肖春學(xué)王向延姚永永孫海峰李 清周君杰

（1.川慶鉆探公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018；2.江蘇石油工程公司，江蘇揚州 225261）

靖南G68-16井小井眼鉆井技術(shù)

肖春學(xué)1王向延1姚永永1孫海峰1李 清1周君杰2

（1.川慶鉆探公司長慶鉆井總公司，陜西西安 710018；2.江蘇石油工程公司，江蘇揚州 225261）

G68-16井是靖南氣田區(qū)塊第1口?206.4 mm小井眼試驗井。針對該區(qū)塊地層復(fù)雜地質(zhì)特征，結(jié)合G68-16井小井眼鉆井特點，優(yōu)化鉆具組合、優(yōu)選鉆頭和螺桿型號，通過參數(shù)優(yōu)化、鉆井液性能維護(hù)以及預(yù)防井下復(fù)雜和事故等技術(shù)對策，使該井二開鉆進(jìn)4趟鉆、劃眼4趟鉆完鉆，鉆井后期因處理井下復(fù)雜劃眼歷時16 d，完井作業(yè)順利，平均機(jī)械鉆速比原?215.9 mm井眼提高了19%。試驗取得較好的效果，為該區(qū)塊進(jìn)一步進(jìn)行小井眼鉆井試驗積累了經(jīng)驗，為提速提供了有利的技術(shù)參考。

小井眼；鉆井；靖南氣田

為減少消耗和降低成本，破解靖南區(qū)塊鉆井提速難題，探索提速新途徑，川慶鉆探公司首次在靖南G68-16井試驗將?215.9 mm井眼改為?206.4 mm井眼。該井位于陜西省延安市安塞縣招安鄉(xiāng)王溝門村，目的層為馬五1+2亞段、上古生界氣層及中生界油層，鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構(gòu)造，井別為天然氣開發(fā)井，井型為直井，設(shè)計井深3 450 m。該井完鉆井深3 469 m，鉆井周期34.67 d，建井周期50.46 d，鉆機(jī)月速2 822.24 m/（臺·月），平均機(jī)械鉆速10.98 m/h［1-7］。

1 鉆井技術(shù)難點

靖南區(qū)塊下古氣井地層復(fù)雜，被譽為長慶油田最難鉆的區(qū)塊。主要存在以下技術(shù)難點：（1）表層黃土層松散未固結(jié)成巖，易漏失；（2）紙坊組下部含不均質(zhì)礫石層，轉(zhuǎn)盤蹩跳嚴(yán)重，加不上鉆壓和易造成PDC鉆頭先期磨損，影響機(jī)械鉆速；劉家溝組下部存在區(qū)域漏失層，易漏失和鉆井液滲漏消耗量大，鉆井液性能難以穩(wěn)定維護(hù)； （3）石千峰和石盒子組井壁不穩(wěn)定，垮塌剝落掉塊嚴(yán)重；（4）本溪組下部含黃鐵礦，研磨性強(qiáng)，極易造成PDC鉆頭先期磨損，嚴(yán)重影響機(jī)械鉆速，被譽為“PDC殺手”；馬五2-4含膏巖層，易造成鉆井液鈣侵黏度增高，影響鉆井液的流變性，且膏巖層具有彈塑性易縮徑造成卡鉆；（5）在該區(qū)塊首次試驗?206.4 mm井眼，無經(jīng)驗可參考借鑒。

2 井身結(jié)構(gòu)和地質(zhì)分層設(shè)計

靖南G68-16井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計及地質(zhì)分層設(shè)計見表1、表2。

表1 靖南G68-16井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

表2 靖南G68-16井地質(zhì)分層設(shè)計

3 鉆井技術(shù)對策

3.1 鉆具組合優(yōu)選

（1）所有入井接頭和鉆鋌外徑不超過165 mm；（2）入井鉆桿外徑127 mm，鉆桿接箍外徑不超過165 mm；（3）入井扶正器外徑198 mm；（4）表層采用大鐘擺常規(guī)鉆具防斜打直，控制井身質(zhì)量達(dá)標(biāo)；（5）二開第1趟鉆采用雙扶四合一鉆具組合，采用MWD無線隨鉆測量方式測斜，嚴(yán)格按設(shè)計要求每100 m測斜1次，一旦井斜有超標(biāo)趨勢采取定向滑動糾斜；（6）二開中部采用大鐘擺常規(guī)鉆具防斜打直；（7）二開底部甩掉扶正器，采用常規(guī)鉆具組合，防卡和保證完鉆起鉆施工順利。

