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【摘要】塔深2井是西北油田分公司部署于库车县境内的一口风险探井，构造位置在沙雅隆起阿克库勒凸起西南斜坡，本井采用了超低密度水泥浆工艺，整个固井施工过程没有出现漏失，也没有出现明显的井壁垮塌，但是还是在替浆过程中出现严重的憋压异常，给施工带来了很大风险。并且替浆结束后，中心管无法提出，经过多次抢险才成功拔出。本次固井的固井质量很好，但是整个施工过程出现很多风险。为了保证以后的施工安全，本文对塔深2井的施工进行了分析，并结合以前的临井资料，提出一些关于该区块的技术浅议。
【关键词】塔深 奥陶系 白云岩 井漏 垮塌
塔深2井三开采用177.8mm油层尾管悬挂固井，施工难点在于本井易漏，易垮塌，并且由于掉块严重，井径测量没有到底，部分井段井眼情况不明，给施工带来了风险。整个施工过程中所采用的钻井液性能不佳，岩屑形成泥球的现象十分严重，这是本次施工出现多种异常的主要原因之一。施工中主要出现了以下异常情况：一是尾管座挂前的循环过程中，井内频繁出现憋压异常；二是岩屑返出时间不正常，延迟较长，返出不连续，并且岩屑形成泥球严重；三是替浆过程中出现憋压异常。四是中心管无法丢手。通过相关资料对施工过程中各种现象和参数的分析，对各种异常情况的原因作出了解释，并提出了一些技术建议。
1 地层岩性分析
塔深区块奥陶系地层岩性主要为白云岩，并且该白云岩地层岩屑上的裂缝多，结构松散易碎，岩屑样品普遍存在着构造裂缝，缝宽一般在5～8μm；个别地方可达10～11.5μm；在岩屑表面和岩缝还可以看出大量的溶蚀孔缝及X型孔缝。从构造缝和溶蚀孔缝及其充填物的局部可以看到缝中含有风化的粘土膜和片状伊利石，构造缝和溶蚀孔缝中局部还可以发现氯化钠晶体、自生白云岩晶体、石英晶体等，另外在充填物中还发现了片状或丝状I/S混层。由此我们可以看出塔深区块奥陶系地层岩屑具有以下特点：
（1）岩屑结构松散易碎，构造裂缝多；
（2）岩屑易受溶蚀，且溶蚀已很严重；
（3）裂缝中充填物胶结性差，易被钻井液滤液渗透和溶蚀。
2 塔深2井施工异常情况
2.1 循环过程憋压异常
尾管下放到位后，开泵以0.2m3/min排量，6MPa顶通后，以0.6m3/min排量开始循环，压力由7MPa↑10MPa； 18min后压力继续上升至15 MPa，出现憋压异常情况，降排量继续循环，压力逐渐恢复正常，之后不断重复出现憋压，经过4个小时的循环，才把排量提到1m3/min，但是压力一直在14～17MPa，波动范围很大。
4个小时才返出岩屑，比预计晚了1个小时，并且岩屑返出不连续，岩屑多形成泥球，并且直径在0.2～2cm。1个小时后，岩屑开始大量连续返出。
原因分析：本井裸眼段有活性粘土层，由于所采用的钻井液粘切度太高，超过施工要求，导致岩屑形成泥球，容易造成憋堵。根据本井的情况可判断裸眼环空存在小井眼段，岩屑和泥球上返到此或掉块下沉到此，在部分小间隙处形成桥堵，导致过流面积大大减少，造成压力异常，形成高压，同时导致岩屑在此停滞不能及时返出井内。随着高压循环，桥堵一旦被冲开，压力又开始下降，岩屑也开始返出。如此反复憋堵又冲开，造成压力的不稳定，上下波动大，也造成了岩屑返出时间延迟，并且刚开始返出不连续，断断续续返出大块的岩屑和泥球。
2.2 替浆过程憋压异常
除了注水泥浆的施工压力较高，达到13MPa，前期施工均比较正常。替浆27m3出现压力异常，压力迅速从15MPa升到20MPa，把排量从1.2m3/min降到0.4m3/min，压力逐渐降到11MPa，慢慢把排量提到0.8 m3/min，压力逐渐升到18MPa，后又起压，如此反复起压，降排量。整个替浆过程都处在憋压异常。
原因分析：替浆到27m3时，水泥浆刚好顶替到6439m，从6300～6500m是裸眼段中井径最小段，该处平均井径为236.22mm，环空平均间隙为20.32mm，而其下6620～6632.42m井段为该井地层破碎带，一方面这段井测井时未测，井眼情况不明，另一方面这段井眼垮塌严重，有掉块和大块的岩屑。泥浆循环时未能循环出的掉块和大块的岩屑被水泥浆携到之上的小井眼段，在部分小间隙处能够形成桥堵，导致过流面积减小，形成憋压。桥堵一旦被冲开，压力又开始下降。分析此次固井就是因为反复形成桥堵，造成整个替浆过程压力异常。
