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阿塞拜疆B一1井钻井实践 饶开波解作栋陈建华高学生 (大港油田集团有限责任公司) 摘要本文介绍了中油阿塞拜疆项目B一1井施工过程中出现的钻井液性能、事故与复杂 等问题，以及在施工时现场采取的一些措施，并总结了下步施工的经验和教训。 关键词 钻井液性能地层压力 坍塌 井涌 卡钻井漏 经验与教训 1基本情况 油田很有代表性，在钻井过程中出现了多起事故与复杂，体现了该地区钻井作业的难度。 19h，其中复杂及 该井2003年12月27开钻，2004年4月12日事故完井，完井周期106d 事故时间46d 下复杂情况及3次卡钻事故，1次侧钻，2次填井。 1．1井身结构 2964m+西216mm钻头×3604m。 2964m+犯16mm钻头×3676．07m。 1．2完井井下情况 1．2．1 原井眼 井深：3604．33m。 最大井斜角：300。 井底位移：559m。 井下落鱼长度：388．35m。 鱼头位置：3112．15m。 上击器(3．52m)+接头(0．59m)+咖159mm钻铤(56．56m)。 1．2．2侧钻井眼 侧钻点：3001m。 一331— 并深：3676．ar7m。 井下落鱼长度：729．83m。 鱼头位置：2946．24m。 西127mm钻杆(433．52m)。 2 施工过程 2．1钻井工程概况 14d13h32min，平均机械钻速：5．60瑚朋。 生3次大的坍塌，最后将钻井液密度由1．369／cm3提高到1．409／cm3将地层压力平衡。 由于表层套管鞋处地层破裂压力只有1．909／cm3当量钻井液密度，被迫提前下入技套。该井 术套管下深2963．20m。 钻速4．73m／h。 况下，起钻至套管鞋，压井成功。3月3日划眼至3500m发生卡钻，经反复处理无效后，填井至 技术套管鞋侧钻。 涌，在压井过程中卡钻，事故完井。 侧钻井段进尺638．07m，纯钻进时间138：10，平均机械钻速4．62n∥h。 2．2钻井液 ’ (1)钻井液密度远远超出设计范围。 在二开阶段的实钻过程中出现了三次井壁失稳导致严重垮塌的井下复杂情况，且三次垮 震击解卡。根据地质预告，发生垮塌井段正好有一断层穿过，因此可以确定垮塌是由于力学失 稳引起的，解决办法是提高钻井液比重。 在二开阶段的实钻过程中出现了四次地层流体侵污钻井液的井下复杂情况，分别发生在 一332— 的下降，粘度、切力降低。如果不及时提高钻井液密度的话，将会使井下复杂进一步加剧。因 此，实钻过程中，为了平衡地层坍塌压力和孔隙压力，将钻井液密度逐渐提高，二开中完时(井 钻，同时为下步施工带来隐患。 在三开阶段的实钻过程中出现了三次地层流体侵污钻井液的井下复杂情况，发生的井深 2．189／cm3，也远远高于1．60～1．659／cm3。 (2)三开阶段的钻井液情况。 。 三开钻井液处理可分为两个阶段即老井眼和新井眼。 到套鞋进行加重压井的办法。待井被压住后，下钻时遇阻被迫进行划眼作业，在划眼过程中， 发现因裸眼段已经被污染钻井液浸泡多日，造成地层松软和泥饼的被破坏，并且每趟钻均有 防漏和堵漏的措施，但由于本阶段的地层压力平衡点难以掌握，仍然难以控制漏涌交替发生的 情况。在这种前提下，使得钻井液处理难度增大。由于高压地层水的持续侵入，高固相、高密 度(2．05 施工事故率为100％)，各种不利因素综合起来，最终造成卡钻事故，使得钻井作业难以继续进 行，被迫填井侧钻。 三开侧钻井眼钻进中，适逢cNoDc联合专家组上井指导工作。专家们在了解了老井眼 阶段的钻井液施工情况后，通过作了一系列的室内实验，认为钻井液体系应作迸一步的调整， 在磺化钻井液的基础上增大聚合物的加量。鉴于地层岩性有强烈分散造浆的趋势，使用大分 子聚合物有效地抑制地层中泥岩造浆，控制钻井