轮南3-2-16H井钻井二开施工总结及问题分析

王栋 曲广超 白荣生 唐凯 尹衍明

摘要：轮南地区的油田已开发31年之久，属于老油区，存在地层亏空现象，和以前的开采存在一定差异。相较油田钻井一开施工，二开施工更易出现问题，可能会发生泥包钻头，轨迹不平滑，定向托压及卡钻等。本文以轮南3-2-16H井为例，对钻井二开施工出现的问题进行了分析和总结。

关键词：泥包钻头;定向托压;轨迹不平滑;卡钻

中图分类号：TE23 文献标识码：A

轮南3-2-16H井是塔里木盆地轮南断垒带轮南3号背斜构造西断块的一口开发井（采油井），位于新疆轮台县轮南油田3井区LN3-H2井口北东方向190 m。设计井深5408.70/4760.40 m（斜深/垂深），目的层：三叠系TI油组TI2、TI3。该井于2019年1月27日开钻，2019年6月6日钻至井深5385.00 m完钻。钻井周期129.88天，完井周期159.04天。一开施工出现问题较小，在此不作论述，而二开施工中出现了泥包钻头，PDC钻头侧翼流道堵死，机速异常，定向钻进托压，钻进憋泵，井眼轨迹不平滑及粘卡等问题[1]。下面就二开施工情况进行总结，并详细分析出现的问题。

1 二开施工情况总结

1.1 二开地层、岩性及泥浆性能

二开地层层序：新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系。岩性：粉砂岩、泥岩、砂岩、煤层、细砂岩、深灰色泥岩。井段0～420 m，泥浆性能：密度1.08～1.1 g/cm3，粘度82～80 s。井段420～808 m，泥浆性能：密度1.1～1.13 g/cm3，粘度80～40 s。

1.2 二开钻头及井段

LN3-2-16H井二开共用牙轮钻头2只，PDC钻头8只，复合钻头4只。其中，4只复合钻头分别由江汉、海锐、宝石三家钻头厂生产。钻头基本情况见表1，现将三家复合钻头使用情况进行对比分析。

1.2.1 江汉钻头使用情况

（1）入井使用情况。①一次入井使用井段：4460～4653 m，进尺193 m;层位：J;岩性：褐色泥岩、灰色泥岩、灰色泥质粉砂岩;纯钻时间：75 h;平均机速2.57 m/h，复合机速4.46 m/h（钻压4～6 t），定向机速1.9 m/h（钻压6～12 t）。②二次入井使用井段：4390～4405 m，进尺15 m;层位：J;岩性：褐色泥岩;纯钻时间：13 h;平均机速1.15 m/h（控时钻进）。

（2）出井情况。一次出井、二次出井均起出复合钻头牙轮正常，外径未磨损，切屑齿有正常磨损，无崩齿、掉齿、齿裂现象。

1.2.2 海锐钻头使用情况

（1）入井使用情况。①一次入井使用井段：4705～4788 m，进尺83 m;层位：T;岩性：深灰色泥岩为主、夹灰色泥质粉砂岩、灰色砂岩;纯钻时间：41 h;平均机速2.02 m/h，复合机速3.45 m/h（钻压4～6 t），定向机速1.69 m/h（钻压6～12 t）。②二次入井使用井段：4788～4912 m，进尺124m;层位：T;岩性：深灰色泥岩;纯钻时间：48 h;平均机速2.58 m/h，复合机速3.63 m/h（钻压4～6 t），定向机速1.22 m/h（钻压6～12 t）。

（2）出井情况。起出复合钻头牙轮正常，外径未磨损，切屑齿一次出井正常磨損，无崩齿、掉齿、齿裂现象，切屑齿二次出井崩齿一颗，其余正常磨损，无崩齿、掉齿、齿裂现象。

1.2.3 宝石钻头基本情况

（1）入井使用情况。使用井段：4405～4817 m，进尺412 m;层位：J-T;岩性：褐色泥岩、灰色泥岩、深灰色泥岩为主、夹灰色泥质粉砂岩、灰色泥质粉砂岩、灰色砂岩;纯钻时间：117 h;平均机速3.52 m/h，复合机速4.4 m/h（钻压4～6 t），定向机速2.19 m/h（钻压6～12 t）。

（2）出井情况。起出复合钻头牙轮正常，外径未磨损，切屑齿崩齿6颗，其余正常磨损，无崩齿、掉齿、齿裂现象。

1.2.4 施工数据分析及结论

通过对表1、表2和表3进行分析可知，钻头成本：宝石>江汉>海锐（依据齿密度）;使用周期：以400 m进尺为例、相同层位宝石可结余1趟钻且每小时多钻进约1 m，以实钻机速计算，可结余周期约3天;钻头价格：江汉>海锐>宝石，综上所述，宝石复合钻头的各项表现处于优势;造斜点到A点比较：第一个井眼井段4450～5057 m，起下10趟钻，使用8 1/2"牙轮1只，PDC2只，复合钻头2只，单只钻头最大进尺193 m，平均机速1.27 m/s。第二个水平段4390～4925 m，起下3趟钻，使用8 1/2"复合钻头3只，单只钻头最大进尺412 m，平均机速1.67 m/s;相比较在定向段使用复合钻头进行定向作业，会提高机速。

