桩129—平10井大井斜、油页岩破碎带的钻井技术

姚良秀+徐旭升

【摘 要】桩129-平10井是胜利油田在桩西滩海部署的一口大位移海油陆采井。在大位移井施工中存在着井身轨迹难以控制、摩阻扭矩大、携岩难度大、井壁易失稳等诸多至今难以克服的难题，而桩129-平10井在钻进施工过程中在大斜度井段需穿过油页岩破碎带地层，这更加增加了这口井的施工难度。桩129-平10井在前期施工过程中多次出现井眼坍塌，最后并导致多次填井侧钻，通过井眼轨道优化设计、油基钻井液等技术应用成功解决了桩129-平10井客观存在破碎带的问题。

【关键词】海油陆采井；大位移井；油页岩；油基钻井液

1 桩129-平10井概述

桩129-平10井是一口水平位移2476.11m的海油陆采水平井，井身结构和井身轨道数据如下表。

由于该井在3326～3340m（垂深）井段有油页岩、油泥岩夹灰质页岩，三开以后三次钻至该层位出现井下复杂，三个井眼的概况如下：

桩129-平10井在施工前通过地质剖面图可以看出在A靶点之前有一破碎带地层，而且破碎带地层与A靶点距离较近，在保证中靶的前提下无法通过调整井身轨迹避开破碎带。

该井前两次钻遇油页岩地层都使用强抑制不分散体系钻井液体系，每一次钻至油页岩都出现井壁失稳现象，尝试各种钻具组合划眼，如下所示：

（1）Φ215.9mm牙轮钻头+Φ209mm近钻头扶正器强刚性钻具组合

选择依据：近钻头扶正器的钻具组合主要增加其刚性，推动掉块下行，将其赶至井底，将掉块磨碎后，将其携带出。

（2）常规钻具：Φ215.9mm牙轮钻头+Φ127mm加重钻杆×30+Φ127mm钻杆

选择依据：常规钻具组合通井主要依靠牙轮钻头的研磨，将掉块磨碎，顺利通过遇阻点后，通过调整泥浆性能将掉块带出，恢复井壁稳定。

（3）领眼钻具组合：Φ118mm铣锥+Φ127mm钻杆×2+Φ209mm扶正器+Φ127mm

选择依据：领眼钻具组合通过较小尺寸工具通过遇阻点，依靠泥浆流动使堆积掉块分散，再通过后面的扶正器和钻具，通过转动将掉块破碎，将其带出。

每一种钻具组合在下钻至油页岩地层遇阻，期间通过调整泥浆无论是增加钻井液粘切，提高钻井液携岩能力还是降低钻井液粘切，以提高钻井液对井壁冲刷效果，划眼无法通过，而且越处理井眼越复杂，遇阻点越浅，最后均填井侧钻。

2 桩129-平10井井眼垮塌以及处理过程失败原因分析

2.1 地层原因

水平井、大位移井井壁稳定性控制难度大，该井在A靶点之前存在破碎带更加增加了该井的施工难度。在破碎带附近，地层裂缝发育，且纵横交错，地层应力极为复杂，井眼裸露地层易发生周期性应力释放，表现为周期性严重井壁垮塌[1]。

2.2 工程和泥浆原因

水基钻井液即使处理的非常到位对破碎带、裂缝发育地层的维护井壁稳定效果差，加之水基钻井液长间对井眼进行浸泡，造成井壁进一步失稳。井壁坍塌后划眼过程中虽然一些老掉块虽然可以通过钻头、扶正器、钻具的旋转、研磨将其破碎，但是无法将其携带出，只能使其分散，从而造成上部井眼复杂。

3 钻井液体系的改变

3.1 选择油基钻井液的原因

（1）油基钻井液应具有较高的电稳定性，确保乳化体系稳定[2]。

（2）使用的油基钻井液具有优良的流变性及悬浮性能，能及时将钻屑带出井底，保证井眼通畅。

（3）使用的油基钻井液具有低的滤失量和良好的封堵性能，能够提高井壁稳定性。

3.2 油基钻井液配方及性能参数设计

油基钻井液配方—〔（白油+CaCl2溶液）（油水比80：20）〕+3～4%有机土+2～3%主乳化剂+1～1.5%辅乳化剂+2～3%润湿剂+2%乳化封堵剂+2～3%降滤失剂+1～2%氧化沥青+2%碱度调节剂+辅助剂。