3.2 鉆頭和螺桿選型

（1）表層采用勝利博豐?346 mm PDC鉆頭，保證1趟鉆鉆達(dá)表層井深并提高機(jī)械鉆速。二開采用定做的億斯達(dá)?206.4 mm PDC包井鉆頭，試驗?206.4 mm井眼：第1只鉆頭選擇EDS1616EL，采用六刀翼的?16 mm復(fù)合片，提高鉆頭的耐磨性和使用壽命，配合螺桿復(fù)合鉆進(jìn)；第2只鉆頭選擇EM1615S，適應(yīng)劉家溝組地層不均質(zhì)性；第3只鉆頭選擇ES1935S，雙石層快速鉆進(jìn)和防泥包；第4只鉆頭選擇EM1615S，鉆穿本溪組黃鐵礦和完成馬家溝組鉆進(jìn)至完鉆。

（2）二開螺桿選擇立林9LZ165×1.25°螺桿，外徑165 mm，自帶扶正器外徑198 mm，度數(shù)1.25°。

3.3 參數(shù)優(yōu)化

3.3.1 鉆壓、轉(zhuǎn)速和泵壓推薦 見表3。

表3 鉆壓、轉(zhuǎn)速和泵壓推薦

3.3.2 鉆井液泵排量選擇 40LDB鉆機(jī)，主要通過更換缸套來調(diào)節(jié)排量。如表4所示，對比?215.9 mm井眼和?206.4 mm井眼的環(huán)空返速和環(huán)空壓耗，原井眼鉆井液泵采用?180 mm缸套，小井眼優(yōu)選?170 mm缸套與?160 mm缸套的組合：上部井段采用清水聚合物鉆進(jìn)時常用?170 mm缸套，鉆桿和鉆鋌的環(huán)空返速1.61 m/s、2.78 m/s分別比原井眼的1.55 m/s、2.44 m/s略高，適應(yīng)地層相對穩(wěn)定和排量大、攜砂性好，鉆井液固相含量少和高機(jī)械鉆速的需求；下部井段鉆井液轉(zhuǎn)三磺后鉆進(jìn)時常用?160 mm缸套，3 000 m和3 450 m的環(huán)空壓耗2.09 MPa、2.58 MPa分別比原井眼的2.15 MPa、2.66 MPa略低，適應(yīng)對下部易剝落不穩(wěn)定地層（雙石層剝落掉塊和山西組、本溪組煤層坍塌）沖刷少、減小泵壓的需求，結(jié)合化學(xué)防塌，主要靠鉆井液性能提高攜砂能力。

表4 ?215.9 mm井眼和?206.4 mm井眼的環(huán)空返速和環(huán)空壓耗對比

3.4 鉆井液性能維護(hù)

試驗?206.4 mm小井眼，上部地層采用無固相（聚合物）鉆井液體系，大循環(huán)確保鉆井液凈化良好，滿足快速鉆進(jìn)需求，下部地層鉆達(dá)劉家溝組中下部后，確保攜砂懸砂，提高封堵能力，提前上罐轉(zhuǎn)化為失水較小的三磺鉆井液體系，按照“低密度高黏度、高密度低黏度和高黏度高密度”的思路精細(xì)化保守維護(hù)。同時，給鉆井液維護(hù)提出了新要求［8-9］：（1）能夠在較低的排量下清洗井底，攜帶和懸浮巖屑；（2）小井眼環(huán)隙小，即使在較低的排量下環(huán)空鉆井液大多呈紊流流態(tài)，因此要求鉆井液具有較低的失水和低黏度、良好的造壁性、較強(qiáng)的防塌能力，以保證在紊流流態(tài)下井壁的穩(wěn)定性；（3）由于小井眼的壓力損失主要在環(huán)空，因而增加了鉆井液的當(dāng)量密度，增加了起下鉆時的波動壓力，易造成井下復(fù)雜情況。為此通過調(diào)整鉆井液的流變參數(shù)，以達(dá)到降低環(huán)空壓力損失、優(yōu)化環(huán)空流型的目的；（4）要求有很好的潤滑性能和較低的摩阻因數(shù)，并能很好地保護(hù)油氣層。

