海上复杂轨迹深井坍塌卡钻处理实践

宋吉明陆玉亮赵维青汪顺文兰铠杨映环

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司

海上复杂轨迹深井坍塌卡钻处理实践

宋吉明1陆玉亮1赵维青1汪顺文2兰铠1杨映环1

1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司

引用格式：宋吉明，陆玉亮，赵维青，汪顺文，兰铠，杨映环. 海上复杂轨迹深井坍塌卡钻处理实践［J］.石油钻采工艺，2016，38（4）：461-466.

南海东部地区调整井井深大，轨迹复杂，发生卡钻后解卡作用力无法有效传递，解卡难度大。通过对海上陆丰13-1油田A井在深层古近系恩平组地层的卡钻原因进行分析，现场采用循环法解卡技术和小排量渐进式过提等手段，成功解卡，探索出适用于该区域坍塌卡钻解卡的一种高效快捷处理方法。该技术对于其他同类井井壁坍塌卡钻的处理具有借鉴意义。

卡钻处理；煤层；坍塌卡钻；地层稳定性；大斜度井；解卡

目前南海东部很多海上油田已进入开发后期，油井产液含水率高，产量递减快，为最大限度地提高原油采收率，进行调整井施工是保证老油田增产稳产的有效手段之一［1］。海上平台受槽口间距小、布井密度大、井网轨迹复杂、剩余油富集区及其油藏构造变化大等因素影响，钻井施工具有井眼防碰风险高、轨迹复杂、钻机设备载荷大等特点。根据K&M公司的定义，南海东部很多调整井实际上已属于大位移井范畴［2］，施工难度大，风险高，加上海上作业综合日费高，施工作业中稍有不慎将会损失惨重。

陆丰13-1油田位于珠江口盆地珠一坳陷东北部，是发育在北部坳陷带内基底隆起带上的背斜构造［3］。该油田于1993年投产，在对上部层位（2 370层和2 500层）持续开发15年后，油田综合含水达97%，油藏采出程度达56.8%，为了减缓该油田产量递减速度，在“立体挖潜”思路指导下，2009年成功评价并发现了恩平组多套油层，揭示了古近系恩平组的巨大潜力［4］，成为老油田稳产上产和可持续生产的关键。该深层油藏埋藏在垂深3 000 m以下的深部层段（A井目的层为2 980层），该目的层上部标志层段硬质泥岩夹煤线和砂泥岩互层等易垮塌层段，钻井过程中频发井壁垮塌引起的起下钻遇阻卡等复杂事故，致使钻井周期延长、钻井成本升高、投产滞后，卡钻严重时导致部分井眼报废。

A井是陆丰13-1油田的一口深层三维水平井，设计垂深3027 m、斜深4252 m，完钻层位深层古近系恩平组2980层。在Ø215.9 mm井眼的领眼及主井眼着陆井段钻进过程中，在3 633～3 766 m井段多次发生坍塌卡钻事故，在处理卡钻过程中，采用尝试建立循环解卡技术、小排量循环过提钻具等措施逐步达到循环、解卡等目的。本文结合A井卡钻事故分析查找原因，总结处理经验，探讨事故的预防措施，对于类似复杂轨迹、大斜度、水平深井的安全施工具有非常重要的意义。

1　地质情况Geologic conditions

陆丰13-1油田钻遇地层属新生代沉积，该区域以花岗岩为基底，其上覆盖了约3 150 m沉积岩。包括古近系的恩平组、珠海组。新近系的珠江组、韩江组、粤海组和万山组地层。其中新近系地层厚约2 560 m，揭露了中新统珠江组、韩江组、粤海组和上新统万山组地层，古近系地层厚约481 m，揭露了珠海组和恩平组地层。深层古近系恩平组主要为大段泥岩和粉砂质泥岩互层为主，泥岩中煤线发育，填隙物以高岭石、白云石为主，根据陆丰13-1油田已钻井结果和地震剖面，预测钻遇地层岩性及深度（基准面为海平面）（见表1）。

表1　陆丰13-1油田地质层系Table 1 Geological strata in Lufeng 13-1 Oilfield

2　工程设计Engineering design

2.1井身结构设计

Borehole structure design

A井是将低效生产井老井按设计进行弃置后，在老井Ø244.5 mm套管内开窗侧钻的一口新井，钻Ø215.9 mm井眼着陆（带一个领眼），钻Ø152.4 mm井眼水平段，裸眼完井，井身结构见图1。