2 二开施工存在问题及分析

2.1 定向作业泥包钻头问题及分析

由于所钻地层为侏罗系底部褐色泥岩段，导致泥浆的粘切过高、有害固相高、含油量低。在斜井段和水平段定向作业，大段定向作业调整井斜和方位，钻具组合中电阻率（全长9.2 m，最大外径181 mm，井眼215.9 mm）外径大，排量一定的情况下，泥浆携带有害固相上返到地面较少，井底泥浆流变性能变差，有害固相分散到泥浆中，堵塞流道[2]。

2.2 机速异常、侧翼流道堵死问题及分析

泥浆劣质固相含量高，含油低，建议控制钻井液粘切、坂含、高温高压失水及泥饼，尽量提高排量，将含油量提高至5%。周期性加入沥青，携带井底岩屑，防止钻头重复切削造成有害固相进一步增加。每次活动钻具尽量在5 m以上，尽量依靠外径较大的扶正器携带部分岩屑上行。钻进时，除砂除泥一体机和离心机使用率达100%，清除有害固相[3]。

2.3 托压、憋泵问题及分析

2019年3月11日定向复合钻进作业，井深4653 ～5083 m，存在定向工具面稳定，托压现象，以及工具面不稳，憋泵现象。

经分析该段岩性为大段泥岩、粉砂质泥岩，需要跟进固体和液体润滑剂，控制粘切、坂含、高温高压失水及泥饼;利用机械钻机的优点，冲击送钻，缓解托压现象;在井斜大于30°以后，钻具倒装，近钻头接入水力振荡器;电阻率外径大（全长9.2 m，最大外径181 mm，井眼215.9 mm）与水平井井底面接触面积，是造成托压的一个原因。定向工具面不稳不托压，会有憋泵现象，岩性为砂岩、泥质粉砂岩，需控制钻压，防止吃入地层太多，发生憋泵。

2.4 为满足地质要求多次调整轨迹致使轨迹不平滑的问题及分析

该井导眼段实测数据未能对本井侧钻井筒提供指导依据，侧钻井眼在实钻中频繁调整靶点，使得轨迹不平滑。为了满足地质要求钻具结构中加入电阻率，钻具螺杆上有近鉆头扶正器，钻具刚性增强，轨迹也不平滑，造成起下钻困难，井下复杂。

2.5 发生粘卡问题及分析

轮南老井区地层亏空产生压差（设计地层压力1.14，邻井LN3-H4T实测地层压力系数0.93，LN3-2-11X实测地层压力系数1.02）。泥浆性能对井下工况不适应（地层封堵和泥饼质量等），动塑比不低于0.3，中压失水低于5，高温高压失水低于9、坂含控制在40，保持含油量6%，摩阻系数低于0.1，磺化材料不低于3%，含砂量不高于0.2%，PH值不低于8，良好的流变性，间断性补充乳化沥青液体进一步提高泥浆的防塌能力;根据目的层砂岩段施工情况，在钻进时注入优质泥浆（主要材料为润滑剂、超细碳酸钙、乳化沥青等），每30 m拉短起下使井壁形成好的泥饼并破坏岩屑床。

定向钻进观察好泵压及工具面变化，发生托压立即提至原悬重开转盘转开，除去正常摩阻，挂卡不超5t，否则放至原悬重转开再上提活动，定向施工前提前注入带玻璃小球的优质泥浆，降低定向施工的粘卡风险，复合钻进扭矩上限设定30%，扭矩异常弱化参数，若不能缓解，及时上下提划正常后恢复钻进。泵压异常及时检查地面原因，每打完单根认真划眼至畅通后方可接单根;认真做好参数记录，尤其空转参数、划眼参数、突发异常参数，准确判断摩阻情况和井下情况;起下钻过程中遇特殊情况，静止时间过长要及时活动钻具;钻具结构中加入水力振荡器，降低粘卡的风险。

3 结论

（1）在塔里木油田老区块部署开发井是一个需要重新研究、实践、改进的过程。通过对轮南3-2-16H井钻井二开施工总结及问题分析，提高了对轮南、桑塔等一些老油区开发井的认识，合理的施工方法可以提升钻探效率，减少生产过程中的问题。

（2）对于老区块开发井，存在地层压力系数低，地层能量亏空，地层岩石骨架不稳定的现象，是钻井时必须考虑的问题。泥浆的配伍性也是一个需要深入研究的课题。

（3）钻井作业必须按照钻井设计施工，遇复杂情况需结合实际，从钻井液、钻具组合、井眼轨迹、操作等方面着手，要认真分析原因，制定切合实际的控制措施，并落到实处。

参考文献

[1] 潘冬兴.钻井工程技术中存在的问题及提高钻井效率分析[J].中国石油和化工标准与质量，2017，37（19）：160-161.

[2] 陈华.石油钻井施工过程中存在的问题及对策[J].化工设计通讯，2017，43（6）：229.

[3] 王进喆.浅谈定向井施工常见问题及解决措施[J].化工管理，2019（12）：176.