3.5 預(yù)防井下復(fù)雜和事故措施

（1）地面加強(qiáng)入井鉆具的檢查，嚴(yán)禁壞鉆具入井；（2）每趟鉆鉆具探傷1次，避免井下斷鉆具事故；（3）起下鉆時保護(hù)好井口，做好井下防掉落物工作；（4）加強(qiáng)泵房坐崗，記錄清楚泵沖、泵壓，堅持當(dāng)班泵壓校核不少于3次；泵壓異常及時排查地面設(shè)備原因，原因不明果斷起鉆檢查鉆具；（5）劉家溝組鉆進(jìn)弱化鉆井參數(shù)和鉆井液性能，接單根和起下鉆操作平穩(wěn)，防止激動壓力或抽吸壓力壓漏薄弱地層；下鉆中途循環(huán)避開劉家溝組；（6）起下鉆全井段控制速度，嚴(yán)禁超越剎把權(quán)限操作硬提和硬壓；（7）鉆進(jìn)時執(zhí)行全井段劃眼，每打完1個單根至少劃眼1遍，保證井眼暢通；（8）本溪組下部鉆遇黃鐵礦時弱化參數(shù)，保護(hù)好鉆頭；馬家溝組鉆進(jìn)防鈣侵，及時測量和加適量燒堿調(diào)整鉆井液性能；執(zhí)行好分段擴(kuò)劃眼“打一退二”技術(shù)措施，即鉆進(jìn)1 m后上提劃眼2 m，循序漸進(jìn)；接單根時重點監(jiān)控，防止膏巖層縮徑上提遇阻卡鉆。

4 現(xiàn)場施工

4.1 一開表層段（0~503 m）

首先下1根?520 mm導(dǎo)管并“坐塞子”，封固墊方和防止井架底座基礎(chǔ)下沉，然后下4根?426 mm導(dǎo)管并“坐塞子”，回填封固松散未固結(jié)成巖黃土層。一開采用塔式大鐘擺常規(guī)鉆具組合：?346 mmPDC（P6342MJ） +630×630接頭+?203 mm鉆鋌×2根+?338 mm穩(wěn)定器+631×410接頭+?178 mm鉆鋌+411×460接頭+?168 mm鉆鋌×15根+461×410接頭+?127 mm鉆桿。前100 m進(jìn)行吊打，防斜打直；每50 m測斜1次，保證表層井斜不超過2°；觀察井口鉆井液返出量，一旦發(fā)現(xiàn)返出量少就采用下砸導(dǎo)管和回填井口的方法，解決導(dǎo)管腳串漏，保證表層快速鉆至503 m完鉆， ?244.5 mm表層套管下至502.6 m，現(xiàn)場使用膨潤土漿/低固相聚合物鉆井液體系，采用低溫高強(qiáng)水泥漿體系固井，水泥返至地面，試壓17.6 MPa合格。

4.2 二開試驗段（503~3 469 m）

4.2.1 二開第1趟復(fù)合鉆進(jìn)段（503~2 370 m） 采用“雙扶四合一”復(fù)合鉆具組合：?206.4 mmPDC（EDS 1616EL）+9LZ165×1.25°螺桿+?198 mm穩(wěn)定器+ 461×460 MWD定向接頭+?165 mm無磁鉆鋌+ ?165 mm鉆鋌×14根+461×410接頭+?127 mm 鉆桿。鉆進(jìn)時監(jiān)控好井斜，嚴(yán)格按設(shè)計要求測斜；對于延安組和延長組上部易縮徑段加強(qiáng)劃眼；關(guān)注延6和長8淺層氣氣測值，氣測異常及時匯報和采取循環(huán)除氣技術(shù)措施，滿足井控要求；采用無固相（清水）聚合物體系，鉆井液性能：密度為1.01 g/cm3，黏度為30 s，pH值為7；該只鉆頭鉆穿延安組、延長組、紙坊組和和尚溝組到劉家溝組上部，進(jìn)尺1 867 m，機(jī)械鉆速22.49 m/h。

4.2.2 二開第2趟~第3趟常規(guī)鉆進(jìn)段（2 370~3 357 m）采用大鐘擺常規(guī)鉆具組合：?206.4 mmPDC（EM 1615S、ES1935S） +430×460接頭+?165 mm無磁鉆鋌+?165 mm鉆鋌+?198 mmSTAB+?65 mm鉆鋌×13根+461×410接頭+?127 mm 鉆桿。劉家溝組鉆進(jìn)弱化參數(shù)，平穩(wěn)掛合鉆井液泵，接單根上提下放操作平穩(wěn)；前期采用無固相（清水）聚合物鉆井液體系，鉆穿劉家溝組還剩50 m（井深2 540 m）開始轉(zhuǎn)三磺鉆井液體系，監(jiān)測好鉆井液返出量和鉆井液總液量，鉆井液維護(hù)加適量堵漏劑防漏；加強(qiáng)井控坐崗和泵房坐崗，判斷下部鉆頭和鉆具使用情況；氣層和煤層控時鉆進(jìn)，防止泥包鉆頭；鉆達(dá)目的層關(guān)注地質(zhì)氣測值，氣測異常及時使用除氣器和循環(huán)除氣，井控設(shè)備全部處于待命工況，滿足井控隨時關(guān)井需求。