图1　A井设计井身结构图Fig.1 Designed borehole structure of Well A

2.2定向井设计

Design of directional wells

A井设计在2166 m进行Ø244.5 mm套管开窗侧钻，增斜增方位，以28.46°稳斜至2 700 m左右，开始进行增斜降方位，以3.25（°）/30 m造斜率连续造斜至着陆，为典型“反抠”设计，轨迹设计见表2。

3　卡钻事故发生经过Whole course of the sticking incident

A井仅在2980层上部的泥岩夹煤线井段共发生7次坍塌卡钻事故，总计损失9.38 d，占全井非生产时间的59.84%，处理井下复杂和事故的时间占工程时间的9.4%；最终该井由于下套管在此井段遇卡，提前固井，表3为A井卡钻统计。钻进BHA：Ø215.9 mmPDC钻头+ Ø171.5 mm AutoTrak旋转导向工具+ Ø171.5 mm近钻头伽马+ Ø171.5 mm挠性短节+ Ø171.5 mm MWD + Ø171.5 mm中子密度+ Ø171.5 mm无磁短节+ Ø212.73 mm无磁扶正器+Ø171.5 mm滤网短节+ Ø171.5 mm浮阀+ Ø127 mm无磁抗压缩钻杆+ Ø127 mm加重钻杆×6根+ Ø165.1 mm机械震击器+ Ø127 mm加重钻杆×8根+Ø127 mm DP。通井BHA：Ø212.73 mm牛鼻子+430×410变扣接头+ Ø212.73 mm扶正器+411×4A10变扣接头+ Ø165.1 mm钻铤×3根+4A11×410变扣接头+浮阀接头+Ø127 mm加重钻杆×3根+Ø165.1 mm机械震击器+Ø127 mm加重钻杆×11根+Ø127 mmDP。

表2　A井轨迹设计数据Table 2 Datasheet for trajectory design of Well A

表3　A井卡钻与处理情况统计Table 3 Statistics on sticking and removal procedures in Well A

2014年5月27日21∶00 A井钻Ø215.9 mm井眼至3841 m着陆中完，循环清洁井眼，循环参数：排量1 710～2 280 L/min，泵压12.75～18.75 MPa，转速85 r/min，扭矩 39～44 kN·m。22∶45开始倒划眼起钻清除岩屑床，23∶15倒划眼起钻至3 766 m处，突然出现扭矩波动变大、憋泵现象，快速下放钻具，泵压不降，迅速降低排量，泵压仍然持续上升，顶驱憋停（顶驱限定保护扭矩47 kN·m），钻具遇卡，停泵泄压，以最大允许力反复下放钻具，无效果；施加扭矩下击，多次操作无效果；多次尝试开泵憋压0.75～13.8 MPa范围内，无法打通循环，停泵泄压，快速下放逐步释放钻具全部悬重下击，无法启动随钻震击器，反复施加扭矩下击，多次尝试，无效果，也无法建立循环，钻具卡死。钻井液性能：密度1.18 g/cm3，漏斗黏度57 s，塑性黏度24 mPa·s，屈服值18.5 Pa，滤失2.8 mL， 滤饼厚0.5 mm，初切力5 Pa，终切力6 Pa，含砂量0.2%，pH值9.0。见表4。

表4　A井卡钻井段轨迹数据Table 4 Datasheet of the trajectory of the sticking incident interval in Well A

4　卡钻原因分析Root causes of sticking incidents

根据卡钻发生时的现象并结合本区地质地层特征，卡钻类型为坍塌卡钻。本区垂深2 650 m以下井段发育大段泥岩、砂质泥岩互层及夹煤线泥岩，煤层主要分布在2 980层顶的垂深3 024～3 028 m范围内。结合卡钻前工况，通过分析该区块泥岩的性质，发现井壁坍塌的因素有以下几方面。

4.1硬脆性泥岩坍塌机理

Collapsing mechanisms of hard and brittle mudstone

陆丰13-1油田深层古近系恩平组构造整体上为一个低幅度的背斜构造，背斜长轴走向为北西—南东向，北翼地层倾角较陡，东南翼较平缓，地层倾角不到4°，沉积多套硬质泥岩夹煤线和砂泥岩互层。根据实钻录井，该段泥岩质中硬、性脆，不易吸水膨胀；但由于泥岩夹煤线和砂泥岩互层的存在，加之着陆井段井斜大（82.5°），井壁稳定性差，导致井眼钻开后地层应力释放和应力场重新分布；煤线和砂泥岩中膨胀性黏土矿物水化不均、膨胀压不同，岩石挤压变形，岩石各向受力不一，微裂隙发育，加速了黏土成分水化效应［5］，造成该井段易发生井壁失稳导致垮塌。同时由于钻具在该位置的机械扰动以及大排量冲刷更加剧了井壁失稳坍塌的进程。