2.3 中心管丢手异常
注替结束后，卸水泥头，上提钻具至205t（钻具加游车重量180t），工具方判断悬挂器未丢手，下放至150t，再次上提205t，未脱；下放钻具至钻台面，正转20圈，释放扭矩后回转1圈。经过反复上提，下压，开动转盘，始终无法丢手，转动期间有扭矩，但是不会随着转动一直增长，而是保持在12～15N·m，最后接方钻杆，反复开泵憋压并开动转盘猛轉，1小时后起出一单根，卸方钻杆后再次上提至300t，正钻扭矩开始随着转动不断增大扭矩，表明水泥浆开始稠化，此时接反循环管线，采用反循环，把环空水泥浆循环出来，返出水泥浆的同时，有大量大泥球。水泥浆循环出后，钻具能够正常提出。取出中心管后，防砂帽和密封芯子磨损严重，防砂帽和回接筒里有大量岩屑。
原因分析：岩屑形成泥球，被水泥浆携带到防砂帽位置，一部分随着水泥浆一起被顶替到防砂帽以上，一部分把防砂帽顶开后，进入回接筒，并且整个替浆过程都是在高压下，泥沙在重叠段和回接筒内被压实，水泥浆和岩屑泥球在防砂帽这个地方形成一个活塞，当上提钻具时，就产生拔活塞效应，所以此时开动转盘有扭矩，但是扭矩不会随着转动一直增大。接方钻杆开动转盘猛转的过程中，周围岩屑被离心力往外甩，加上开泵憋压，让中心管和岩屑间形成了间隙，这样才提出了第一根单根，但是提出单根后，水泥浆已入井很长时间，开始稠化，所以此时，开动转盘，扭矩开始随转动一直增大。中心管成功丢手后，由于防砂帽之上有大量的岩屑，上提的过程中，防砂帽所受阻力过大，固定销钉被剪断，所以中心管入井时距中心管顶部138cm，取出后已经下移到距顶部207cm的位置。
3 结论
（1）塔深区块由于在奥陶系容易垮塌，所以一定要注意井径，尤其是最小井径的大小和位置，以及小井眼段的大小，长度，位置，如果存在憋堵的隐患，一定要让井队多通井循环，尤其是在小井眼段，待通井顺畅，循环压力正常稳定后，再开始下套管。
（2）如果下完套管，压力不稳定，有憋压异常，就一定要循环干净，把井底的岩屑砂子都循环出来，待流道畅通，压力正常并且稳定后才能开始座挂。
（3）对于中心管周围岩屑堆积多，形成活塞无法丢手的情况，可采取的措施是接方钻杆，开动钻盘高速旋转，并开泵憋压，同时将钻具上提下放，压力一旦下降，马上提钻具把中心管提出。提出后，最好采用反循环，把水泥浆和岩屑及时循环出来再起钻具，否则，可能再次造成粘卡。
参考文献
[1] 朱金智，邹盛礼，王书琪.塔参1井破碎性白云岩地层防塌技术，塔里木石油勘探开发指挥部
【关键词】塔深 奥陶系 白云岩 井漏 垮塌
塔深2井三开采用177.8mm油层尾管悬挂固井，施工难点在于本井易漏，易垮塌，并且由于掉块严重，井径测量没有到底，部分井段井眼情况不明，给施工带来了风险。整个施工过程中所采用的钻井液性能不佳，岩屑形成泥球的现象十分严重，这是本次施工出现多种异常的主要原因之一。施工中主要出现了以下异常情况：一是尾管座挂前的循环过程中，井内频繁出现憋压异常；二是岩屑返出时间不正常，延迟较长，返出不连续，并且岩屑形成泥球严重；三是替浆过程中出现憋压异常。四是中心管无法丢手。通过相关资料对施工过程中各种现象和参数的分析，对各种异常情况的原因作出了解释，并提出了一些技术建议。
1 地层岩性分析
塔深区块奥陶系地层岩性主要为白云岩，并且该白云岩地层岩屑上的裂缝多，结构松散易碎，岩屑样品普遍存在着构造裂缝，缝宽一般在5～8μm；个别地方可达10～11.5μm；在岩屑表面和岩缝还可以看出大量的溶蚀孔缝及X型孔缝。从构造缝和溶蚀孔缝及其充填物的局部可以看到缝中含有风化的粘土膜和片状伊利石，构造缝和溶蚀孔缝中局部还可以发现氯化钠晶体、自生白云岩晶体、石英晶体等，另外在充填物中还发现了片状或丝状I/S混层。由此我们可以看出塔深区块奥陶系地层岩屑具有以下特点：
（1）岩屑结构松散易碎，构造裂缝多；
（2）岩屑易受溶蚀，且溶蚀已很严重；
（3）裂缝中充填物胶结性差，易被钻井液滤液渗透和溶蚀。
2 塔深2井施工异常情况
2.1 循环过程憋压异常
尾管下放到位后，开泵以0.2m3/min排量，6MPa顶通后，以0.6m3/min排量开始循环，压力由7MPa↑10MPa； 18min后压力继续上升至15 MPa，出现憋压异常情况，降排量继续循环，压力逐渐恢复正常，之后不断重复出现憋压，经过4个小时的循环，才把排量提到1m3/min，但是压力一直在14～17MPa，波动范围很大。