第2趟鉆EM1615S鉆頭鉆至石千峰組下部2 790 m后起鉆，起鉆至2 593 m遇阻，倒劃眼1個單根，接著開泵帶3個單根后起鉆正常，遇阻段為2 555~2 593 m，段長38 m。初期鉆井液性能：密度1.08 g/cm3，黏度51 s，失水5 mL，pH 值8.5。

第3趟鉆下鉆至2 555 m，開泵下放不下去，劃眼4個單根；鉆井液性能：密度1.13 g/cm3，黏度80 s，失水5 mL， pH 值9；鉆至石盒子組底到太原組上部發(fā)生井漏，漏失井段3 177~3 277 m，段長100 m，共漏失81.25 m3鉆井液；鉆至本溪組再次發(fā)生井漏，漏失井段3 300~3 337 m，段長37 m，共漏失29 m3鉆井液； ES1935S鉆頭鉆進(jìn)至馬家溝組3 357 m起鉆，鉆穿雙石層、山西組、太原組和本溪組至馬家溝組上部，進(jìn)尺567 m，機(jī)械鉆速只有4.89 m/h；首先起鉆至石千峰底界2 852 m遇阻，多次活動鉆具，開泵帶出3個單根恢復(fù)正常，遇阻段2 823~2 852 m，段長29 m；接著起鉆至2 593 m遇阻，多次活動鉆具，開泵帶出6個單根恢復(fù)正常，遇阻段2 536~2 593 m，段長57 m。

4.2.3 二開第4趟~第5趟PDC鉆頭劃眼段（3 357~ 3 361 m） 采用光鉆鋌常規(guī)鉆具組合：?206.4 mm PDC（EM1615S、ES1935S） +430×460接頭+?165 mm鉆鋌×15根+461×410接頭+?127 mm 鉆桿。

第4趟鉆下鉆至2 507 m時遇阻，接方鉆桿劃眼，劃完12個單根后恢復(fù)下鉆，遇阻段2 507~2 622 m，段長115 m；下鉆至2 794 m時遇阻，接方鉆桿劃眼11根至石盒子組2 900 m，發(fā)現(xiàn)振動篩返出，雙石層掉塊特別多（見圖1），井塌大掉塊嚴(yán)重，上提下放遇阻，下不了立柱，劃眼48根到底，劃眼段2 794~ 3 357 m，段長563 m；鉆井液性能：密度1.15 g/ cm3，黏度90 s，失水4 mL， pH值10；劃眼到底后鉆時慢，轉(zhuǎn)盤憋鉆，鉆壓加不上去，鉆進(jìn)至馬家溝組3 361 m，鉆時慢至200 min/m，起鉆換鉆頭，進(jìn)尺僅4 m，純鉆12 h，機(jī)械鉆速0.33 m/h。返出掉塊圖片見圖1。

圖1 井內(nèi)返出掉塊

第5趟下鉆至劉家溝組底部2 526 m遇阻，接方鉆桿劃眼從2 526 m至2 540 m，表現(xiàn)為劃眼滑不下去，蹩轉(zhuǎn)盤嚴(yán)重，振動篩不見砂子，劃眼6.5 h，僅劃眼14 m，劃眼進(jìn)展十分緩慢，效率低；鉆井液性能：密度1.16 g/cm3，黏度66 s，失水5.8 mL，pH值10；經(jīng)請示技術(shù)辦起鉆更換三牙輪鉆頭劃眼；起鉆正常，起出鉆頭復(fù)合片繃齒嚴(yán)重（對比如圖2）。