4.2煤层坍塌机理

Collapsing mechanisms of coal seam

根据A井录井捞砂及随钻测井显示，A井在着陆井段实钻过程中，钻遇大段硬质泥岩夹煤线地层，随钻测井伽马值异常高，井径测井显示该段多处扩径达到30%，在3 759～3 764 m井段有垂厚约0.6 m的纯煤层（垂深：3 026.9～3 027.5 m）。由于煤岩抗拉强度低、脆性大、裂缝发育，地应力释放；其次由于煤层构造存在非均质性和各向异性，存在垂直解理，主要表现为在地层中以硬质泥岩夹煤线或煤层形式出现，与此同时，煤层中微量泥页岩或未完全炭化成煤的成分吸水膨胀以及煤层上下存在水化敏感性较弱的炭质泥岩、含泥质煤屑，对机械作用力及水力冲刷特别敏感；煤层的先期坍塌使其失去支撑，造成局部垮塌。

4.3近断层破碎带地层影响

Effects of fractured formations in vicinity of the fault

根据2 980层油藏实钻构造图，A井在着陆段轨迹靠近断层，最近距离仅80 m，发生卡钻的井段可能已经处在断层破碎带边缘位置，构造应力变化大，地层稳定性差，加剧了该段地层的井壁失稳。

5　解卡思路及处理过程Principles and procedures of stuck releasing operations

5.1尝试建立循环法解卡思路及方法

Guidelines and techniques of stuck releasing through circulation

一旦发生卡钻事故，不可盲目操作，以免卡钻事故处理恶化，应认真分析研究，根据钻具遇卡位置及类型，制定科学合理的解卡措施，卡钻处理应遵循以下思路和原则［6］。

无论何种类型的卡钻，首先应坚持“反向活动”原则进行解卡操作［7］，对于坍塌卡钻亦然，即钻具下放过程中遇卡，应采取上提（可采用最大安全允许力）和上击措施解卡；钻具上提过程中遇卡，应采取下压（直至悬重完全释放）或施加扭矩以最大安全允许力下击解卡；在无法建立循环的情况下，下击和震击器复位时不宜采用憋泵压下击的方式，应泄压或减少泵冲（注意：泵压会增加液力震击器的上击力，但将减小其下击力作用力）［8］。一般来说，所有卡钻都不允许在施加扭矩的情况下上提钻具，防止钻具螺纹过载涨扣或钻具本体抗拉强度降低而断裂失效，严重时可能损坏顶驱或游车等关键钻机设备，使卡钻事故处理陷入被动局面，状况严重恶化。

在上述操作无法解卡的情况下，应坚持“畅通原则”［8］，尽早开泵建立循环，这样可大大提高解卡成功率；若无法开泵，则应通过憋压来尝试建立循环技术解卡。

采用开泵憋压来尝试建立循环时，以不憋漏卡钻层段以下薄弱地层的压力为上限，循序渐进提高憋压压力，同时结合活动钻具的方式来建立循环通道，再循序渐进提高排量直至建立正常循环，提高排量过程中，可与低泵速实验压力对比，判断循环通道是否完全畅通；同时最大排量不宜太高，防止水力冲刷导致井壁再次垮塌造成卡钻。对于现场操作人员应明确尝试建立循环的过程，制定操作流程图（见图2）可事半功倍［9］，并细心观察建立循环过程中的细节，可大大提高建立循环的成功率。

对于轨迹复杂的三维大斜度井或水平井而言，受井眼清洁效果差、轨迹复杂、钻具组合复杂等因素影响，起下钻摩阻大，且卡钻层段井眼低边垮塌岩屑掉块未能有效携带出井，导致建立循环后，进行下击解卡操作时，直接下放钻具或施加扭矩下击难以有效传递解卡作用力至卡点位置，解卡作用力不足；同时也存在启动震击器上击操作后无法正常复位的问题，卡钻处理困难；可考虑替入稀塞加稠塞的段塞进行冲洗和携带掉块，清洁卡钻井段，再结合反向活动多次操作，仍无效，则考虑在一定安全余量的前提下，选择正常排量的1/4～1/2，反复过提操作，或在最大允许安全过提范围内，循序渐进（过提10 t，20 t，30 t至最大允许过提）刹住绞车，依靠水力冲刷和过提力来松动卡钻坍塌物，逐渐解除卡钻或决定采取别的方法，有时需要连续操作10 h以上。

