几口井基本施工情况:

1.井深结构及施工简况

1.1 X31井井深结构

一开:采用444.5mm钻头钻至井深500m，下入337.8mm套管至498m。

二开:采用311.1mm钻头钻至井深1555m，下入244.5mm套管至1553m。

三开:采用215.9mm钻头钻至井深3980m，下177.8mm套管至3978m。

四开:采用149.2mm钻头钻至井深4546m，下114.3mm尾管至4544m，尾管悬挂器位置为3780m。

1.2 各井施工简况

表1 各井CBL遇阻及处理情况

2.采取技术措施

早期X8井第一次CBL电测不到底时，由于振动筛见铁屑，认为是扫水泥塞时钻头磨损套管悬挂器，一方面引起铁屑散落套管内，另一方面导致悬挂器不平整，导致仪器不到底。

随着X31井出现CBL测井遇阻的情况，才意识到可能涉及钻井液问题。开始分析可能因钻井液中劣质固相过高而引起的井底钻井液粘土颗粒产生高温去水化作用，发生大量的粘土粒子相互吸引、聚结，以至形成空间网架结构，钻井液粘切大幅度升高[1]，从而引起电测仪器不能到底。处理钻井液时就依据这个理论，每次测CBL之前都要通过使用离心机降低封井浆中固相含量，并在其中加入抗高温材料增强抗高温性方式进行处理。但是随后进行的X23井CBL测井又发生遇阻现象，说明前期所做工作出现不够全面或者存在偏差，我们又进行了进一步分析。

考虑到由于YD地区四开施工过程中粘附卡钻的风险，在进行施工时刻意放大封堵材料和塑料小球的含量，其总体含量可达到1%左右，客观上也造成了钻井液中固相的升高。分析若小球在套管壁聚结，可能会造成CBL电测遇阻现象，后续YD地区四开井施工过程中，我们逐步减少封堵材料和固体润滑剂的含量，控制其总含量在0.5%左右，每次CBL测井前使用离心机进一步降低封井浆的固相含量，并加入抗高温材料的方式进行施工。随后施工的三口井AP3井、X3和X10井CBL测井均一次性成功，证明我们所得结论有一定的正确性。

但是随着X11井CBL测井的又一次遇阻，以及W2井CBL测井的复杂情况的发生，说明按照这个理论处理过的钻井液就不能满足井下需要。随后我们综合了所有施工井的情况，将钻井液性能进行了全面的对比，进行了以下原因分析。

3.原因分析

3.1 劣质固相偏高

通过上述井的处理措施可以看出:在处理措施相同的条件下，降低钻井液中的劣质固相后，AP3井、X3和X10井CBL测井均一次性成功。说明钻井液中的劣质固相偏高是引起CBL测井遇阻的一个原因。

3.2 钻井液悬浮携带问题:

结合电测顺利到底的两口井AP3和X10的钻井液性能与CBL遇阻井做性能对比。（如表2）

由上述几口井性能可以看出，电测顺利与遇阻井的钻井液性能最大的区别就是动切力高，动塑比在0.4左右，结合同地区施工井的钻井液性能可知，CBL测井顺利井的钻井液动塑比都在0.4以上。由此我们可得出之所以多口井电测CBL遇阻，其中一个原因就是因为钻井液的切力偏低，携岩能力偏差，水泥块携带不完全，造成了水泥块卡电测仪器，引起电测仪器不到底的现象。

表2 各井的钻井液性能

表3 水泥块返速对比表

为了验证这个结论，可做一个数学模型加以验证:假定井中9-5/8”套管长度和5”钻杆长度相同，7”套管长度和3-1/2”钻杆相同，4-1/2”尾管长度和2-7/8”钻杆相同。由于实际小钻具比假设的要多，所以实际的岩屑上返速度比模型做出来的要偏小。

岩屑上返速度V:Vc-Vs

其中参数:

ID:套管内径(mm)，

OD:钻具外径(mm)，

Q:排量(L/S)，

PV:塑性粘度(mPa.S)，

YP:动切力(Pa)，

D:岩屑直径(mm)，

ρ:钻井液密度(g/cm3),

ρ2:岩屑密度（水泥密度2.8 g/cm3)。

由于4-1/2”尾管内径为96mm，CBL测井仪器最大外径为89mm，由此可知，凡是直径大于7mm的水泥块都可能卡住电测仪器使其不能到底。按照这个条件，假定水泥块直径为7mm，水泥密度为2.8 g/cm3。以X31井、X10井的实际性能和X31井、X10井的各一个假定性能为例，测得水泥块的返速对比表。（如表3所示）

由表中数据可以看出，在循环两个迟到时间的情况下（一般为6h），F31井中直径7mm的水泥块最多返至7”套管悬挂上120m位置，但是若把F31钻井液动切力提至12Pa，即动塑比0.4，在循环两个迟到时间的情况下水泥能返至7”套管悬挂位置上400m处。

F10”是在F10原性能基础上假定动切力提至0.5，对比可以看出，虽然上返速度变快，但增加不明显。

由上述两组数据对比可以得出:当动塑比在0.4时，钻井液性能满足携岩要求，增加动塑比，携岩效果增加不明显，但是当动塑比低于0.4时，携岩能力大幅下降。而钻井液存在的主要问题就是动塑比偏低，基本在0.3左右，这种情况下的钻井液携岩能力不足，套管中水泥块容易在7”悬挂器位置聚集，当电测仪器入井后，水泥块若随电测仪器下滑，进入到4-1/2”尾管后，造成CBL测井遇阻的现象。

4.存在问题及建议

通过前期所做的一系列现场工作及推理验证可知:

4.1 钻井液由于防卡的需要导致劣质固相偏高，

4.2 钻井液的动塑比偏低，不能很好的满足后期携带水泥的要求。

建议在后期钻井施工过程中:

4.3 在满足钻井液防卡性能的前提下，尽可能降低钻井液中塑料小球和封堵材料的含量。

4.4 后期钻井液维护过程中，，维持动塑比0.4以上，增强钻井液的携岩性能，减少因大水泥块携带不完全引起的卡电测仪器的可能。

[1]鄢捷年钻井液工艺学.石油大学出版社.2001.