顺北3井四开侧钻溢流卡钻分析

邹杰1李辉2

2.中石化华北石油工程有限公司西部分公司90105HB钻井队副队长河南郑州450000；

新疆省轮台县中石化华北石油工程有限公司西部分公司841600

摘要：为了更好地完成中石化西北油田分公司在顺北区块的钻井施工任务，结合顺北3井四开侧钻溢流卡钻处理实际以及理论分析，得出处理溢流卡钻的几点意见和建议，在顺北区块进行超深井施工，尤其是目的层钻进，还需要在钻井和井控工艺技术上有更大革新，为顺北区块油气层安全施工提供保障。

关键词：顺北区块；顺北3井；溢流卡钻；分析

Abstract：TocompletethedrillingtaskbetterinNorthwestBranchCompanyofSinopec，accordingtothepracticaloperationprocessandanalysisaboutblowoutandstickingduring4thsectioninWellN.O.SHB3，wekownthatafterwall，todrillultra-deepwellinShunbeiOilfield，especiallydrillinginpayzones，moreimprovementsondrillingandwellcontrollingareneeded，formaintainingthesafedrilling.

Keywords：ShunbeiOilfield，WellN.O.SHB3，Blowoutandsticking，Analysis

1顺北区块概况

近年来，中国石化在塔里木盆地顺北油田勘探取得重大突破，油气储量预测达到17亿吨，其中石油12亿吨、天然气5000亿方。顺北油田的重大油气突破，为处在寒冬中的石油行业带来了暖意。顺北油气田区域构造上位于顺托果勒隆起构造带，跨越顺托果勒低隆和东西两个坳陷，南部紧邻卡塔克隆起，北部为沙雅隆起。包含顺托果勒北、顺托果勒、顺托果勒西与阿瓦提东4个区块，面积1.99万km2，为奥陶系碳酸盐岩裂缝-洞穴型油藏，具有超深、高压、高温、高含硫等特点1。

顺北油气田储层埋藏深深度＞7300~8500m，地层压力＞80MPa，地层温度＞155℃，从上到下钻遇新生界到奥陶系的多套地层，其中古生界深部地层，岩性复杂，复杂多发尤其是目的层钻进，因井深、高温、高压、高含硫化氢、井眼尺寸小，国内对四开油气层钻进出现复杂后不能提供有效的处理手段，四开油气层钻进风险极高2。

2顺北3井概况

2.1基本情况：

2016年6月22日搬迁安，7月8日3：00一开开钻，2017年9月19日4：48四开定向侧钻至井深8120.24m后溢流，节流循环压井未成功，平推2.0g/cm3压井液压稳地层，因压差过大导致卡钻转入油管测试。钻井周期447.06天，完井周期22.23天，建井周期485天。经测试，获得高产工业油气流，日产轻质油60吨，日产气2.28万方，证实了顺北次级断裂带是重要的油气富集带。

2.2井身结构：

一开：346.1mm×2005m+273.1mm×2004.74m；

二开：250.88mm×6750m+193.7mm×6748.71m

三开：165.1mm×7520m+139.7mm×7520m（回接筒顶深6610.33m）

四开：120.65mm×8120.24m

2.3钻具组合：120.65mmPDC钻头*0.20m+95mm（1.5°）螺杆*4.02m+DS310*211*0.87m+单流阀*0.59m+88.9mm非标钻杆20柱*574.85m+旁通阀*0.60m+88.9mm非标钻杆*1205.61m310*DS311*0.87m+88.9mm普通钻杆*3438.32m+HT400*311*0.70m+114.3mm钻杆*2884.57m。

2.4泥浆性能：密度1.55g/cm3；粘度57s；失水4.8mL；塑性26mPa.s；动切9Pa；初/终切4/9Pa/Pa；pH10.5；泥饼0.4mm；坂含25g/L；固含15%；含砂0.1%；Cl-17000mg/L；Ca2+200mg/L；HTHP：12mL；Kf0.06。

