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摘 要：大吉-平12井是中石油煤层气有限责任公司部署在大吉区块一口开发井，井型水平井。地理位置位于大宁县曲峨镇支角村，构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部。设计井深3796.21m，实际完钻井深3118m，完钻层位山西組，水平段长818m。本井设计钻井周期42.5天，完井周期49.5天，实际钻井周期87.63天，完井周期146.05天，其中完钻通井作业长达52.04天。本文主要阐述该井通井复杂处理过程、原因分析及认识。
关键词：大吉-平12;水平井;伊陕斜坡东部;通井复杂
1 基本情况
本井最后一趟螺杆钻具下钻至2780m遇阻，点划至3035m，憋泵、憋顶驱严重，划眼钻压不回，井队决定起钻更换常规钻具通井，此时起出困难。通过倒划眼起钻，倒划眼困难，振动筛返出较多细碎岩屑。9月16日11：00起钻至井口，本趟钻共计耗时9.38天。共使用常规钻具组合通井五趟，其中第二趟、第三趟两次通井均在2730-2743m井段遇阻卡严重，起出困难，判断该段灰色泥质粉砂岩发生井壁失稳，为井下安全考虑，最终经建设方批准将完井套管下深调整至2725.28m，舍弃水平段进尺392.72m。
2 通井情况
一共通井五次，第一趟常规钻具组合通井，通过单凡尔泵憋压、上下活动钻具（最大上提至110t，顶驱设置最大扭矩12KN.m）、转动钻具，钻头位置上移至3032.22m，累计起出钻具10.17m。第二趟常规钻具组合通井钻共计耗时3.31天。第三趟常规钻具组合通井，本趟钻共计耗时8.81天。第四趟、第五趟通井，分别采用常规钻具组合、单扶通井钻具组合下钻通井至2725.28m，通井顺畅后起钻下套管。
3 复杂原因分析
3.1 客观原因
3.1.1 井身结构设计方面
携岩难度增加。水平段施工困难。裸眼段长、摩阻大，滑动钻进易出现托压、钻压传递困难、工具面不易摆且稳定性差等问题，严重影响机械效率。施工周期越长，泥岩段因长期浸泡，存在周期性垮塌，井下风险随着施工周期延长与日俱增。由于要保证上部石盒子组泥岩及5#煤层稳定，水平段钻井液密度高不利于储层保护，固相含量高，严重影响机械钻速。同时由于水平段泵压高，对地面管线及泵配损坏程度较大，造成非生产时间增加。技术套管未封固至A点，所有风险留在了下部斜井段、水平段目的层。一旦井下出现复杂，需要兼顾造斜段与水平段井眼状况，判断与处理复杂的难度增加。完井作业通井风险与下套管风险增加，严重影响完井套管顺利下入。
3.1.2 其他方面
为满足水平段砂岩钻遇率不低于70%，按照地质导向方要求，水平段频繁调整轨迹，呈现波浪形（调整垂深相差8.55米），且水平段钻遇大段泥岩（泥岩、泥质粉砂岩共计307m），起下钻摩阻增大（上提摩阻由轨迹调整前8吨增至18吨;下放摩阻由调整前10吨增至32吨），导致起下钻阻卡严重，需反复划眼通过，使井下安全产生巨大隐患。
3.2 主观原因
（1）水平段钻进尽管每钻进150-200m短起下钻，但每次短起下钻行程过短，未起至斜井段，岩屑床清除不彻底，岩屑床危害明显。致使螺杆钻具下钻过程中点划井段过长，憋泵、憋顶驱，划眼期间泥浆冲刷、钻头敲打对井壁破坏性较大。起钻困难，倒划眼井段过长，同样对井壁破坏性较大，使井眼状况恶化。
（2）下钻划眼过程中，未有效落实“小排量划眼，大排量循环”原则，大排量划眼对井壁冲刷严重，同时憋泵、憋顶驱风险增加。
4 认识
（1）每口井开钻前充分搜集、调研临井资料，剖析施工难点、关键点，制定针对性强、可操作性强的施工设计。
（2）针对大斜度井，钻进中加强短起下，要坚持“两短一长”原则，彻底破坏、清除岩屑床。下钻砂岩选点、自上而下、分段循环、分段运移，分段循环要改变位置，循环时间至少3周以上，配合坂土塞、稠塞、重塞等多种方式充分携岩。做到泥浆与工程有机结合，互相弥补。
（3）大吉工区地层埋藏浅，压实作用不强，泥岩段稳定性差，长时间浸泡，存在周期性垮塌。下步施工：
a.钻井工程方面：以提高机械钻速，提高施工效率为抓手，优化钻头选型，优化钻井参数。
b.钻井液方面：以提高钻井液封堵性、抑制性为抓手，钻井液保持合适流变性，达到最佳携岩效果，不仅仅局限于性能指标控制，以满足井下需要为根本目的。若施工周期较长，定期补充新浆，提高钻井液活性，防止泥浆老化。每种泥浆药品入井前必须做小型试验，避免劣质泥浆材料入井。
参考文献：
[1]杨庆理.复杂地层钻头个性化设计及应用研宄[D].中国石油大学，2009.
[2]蔡环.钻头关键设计参数优化研宄[D].中国石油大学，2009.
[3]张延洪.复合钻进用钻头研宄与应用[D].东北石油大学，2012.
[4]徐建飞.定向井钻头结构优化设计研宄[D].中国石油大学，2011.