圖2 牙輪鉆頭下井前后對比

4.2.4 二開第6趟~第7趟牙輪鉆頭劃眼段（3 361~ 3 361 m） 采用光鉆鋌常規(guī)鉆具組合：?206.4 mm鉆頭（SVT517GK、SKHT447GX）+430×460接頭+ ?165 mm鉆鋌×15根+461×410接頭+?127 mm 鉆桿。第6趟鉆下鉆至劉家溝組底2 526 m遇阻開始劃眼，鉆井液性能：密度1.16 g/cm3，黏度56 s，失水5.8 mL，pH值10。劃眼至3 321 m后出現(xiàn)嚴(yán)重井漏，直至劃眼到底，井漏沒有消失，漏速最大32 m3/h，最小4 m3/h，平均漏速8 m3/h，共漏失120 m3鉆井液。短程起鉆從井底到1 996 m中途發(fā)生間隙性4次遇阻；下鉆短通至遇阻點2 485 m時接方鉆桿劃眼，其中井段2 555~2 564 m這根單根劃眼11次、用時6.5 h才井眼暢通；當(dāng)劃眼至2 631 m時放空，重復(fù)劃眼2 507~2 631 m這一遇阻段后劃眼到底；最后因三牙輪鉆頭達(dá)到使用時間起鉆，總劃眼用時146.75 h。

第7趟鉆下鉆至2 899 m開始劃眼到底，鉆井液性能：密度1.15 g/cm3，黏度95 s，失水4 mL， pH值11。然后方鉆桿開泵帶出45個單根，井深2 938 m時開始起立柱至2 006 m短通井下鉆，下鉆中途2 574 m和2 720 m 2個點遇阻劃眼，鉆頭劃眼用時31 h。

4.2.5 二開第8趟完鉆段（3 361~3 469 m） 采用光鉆鋌鉆具組合：?206.4 mmPDC（EM1615S） +430 ×460接頭+?165 mm鉆鋌×15根+461×410接頭+?127 mm 鉆桿。該趟鉆下鉆從2 457 m到3 213 m，間斷遇阻9次，采用間斷劃眼和下立柱相結(jié)合方式劃眼到底；當(dāng)鉆遇馬家溝組膏巖層時，及時測量鉆井液性能，并加入燒堿，抑制鉆井液鈣侵，嚴(yán)格執(zhí)行“打一退二”劃眼措施，防止膏巖層彈塑性縮徑卡鉆，順利鉆至3 469 m完鉆；通過短程起下鉆拉通下部井壁，保障后續(xù)施工順利：短起鉆從3 395 m至2 572 m間斷遇阻6次至2 027 m，短程下鉆僅2 572 m和3 127 m輕微遇阻；起鉆正常。電測、通井作業(yè)順利，?139.7 mm氣套順利下至3 466.995 m，固井采用雙級固井和三凝水泥漿體系（一級降失水水泥漿體系，二級一凝早強(qiáng)水泥漿體系和二凝粉煤灰水泥漿體系），水泥返至地面，試壓25 MPa合格。

5 井下復(fù)雜原因分析

5.1 起下鉆遇阻［10］

劉家溝與石千峰組交界面和雙石層交界面“先縮后塌”：先期縮徑遇阻，劃眼效率低，后期垮塌，這是起下鉆遇阻、處理井下復(fù)雜劃眼歷時16 d的主要原因。與?215.9 mm井眼間隙相比，?206.4 mm井眼尺寸變小，鉆桿外徑不變，?206.4 mm小井眼的環(huán)空體積更小，加劇了鉆具對井壁的碰撞，坍塌掉塊較大且多，明顯多于以往?215.9 mm井眼井下垮塌掉塊，很難破碎；返出掉塊磨圓、磨扁、有弧度、呈楔形痕跡明顯，在井內(nèi)滯留時間較長，不能及時帶出井筒；返出掉塊形狀為片狀和有弧度，已經(jīng)有很明顯磨損痕跡，在井內(nèi)明顯大于帶出地面后體積。

完井電測井徑數(shù)據(jù)表明井下坍塌情況：最小井徑207.846 mm（2 400 m），最大井徑474.269 mm（2 925 m），平均井徑229.653 mm，平均井徑擴(kuò)大率11.28%。2 590 m處（劉家溝與石千峰組交界面）和2 868 m處（雙石層交界面）井徑擴(kuò)大率嚴(yán)重超標(biāo)。

5.2 井漏

井下復(fù)雜發(fā)生在容易井漏的劉家溝組，進(jìn)行劃眼攜砂處理井下復(fù)雜，反復(fù)提密度和處理鉆井液、堵漏，掉塊多泵壓瞬時異常高達(dá)20 MPa，引發(fā)井下漏失；三磺鉆井液特性是具有很大的觸變性，流動變稀攜砂，靜止變稠懸浮，起鉆鉆井液靜止后靜切力較大，下鉆激動壓力過大也是誘發(fā)薄弱地層劉家溝組、山西組和本溪組（含煤層和炭質(zhì)泥巖）漏失的一個誘因。