4个小时才返出岩屑，比预计晚了1个小时，并且岩屑返出不连续，岩屑多形成泥球，并且直径在0.2～2cm。1个小时后，岩屑开始大量连续返出。
原因分析：本井裸眼段有活性粘土层，由于所采用的钻井液粘切度太高，超过施工要求，导致岩屑形成泥球，容易造成憋堵。根据本井的情况可判断裸眼环空存在小井眼段，岩屑和泥球上返到此或掉块下沉到此，在部分小间隙处形成桥堵，导致过流面积大大减少，造成压力异常，形成高压，同时导致岩屑在此停滞不能及时返出井内。随着高压循环，桥堵一旦被冲开，压力又开始下降，岩屑也开始返出。如此反复憋堵又冲开，造成压力的不稳定，上下波动大，也造成了岩屑返出时间延迟，并且刚开始返出不连续，断断续续返出大块的岩屑和泥球。
2.2 替浆过程憋压异常
除了注水泥浆的施工压力较高，达到13MPa，前期施工均比较正常。替浆27m3出现压力异常，压力迅速从15MPa升到20MPa，把排量从1.2m3/min降到0.4m3/min，压力逐渐降到11MPa，慢慢把排量提到0.8 m3/min，压力逐渐升到18MPa，后又起压，如此反复起压，降排量。整个替浆过程都处在憋压异常。
原因分析：替浆到27m3时，水泥浆刚好顶替到6439m，从6300～6500m是裸眼段中井径最小段，该处平均井径为236.22mm，环空平均间隙为20.32mm，而其下6620～6632.42m井段为该井地层破碎带，一方面这段井测井时未测，井眼情况不明，另一方面这段井眼垮塌严重，有掉块和大块的岩屑。泥浆循环时未能循环出的掉块和大块的岩屑被水泥浆携到之上的小井眼段，在部分小间隙处能够形成桥堵，导致过流面积减小，形成憋压。桥堵一旦被冲开，压力又开始下降。分析此次固井就是因为反复形成桥堵，造成整个替浆过程压力异常。
2.3 中心管丢手异常
注替结束后，卸水泥头，上提钻具至205t（钻具加游车重量180t），工具方判断悬挂器未丢手，下放至150t，再次上提205t，未脱；下放钻具至钻台面，正转20圈，释放扭矩后回转1圈。经过反复上提，下压，开动转盘，始终无法丢手，转动期间有扭矩，但是不会随着转动一直增长，而是保持在12～15N·m，最后接方钻杆，反复开泵憋压并开动转盘猛轉，1小时后起出一单根，卸方钻杆后再次上提至300t，正钻扭矩开始随着转动不断增大扭矩，表明水泥浆开始稠化，此时接反循环管线，采用反循环，把环空水泥浆循环出来，返出水泥浆的同时，有大量大泥球。水泥浆循环出后，钻具能够正常提出。取出中心管后，防砂帽和密封芯子磨损严重，防砂帽和回接筒里有大量岩屑。
原因分析：岩屑形成泥球，被水泥浆携带到防砂帽位置，一部分随着水泥浆一起被顶替到防砂帽以上，一部分把防砂帽顶开后，进入回接筒，并且整个替浆过程都是在高压下，泥沙在重叠段和回接筒内被压实，水泥浆和岩屑泥球在防砂帽这个地方形成一个活塞，当上提钻具时，就产生拔活塞效应，所以此时开动转盘有扭矩，但是扭矩不会随着转动一直增大。接方钻杆开动转盘猛转的过程中，周围岩屑被离心力往外甩，加上开泵憋压，让中心管和岩屑间形成了间隙，这样才提出了第一根单根，但是提出单根后，水泥浆已入井很长时间，开始稠化，所以此时，开动转盘，扭矩开始随转动一直增大。中心管成功丢手后，由于防砂帽之上有大量的岩屑，上提的过程中，防砂帽所受阻力过大，固定销钉被剪断，所以中心管入井时距中心管顶部138cm，取出后已经下移到距顶部207cm的位置。
3 结论
（1）塔深区块由于在奥陶系容易垮塌，所以一定要注意井径，尤其是最小井径的大小和位置，以及小井眼段的大小，长度，位置，如果存在憋堵的隐患，一定要让井队多通井循环，尤其是在小井眼段，待通井顺畅，循环压力正常稳定后，再开始下套管。
（2）如果下完套管，压力不稳定，有憋压异常，就一定要循环干净，把井底的岩屑砂子都循环出来，待流道畅通，压力正常并且稳定后才能开始座挂。
（3）对于中心管周围岩屑堆积多，形成活塞无法丢手的情况，可采取的措施是接方钻杆，开动钻盘高速旋转，并开泵憋压，同时将钻具上提下放，压力一旦下降，马上提钻具把中心管提出。提出后，最好采用反循环，把水泥浆和岩屑及时循环出来再起钻具，否则，可能再次造成粘卡。
参考文献
[1] 朱金智，邹盛礼，王书琪.塔参1井破碎性白云岩地层防塌技术，塔里木石油勘探开发指挥部