[5]王永恒，康毅力，游利军，等.水平井钻井完井液损害实验评价技术新进展[J].钻井液与完井液，2006，23（1）：72-75.
[6]徐兴华，李前.贵川西裂缝气藏储层保护研究新进展[J].天然气工业，2008，28（9）：77-79.
关键词：大吉-平12;水平井;伊陕斜坡东部;通井复杂
1 基本情况
本井最后一趟螺杆钻具下钻至2780m遇阻，点划至3035m，憋泵、憋顶驱严重，划眼钻压不回，井队决定起钻更换常规钻具通井，此时起出困难。通过倒划眼起钻，倒划眼困难，振动筛返出较多细碎岩屑。9月16日11：00起钻至井口，本趟钻共计耗时9.38天。共使用常规钻具组合通井五趟，其中第二趟、第三趟两次通井均在2730-2743m井段遇阻卡严重，起出困难，判断该段灰色泥质粉砂岩发生井壁失稳，为井下安全考虑，最终经建设方批准将完井套管下深调整至2725.28m，舍弃水平段进尺392.72m。
2 通井情况
一共通井五次，第一趟常规钻具组合通井，通过单凡尔泵憋压、上下活动钻具（最大上提至110t，顶驱设置最大扭矩12KN.m）、转动钻具，钻头位置上移至3032.22m，累计起出钻具10.17m。第二趟常规钻具组合通井钻共计耗时3.31天。第三趟常规钻具组合通井，本趟钻共计耗时8.81天。第四趟、第五趟通井，分别采用常规钻具组合、单扶通井钻具组合下钻通井至2725.28m，通井顺畅后起钻下套管。
3 复杂原因分析
3.1 客观原因
3.1.1 井身结构设计方面
携岩难度增加。水平段施工困难。裸眼段长、摩阻大，滑动钻进易出现托压、钻压传递困难、工具面不易摆且稳定性差等问题，严重影响机械效率。施工周期越长，泥岩段因长期浸泡，存在周期性垮塌，井下风险随着施工周期延长与日俱增。由于要保证上部石盒子组泥岩及5#煤层稳定，水平段钻井液密度高不利于储层保护，固相含量高，严重影响机械钻速。同时由于水平段泵压高，对地面管线及泵配损坏程度较大，造成非生产时间增加。技术套管未封固至A点，所有风险留在了下部斜井段、水平段目的层。一旦井下出现复杂，需要兼顾造斜段与水平段井眼状况，判断与处理复杂的难度增加。完井作业通井风险与下套管风险增加，严重影响完井套管顺利下入。
3.1.2 其他方面
为满足水平段砂岩钻遇率不低于70%，按照地质导向方要求，水平段频繁调整轨迹，呈现波浪形（调整垂深相差8.55米），且水平段钻遇大段泥岩（泥岩、泥质粉砂岩共计307m），起下钻摩阻增大（上提摩阻由轨迹调整前8吨增至18吨;下放摩阻由调整前10吨增至32吨），导致起下钻阻卡严重，需反复划眼通过，使井下安全产生巨大隐患。
3.2 主观原因
（1）水平段钻进尽管每钻进150-200m短起下钻，但每次短起下钻行程过短，未起至斜井段，岩屑床清除不彻底，岩屑床危害明显。致使螺杆钻具下钻过程中点划井段过长，憋泵、憋顶驱，划眼期间泥浆冲刷、钻头敲打对井壁破坏性较大。起钻困难，倒划眼井段过长，同样对井壁破坏性较大，使井眼状况恶化。
（2）下钻划眼过程中，未有效落实“小排量划眼，大排量循环”原则，大排量划眼对井壁冲刷严重，同时憋泵、憋顶驱风险增加。
4 认识
（1）每口井开钻前充分搜集、调研临井资料，剖析施工难点、关键点，制定针对性强、可操作性强的施工设计。
（2）针对大斜度井，钻进中加强短起下，要坚持“两短一长”原则，彻底破坏、清除岩屑床。下钻砂岩选点、自上而下、分段循环、分段运移，分段循环要改变位置，循环时间至少3周以上，配合坂土塞、稠塞、重塞等多种方式充分携岩。做到泥浆与工程有机结合，互相弥补。
（3）大吉工区地层埋藏浅，压实作用不强，泥岩段稳定性差，长时间浸泡，存在周期性垮塌。下步施工：
a.钻井工程方面：以提高机械钻速，提高施工效率为抓手，优化钻头选型，优化钻井参数。
b.钻井液方面：以提高钻井液封堵性、抑制性为抓手，钻井液保持合适流变性，达到最佳携岩效果，不仅仅局限于性能指标控制，以满足井下需要为根本目的。若施工周期较长，定期补充新浆，提高钻井液活性，防止泥浆老化。每种泥浆药品入井前必须做小型试验，避免劣质泥浆材料入井。
参考文献：
[1]杨庆理.复杂地层钻头个性化设计及应用研宄[D].中国石油大学，2009.
[2]蔡环.钻头关键设计参数优化研宄[D].中国石油大学，2009.
[3]张延洪.复合钻进用钻头研宄与应用[D].东北石油大学，2012.
[4]徐建飞.定向井钻头结构优化设计研宄[D].中国石油大学，2011.
[5]王永恒，康毅力，游利军，等.水平井钻井完井液损害实验评价技术新进展[J].钻井液与完井液，2006，23（1）：72-75.
[6]徐兴华，李前.贵川西裂缝气藏储层保护研究新进展[J].天然气工业，2008，28（9）：77-79.