图2　尝试建立循环方法流程图Fig.2 Flow of circulation establishment

5.2A井卡钻处理过程

Procedures of sticking treatment in Well A

（1） 反向活动。卡钻发生后，钻具与井眼环空无法打通循环，采取反向活动钻具操作，以最大允许力下放活动钻具（向下活动时通过立管泄压阀泄压），无法启动震击器下击，反复操作，无法解卡；上提钻具至中和点，施加最大允许扭矩向下活动钻具，选择以不超过钻具上扣扭矩的80%循序渐进，以6 kN·m、7 kN·m 、…、38 kN·m逐渐增大施加扭矩值，多次尝试，无法解卡。

（2） 尝试建立循环。小排量开泵憋压，从1～1.5…13.8 MPa范围内（泵压超过13.8 MPa地层出现漏失）逐渐憋压，配合反复上提下放活动钻具，上提最大拉力不超过最大允许值的80%，每次活动3～5次，停止活动钻具，静止观察泵压有无下降趋势和井口是否有回流。经过5 h的反复操作，观察泵压开始缓慢下降，井口见微弱回流，钻具无活动迹象。

保持钻具静止，防止循环通道堵塞，继续观察等待泵压下降约0.75～1 MPa左右，开泵以1～2 冲/ min的泵速补充压力，停泵，观察，待泵压逐渐降低0.75～1 MPa后，再次以1～2 冲/min低泵速循环，若泵压急速上升，则停泵依靠泵压逐渐打通循环通道，最终以7冲/min/0.75 MPa建立循环，逐渐提高排量至10冲/min/ 1 MPa、15冲/min/1.24 MPa、20冲/ min/1.65 MPa…50冲/min/5.5 MPa；通过对比该井段的低泵速实验泵压，发现泵压仍然偏高，说明环空仍然有堵塞物。继续提高排量，泵速超过50冲/min即出现憋泵现象，泵压急速上升，井口回流减小，迅速降低排量，反复尝试，无法将排量提高至正常循环排量。采取低泵速（30冲/min）循环，反向活动钻具，施加最大允许扭矩下击，反复尝试无法解卡；降低泵速至10冲/min，继续施加扭矩下击，无效果。

（3） 渐进式过提解卡。保持低泵速（30冲/min），逐渐过提悬重5 t、10 t、…、50 t，每过提一次，静止钻具观察，悬重是否有下降趋势；逐渐过提悬重至50 t，静止，低泵速循环，悬重有逐渐下降趋势，过提悬重下降至40 t不再下降；继续过提悬重至50 t，悬重再次下降，反复操作，钻具上行约5 m后，开顶驱，钻具转动，解卡成功。

6　卡钻预防措施Prevention of sticking incidents

6.1改进泥煤岩互层段钻井工艺

Improving drilling techniques for alternating mudstone and coal seams

（1） 制定合理的钻井参数，避免高转速、大排量操作，减少对井壁的扰动和冲刷造成的井壁失稳。

（2） 控制起下钻速度，防止抽汲和压力激动，保持压力平衡。

（3） 钻进时采取低钻压、低转速，并控制机械钻速，坚持“进一退二”（钻进1 m，起出2 m，充分划眼）原则，反复破碎煤屑，将坍塌物化整为零及时带出地面，严格划眼制度，每打完一个单根重复划眼2～3次，并控制划眼速度。

（4） 起下钻过程中，要平稳操作，严谨猛提猛放，阻卡井段划眼采用低转速、小排量等参数通过。

（5） 优选槽口，优化轨迹设计，降低施工难度。

（6） 轨迹设计尽量避开断层破碎带等井壁易失稳地层，若无法避开断层应选择合适轨迹穿过。

（7） 实钻调整过程中，加强井身轨迹的控制，提高井眼轨迹与设计轨迹的符合率，避免在易垮塌井段轨迹大幅度调整，防止局部狗腿度过大。

6.2调整钻井液性能

Adjustment of drilling fluid properties

（1） 重点解决泥岩夹煤线和煤层防塌难题，强化钻井液性能控制：优化钻井液配方，增大磺化沥青和有机硅醇等添加剂的用量；提高钻井液的封堵性能；降低钻井液失水量，最低限度减少滤液侵入，使因化学或物理作用而造成的地层损害降到最小。