6 結(jié)論與建議

（1）處理好提速與鉆井液維護(hù)的節(jié)奏，加大鉆井液成本投入，引入新鉆井液體系配套小井眼鉆井的試驗，重在化學(xué)防塌和小排量下攜砂性和懸浮性好。

（2）優(yōu)化鉆具和參數(shù)，采用?114.3 mm鉆具和?160 mm缸套，進(jìn)一步降低環(huán)空返速和排量，優(yōu)化鉆具組合和參數(shù)，保障井壁穩(wěn)定。

（3）靖南區(qū)塊試驗?206.4 mm小井眼初見成效，解決了礫石層轉(zhuǎn)盤蹩跳嚴(yán)重的問題，上部地層采用無固相鉆井液體系，下部地層采用三磺鉆井液體系，確保井漏量降到最低，但該區(qū)塊小井眼鉆井技術(shù)的成熟化仍有待進(jìn)一步提高。

［1］李慧，黃本生，劉清友.微小井眼鉆井技術(shù)及應(yīng)用前景［J］.鉆采工藝，2008，31（2）：42-45.

［2］陳朝偉，周英操，申瑞臣，等.微小井眼鉆井技術(shù)概況、應(yīng)用前景和關(guān)鍵技術(shù)［J］.石油鉆采工藝， 2009，32（1）：5-9.

［3］馬發(fā)明，陳舉芳，楊濤，等.四川地區(qū)須家河組小井眼鉆井技術(shù)研究［J］.鉆采工藝，2006，29（4）：4-8.

［4］安耀清，金建國，董玉玲，等.小井眼及套變井壓裂工藝研究與應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝， 2009，31（5）：119-123.

［5］劉峰，張紅杰，韓豐欣，等.超長井井眼水平井鉆井技術(shù)在渤中19-4油田的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝， 2010，32（1）：99-101.

［6］周延軍.勝利油田小井眼鉆井配套技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.鉆采工藝，2011，34（2）：22-24.

［7］張炳順，譚勇志.任丘潛山高溫小井眼水平井定向技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2010，32（1）：102-106.

［8］趙榮，謝立志，高學(xué)胡，等.小井眼鉆井施工技術(shù)分析［J］.長江大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2011，8（7）：44-45.

［9］王莉，趙晨，王吉文，等.小井眼鉆井液的開發(fā)與應(yīng)用［J］.石油科技論壇，2011（6）：20-23.

［10］令文學(xué)，靳恒濤，王立治，等.冀中興9區(qū)塊小井眼鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2012，34（5）：22-24.

（修改稿收到日期 2014-08-27）

〔編輯 薛改珍〕

Experimental study on slim-hole drilling technology for Well Jingnan G68-16

XIAO Chunxue2,WANG Xiangyan1,YAO Yongyong1,SUN Haifeng1,LI Qing1,ZHOU Junjie2
（1.Chanqing Drilling Corporation,Chuanqing Drilling &Exploration Company,Xi’an710018,China;2.Jiangsu Petroleum Engineering Co.,Ltd.,Yangzhou225261,China）

Well G68-16 is the first test well for ?206.4 mm slim hole in the south of Jingbian gas field block.In line with complex formation characteristics in this block and combining drilling characteristics of G68-16 slim hole,optimizing bottom hole assembly (BHA),drill bit and screw model,technical measures like optimizing the parameters,drilling fluid maintenance and prevention of downhole troubles were applied,The well was successfully drilled with four runs during the second section and four runs for reaming;reaming down took 16 days due to handling downhole trouble in later drilling stage;the average penetration rate was increased by 19% compared with the original ?215.9 mm hole.The test is very successful,has accumulated experience for further slim hole test drilling in this block and provides favorable technical reference for increasing drilling rate.

slim hole;drilling;Jingnan Gasfield

肖春學(xué)，王向延，姚永永，等.靖南G68-16井小井眼鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2014，36（5）：28-32.

TE243

：B

1000–7393（2014） 05–0028–05

10.13639/j.odpt.2014.05.008

肖春學(xué)，1985年生。2009年畢業(yè)于重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事鉆井理論與實踐的研究工作，助理工程師。電話：15294435648。E-mail：xiaochunxue@163.com。