辅助剂包括：重晶石、提切剂等。

3.3 易坍塌泥页岩井段施工措施

3.3.1 钻井液方面

1）确保体系的乳化稳定性，保证钻进过程中具有较低的高温高压滤失量，避免由于流体侵入导致的井壁失稳。

2）针对油页岩极易井壁失稳难题，采取以下几种措施进一步提高钻井液防塌能力：①进入该井段前（预计3900m处）加大封堵剂含量，提高至3%；②提高钻井液密度1.50g/cm3；③加强返砂观察，及时监测摩阻、扭矩变化，当发现返砂突然增多或摩阻/扭矩变大时，及时采取措施提高井壁稳定性，及时补充提切剂提高钻井液的携岩性能。 3.3.2 钻井技术方面

1）避免在油页岩易塌段大排量定点循环，减少钻井液对井壁的冲刷破坏。

2）在进入预计油页岩段前，根据现场情况提前起下钻换钻头或者尽量钻穿油页岩地层再进行起下钻作业，钻进油页岩地层时尽量提高钻井时效，确保尽快钻过油页岩地层。

3）开泵、起下钻等操作不能过猛，减少压力激动和钻头、钻具对井壁的激烈撞击，起钻时灌好泥浆。

4）一方面，尝试有几何增斜钻具代替螺杆钻具，减少单弯+扶正器对井壁碰撞使井壁失稳，而且没有螺杆压降，可以提高排量，利于携砂；另一方面，在几何钻具井身轨迹达不到设计要求时，更改螺杆钻具结构，由之前带扶正块螺杆改为无扶正块螺杆，减少钻进过程中螺杆扶正块对井壁的刮碰，避免井壁进一步失稳。

5）在破碎带施工过程中，以复合钻进代替划动钻进，避免划动钻进拖压、憋泵造成井壁失稳。

4 易坍塌油页岩井段施工效果分析

根据前两个井眼钻遇油页岩的深度进行计算，并结合新的井眼轨道设计，预计本井将钻遇油页岩75m，穿入和穿出油页岩的井深如图2所示。

该井眼施工过程中钻进至4000m，下入新钻头、新动力钻具争取一趟钻穿过破碎带，钻具结构：Φ215.9mmMD517x+Φ172mm1.5°螺杆+MRC地质导向+无磁承压+无磁悬挂+Φ127mm钻杆30柱+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆，由于定向钻进钻时较慢，钻头寿命已到，钻至4076m起钻，在第二趟钻用相同的钻具结构，钻进至4077m后，发生井壁坍塌，倒滑眼起出钻具。

鉴于之前井眼的复杂情况，下入Φ165mm刮刀钻头+Φ127mm加重钻杆领眼通井，下钻到底后不断出现憋泵现象，慢慢提排量（排量提至60冲后，2h提一冲），最高提至85冲，循环3天后翻出大量掉块而且，排量越大，掉块返出越大。

循环至振动筛不在返出掉块，初步认为井下基本正常，定恢复钻进，首先选用几何钻具钻进，钻具结构：Φ215.9mmMD517x+Φ212mm扶正器+Φ159mm无磁钻铤+Φ127mm钻杆*30+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆，由于造斜率跟不上设计要求，更换钻具结构继续钻进，钻具结构：Φ215.9mmMD517x+Φ172mm 1.5°无扶正块单弯+无磁承压+无磁悬挂+Φ127mm钻杆×30柱+Φ127mm加重×10柱+Φ127mm钻杆；该井坚持使用该钻具组合7趟钻完钻，每一趟钻在下钻过程中在4077m～4079m始终有显示，每次短起下均通过该位置，通过钻进过程、短起下、起下钻过程对井壁的修复，该显示段逐渐减小，最后两趟钻均无显示，最后该井顺利下入套管完井。

5 认识与建议

（1）为保证钻进过程排量的提高，建议超过4000m的水平井、大位移井使用5 1/2"钻杆钻进，一方面增加钻柱强度，另一方面减小压降、相同排量获得较高环空返速。

（2）油基泥浆能解决由于浸泡引起的井壁坍塌，但是不能解决应力性坍塌。该井之所以在油机泥浆井眼划眼过程中能返出掉块是因为：一是，循环时间长，油机泥浆井眼划眼中循环72h后才开始返出掉块；二是，油机泥浆施工过程中上部井眼规则，无大肚子井眼，利于掉块返出；三是，油机泥浆自身具备良好的流变性和电稳定性，利于掉块的携带。

（3）无扶正块螺杆钻具的选择是该井顺利穿过破碎带的关键。

（4）在复杂井段施工过程中，轻易不要更改钻具组合，以免由于钻具组合刚性的变化导致其起下钻出现复杂。

【参考文献】

[1]陈庭根，等.钻井工程理论与技术[M].山东东营：中国石油大学出版社，2006.

[2]黄汉仁，等.泥浆工艺原理[M].北京：石油工业出版社，1981.

[责任编辑：许丽]