2.5地层及岩性描述：鹰山组，黄灰色含砂屑泥晶灰岩。

3顺北3井四开侧钻溢流卡钻处理情况3

3.1发生情况

2017年9月19日4：48四开侧钻进至井深8120.24m，4：50全烃由循环基值28%↑49%（单根峰时间），槽面有上涨趋势，罐面上涨0.5m3，4：52关井成功，5：00关井观察，立套压为零，5：36节流循环（根据前期单根峰排除时间均在30min左右），泵冲由5↗35spm，立压4MPa↗18MPa↘17MPa，出口密度1.44g/cm3↗1.51g/cm3↗1.53g/cm3（入口1.55g/cm3），点火不着，5：38停泵观察，套压为零，5：43开井观察，倒闸门，6：30开井循环，立压偏低，循环全烃24%左右，发现罐面上涨1.6m3，6：42停泵观察，出浆口不断流，6：44关井成功，7：22关井观察，立压0↗8MPa（折算地层当量密度1.65g/cm3），套压0↗6.8↗14MPa。

经使用密度1.55、1.60、1.70、1.80、1.85g/cm3节流循环压井未恢复井筒压力平衡并发生井漏，使用1.80g/cm3平推也未实现压力平衡，平推2.0g/cm3压井液压稳地层。

21日2：44活动钻具，原悬重204T，活动范围180-240T，钻具遇卡。

图3-1正常钻进时录井监控截图

图3-2溢流时录井监控截图

3.2处理经过

3.2.1节流循环压井：

第一周节流循环结束，第一周节流循环（使用J4），入口1.55-1.62g/cm3，出口1.50g/cm3，控制立压18.5MPa，套压7.7-7MPa，泵冲25-39spm，橘黄色火焰，焰高6-7m。

第二周节流压井，控制立压24-25MPa，泵冲36-39spm，控制套压7.8-10MPa，进口1.69-1.70g/cm3，出口1.53-1.61g/cm3，橘黄色火焰，伴有黑烟，焰高5-8m。

图3-3节流放喷图片

第三周节流压井，控制立压23-25MPa，泵冲32-36spm，控制套压8.8-10MPa，进口1.80g/cm3，出口1.60-1.63g/cm3，橘黄色火焰，伴有黑烟，焰高5-8m（从主节流管汇手动J4倒用液动节流阀J1，很快堵塞失效）。备注：20日2：30发现漏失，瞬间漏速18m3/h，入口密度1.85g/cm3，出口1.62g/cm3，泵冲35spm，立压24.5MPa，套压12MPa，至8：15累计漏失1.85-1.60g/cm3泥浆84.27m3，平均漏速14.66m3/h。

3.2.2平推压井：

水眼平推1.80g/cm3泥浆4m3，泵冲4↗24spm，立压4.4↗13.5↗25.4MPa，套压7.2↗7.5MPa。环空平推1.80g/cm3泥浆56m3，泵冲61spm，套压22MPa，停泵关井观察，立压下降至8.9MPa，套压下降至8.4MPa。环空泄压回吐3m3，关井后套压8.59MPa。环空平推1.80g/cm3泥浆33m3，泵冲61spm，套压23↘22.5MPa，关井观察，立压10.3MPa，套压9.7MPa。环空继续平推1.80g/cm3泥浆31m3，套压23↘22.5↘20MPa，停泵观察，立压9.8MPa，套压9.2MPa，泄套压关井套压上涨至10MPa。继续关井观察，立压12-13.5MPa，套压11.8-13.3MPa，水眼顶浆1.58m3。环空泄压，见液关闸门，点火未着。环空平推2.0g/cm3压井液35m3，泵冲61-68spm，套压24-22MPa，停泵，套压5MPa，水眼平推2.0g/cm3压井液25.2m3（折算深度5000m），泵冲10-39spm，控制立压25MPa，套压5↘3.4MPa，停泵，立压1.2MPa，套压1.6MPa。分4段环空平推2.0g/cm3压井液33.25m3（折算2.0g/cm3压井液深度5000m左右），泵冲80spm，套压22-17MPa，停泵，立压0，套压0.1MPa，环空泄压，立压0，套压0.1MPa，关井立套压无增长，开井，液面在井口，很快下降至井深151m。