（2） 在钻进煤层或者破碎带地层前，提高钻井液密度，进一步提高地层的坍塌压力。

（3） 提高钻井液的抑制性和滤失性，降低泥岩或未完全碳化的煤岩中易水化黏土矿物水化膨胀而带来的井壁失稳风险。

7　结论与建议Conclusions and proposals

（1） 预防卡钻技术比解卡技术更重要，可大大降低作业风险及难度；卡钻处理过程中通过准确判断卡钻性质及类型、理清处理思路、制定解卡处理流程等措施对于解卡工作事半功倍。

（2） 发生坍塌卡钻，尽早建立循环可以提高解卡成功率，A井基于良好的井下情况判断，采用尝试建立循环法配合解卡操作，卡钻全部解除。

（3） 坍塌卡钻解卡后，可开小排量正常起钻，避免旋转钻具和大排量循环，防止在易垮塌层段产生机械扰动和水力冲刷导致井眼中不稳定层段再次发生垮塌而造成卡钻。

（4） 由于井眼轨迹复杂，解卡作用力难以有效传递，导致震击器无法实现下击，给卡钻处理带来了难度；倒划眼过程中发生卡钻，通过小排量循环和过提方式解卡，虽然与卡钻处理的“反向活动”原则相违背，但基于准确判断卡钻性质，并结合井下清洁状况良好等有利条件，谨慎考虑风险及安全余量，能够最大化地提高解卡作用力，使得卡钻得到解除。

（5） 在尝试建立循环过程中，一定要保持足够的耐心，细心观察所有可能建立循环的细节，初步建立循环后，应谨慎操作，循序渐进，防止循环通道被再次堵塞。用更有效快捷的方法提高解卡操作效率。

［1］ 谢梅波，赵金洲，王永清.海上油气田开发工程技术和管理［M］.北京：石油工业出版社，2005. XIE Meibo， ZHAO Jinzhou， WANG Yongqing. Offshore oil and gas field development engineering technology and management ［M］.Beijing: Petroleum Industry Press，2005.

［2］ MIMS Mike， KREPP Tony. Drilling design and implementation for extended reach and complex wells ［M］. K&M Technology Group， Third printed in the USA， 2003.

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（修改稿收到日期 2016-05-16）

〔编辑 景 暖〕

Treatment practice of sloughing and sticking in offshore deep wells with complex trajectories

SONG Jiming1， LU Yuliang1， ZHAO Weiqing1， WANG Shunwen2， LAN Kai2， YANG Yinghuan2
1. Engineering Technology Shenzhen Branch， CNOOC Energy Technology & Services Limited， Shenzhen， Guangdong 518067， China；2. Shenzhen Branch of CNOOC， Shenzhen， Guangdong 518067，China

A majority of adjustment wells drilled in eastern parts of South China Sea are characterized by big depth and complex borehole trajectory. In case of sticking incidents， forces for stuck releasing may not be transferred effectively， consequently， stuck releasing operations in these wells may involve huge difficulties. By analyzing root causes of sticking incidents in Well A in the offshore Lufeng 13-1 Oilfield in the paleogene enping formation， techniques such as stuck releasing through circulation and gradual lifting with minor discharging volumes have been developed to release stuck drilling tools effectively. These newly developed technologies may serve as fast and highly effective ways to remove problems related to sloughing and sticking in the area. In addition， these techniques may provide necessary guidance for dealing with sloughing and sticking problems in wells with similar conditions.

sticking treatment； coal seam； sloughing and sticking； formation stability； highly-deviated well； stuck releasing

TE28

B

1000 - 7393（ 2016 ） 04- 0461- 06

10.13639/j.odpt.2016.04.011

SONG Jiming， LU Yuliang， ZHAO Weiqing， WANG Shunwen， LAN Kai， YANG Yinghuan. Treatment practice of sloughing and sticking in offshore deep wells with complex trajectories［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（4）: 461-466.

宋吉明（1984-），2007年毕业于西安石油大学石油工程专业，现主要从事海上钻完井现场作业和技术研究工作。通讯地址：（518067）深圳市南山区蛇口工业二路1号海洋石油大厦B座。E-mail：songjm2@cnooc.com.cn