3.2.3活动钻具：

平推压井完活动钻具，发现钻具压差卡钻。活动钻具，原悬重204T，活动范围80-250T，正转30圈，未解卡。

图3-4活动钻具时录井截图

3.2.4人工倒扣：

21日13：00-26日6：08分4次分段紧扣后计划在6500m附近倒扣施工未成功，均从上部114.3mm非标扣倒开，配合液面监测，保证井控安全。

图3-5分段紧扣时录井截图

3.2.5爆松：

第一次下放爆破松扣仪器至校核爆破井深6013.8m，进行爆破松扣未成功。第二次校核爆破井深5017.9m，爆破松扣成功。

图3-6准备入井导爆索图片图3-7事故头图片

3.3经验教训

1）加强井控坐岗，油气层钻进期间落实井队泥浆工、钻工、录井人员三岗连坐，人工测量罐面增长量与录井综合录井仪是发现溢流的重要手段。

2）加强井下异常判断，有问题及时分析判断，查找到最符合实际的原因，并立即响应。而面对井控溢流的时候，第一时间是关井，然后才是排查，井队做的较好。

3）120.65mm井眼存在很大弊端，钻具问题出现后工具选择有限，更因井深密度高造成极为苛刻的抗压抗温要求，故而很多处理手段都不能使用，需要改变井身结构，增大目的层钻进井眼尺寸。

4）压井时节流压力和排量也是关乎压井成败的重要因素之一，至少压井泥浆环空进驻速度要大于泥浆污染的速度，不然环空压力一直起不来，导致压井失败。

5）高密度压井后极易出现压差卡钻，如何在压井过程中可以活动钻具成为关键问题，需要在技术、工艺、装备上有关键性的突破，以实现压井过程中的钻具活动。

6）井深钻具段长，柔性大，摩阻大，反扭矩传递困难，需要在爆松之前进行较长时间的扭矩传递才能够传递到位，以便爆松成功。

7）节流循环压井套压的控制需要提高到更高等级（针对探井，建议环空当量密度取预测地层破裂压力当量密度或是前期施工的裸眼最高承压当量密度），避免新的地层流体进入井眼，并根据第一周节流循环情况及时调增附加值。

8）底部内防喷工具重点考虑抗温抗压性能和抗高温高压冲蚀能力，给厂家提出更苛刻使用条件要求，以及定向井考虑双单流阀组合（仪器下部）。

4结论

1）120.65mm井眼在超深井施工过程中存在很大弊端，井眼小对钻具、工具性能以及现场使用要求极高。卡钻以后处理手段受限，如套铣因工具尺寸受上层套管与井眼尺寸影响无法采用；爆破松扣因压力级别不够高不能再理想位置爆松；人工倒扣因井深钻具段长摩阻影响，反扭矩传递困难，极不容易在理想位置倒扣。同时，在垂深超过7810m后国内没有定向仪器能够满足抗温抗压性能需要，定向井只能够盲钻4。

2）节流阀的选用成为现场井控难题之一，目前使用的楔形节流阀存在不耐冲击不耐高压现象，需要节流阀在工艺上有革新，以便满足现场实际使用需要。

3）一级井控是钻井现场要坚持的红线，二级井控到来时极有可能演化成不可逆的后果，地质成果的发现建立在安全成井的前提之上，这个建议希望能够在现场实际施工过程中不打折扣地兑现。

4）顺北油气田做为世界最深油气田，勘探开发过程中会需要很多难题，需要国内投入更多人力物力，一起解决顺北油气田的施工难题，如二叠系的井漏，古生界地层快速安全钻进，抗高温高压防硫化氢腐蚀的动力钻具和工具，120.65mm井眼复杂或故障处理仪器及工具，以及研发提供耐冲蚀的井控阀门或管汇5。

参考文献：

[1]何英君；宋文宇；李婷等；顺北区块深部地层提速提效技术研究与应用.2017：1-1

[2]邹杰；王昊；顺北3井钻井工程完井报告.2017：131-131

[3]邹杰.顺北3井溢流卡钻分析报告.2017：3-16

[4]王建云；冯增强.顺北3井定向服务总结.2017：6-17

[5]邹杰.顺北3井节流阀使用情况说明.2017：1-3