碳酸盐岩地层漏失水平井卡钻泡酸解卡技术

邓昌松， 李兴亭， 冯少波， 宋周成， 刘 正

(中石油塔里木油田公司)

随着对油气能源需求的不断增加及可开采油气的不断减少，碳酸盐岩储层将是今后油气勘探开发的主要战场。碳酸盐岩储层地质条件相对复杂，钻探过程中极易发生漏失、卡钻等钻井事故[1]。由于水平井具有贯穿油气层段长、单井产量高的特点，受到各油田公司的广泛重视。碳酸盐岩水平井钻遇裂缝、孔洞、洞穴的几率大，发生溢流、井漏、卡钻等钻井复杂的概率相应增加[2]。对于水平井卡钻的处理，主要依据地层特性和卡钻类型，采取泡油、泡解卡剂、震击、倒扣、套铣、降压解卡等处理方法[3]。对于水平井裸眼长，卡钻时井斜接近90°，给事故处理方法的选择带来很大的局限，常用的套铣、倒扣、对扣等处理手段存在极大风险。一些井通过泡油、泡解卡剂未解卡，而采用泡酸方式就能成功解卡。通过实践证明，对于碳酸钙、碳酸氢钙地层，采用泡酸方式是一种非常有效的解卡方法[4]。塔里木油田开发奥陶系碳酸盐岩储层采用超深水平井技术，钻井期间经常遭遇频繁溢流、井漏、溢漏同存、高套压、高含硫、放空、卡钻等事故复杂。漏失井发生卡钻的几率远大于正常井，从采用泡酸解卡技术处理的86口碳酸盐岩储层卡钻事故统计，处理成功率达到100%。面对高风险井的卡钻处理，塔里木油田公司汇集了全国众多钻探公司人员的智慧，在酸液类型、注酸方式、操作要领等方面取得了丰硕成果，处理卡钻事故的能力不断增强，为类似复杂的处理提供了技术参考和经验借鉴。

一、地层漏失分析

井漏的发生受诸多因素的影响，地质和操作是主要因素。地质因素是引发井漏的内因，人员操作不当则是外因。地质因素与储层特性密切相关，碳酸盐岩储层类型分为裂缝型、孔洞型、裂缝—孔洞型、洞穴型，它们是构造运动和后期成岩作用的结果。构造运动愈剧烈，产生的断裂、裂缝愈发育，后期岩溶作用的溶蚀通道就愈多，缝洞就愈发育[5]。碳酸盐岩地层在构造运动作用下会发育多级断裂，在断裂附近往往会形成非常密集的裂缝，它们的走向与断裂走向大致垂直。在断裂、裂缝发育带还常发育大量溶蚀孔洞，它们是岩石在下渗地层水与地层流体二氧化硫、二氧化碳等共同作用下岩溶的结果。裂缝为岩溶作用提供了通道，岩溶作用反过来又对裂缝进行改造，形成了复杂的缝洞体系，控制着优质储层的发育和油气富集。洞穴是孔洞在岩溶作用达到一定程度的结果，地震剖面上孤立的“串珠”状强反射多代表洞穴型储集体。裂缝及其相连通的孔洞、洞穴，是地层油气与井筒良好的沟通通道，给油气开采创造有利条件，但也给钻井液漏失提供流动通道和容纳空间，使钻完井过程中容易发生漏失[6]。

二、水平井卡钻分析

碳酸盐岩储层类型决定了在该储层钻进需要时刻警惕井漏。塔里木油田碳酸盐岩水平井卡钻事故有超过80%是发生在水平段钻进出现井漏和钻具托压以后，造成卡钻的原因主要有以下几点：

(1)发生井漏尤其是井漏失返后，环空液面迅速下降，液柱压力也随之降低。当液柱压力低于地层坍塌压力后井壁失稳，发生垮塌而掩埋钻具，使钻具被卡。为了减少钻井液漏失量而采取必要的堵漏措施，堵漏作业时井筒置换严重，当堵漏材料未有效进入漏层就出现如套压上涨等复杂情况，不能及时将钻具起到安全井段，就采取节流循环或环空反推钻井液的处理方法，造成堵漏材料堆积形成卡钻。注完堵漏浆后未将钻具提离漏层就进行替浆作业也易引发卡钻。堵漏作业后漏层封堵不严实，当环空压力变化，引起地层回吐，堵漏材料离开封堵层，而发生卡钻。经过多次堵漏，堵漏材料在漏层堆积，造成漏层井身质量和钻井液性能变差，易引发粘附卡钻。

(2)裂缝持续发生漏失，环空压力对钻具有指向裂缝的压持作用，摩擦阻力增大，当井口传来的钻具转动扭矩不足以克服摩擦力扭矩时发生压差卡钻。

(3)井漏影响了钻井液的上返流量、上返速度和性能，严重影响钻井液的携砂能力，致使岩屑沉积，在水平段和斜井段形成岩屑床[7]。岩屑床的形成大大增加了钻具摩擦阻力，促使或加剧卡钻的发生。

(4)起下钻速度过快，尤其是大尺寸钻具经过漏失层时，对水平井底沉积岩屑的推移，加剧堆积，遇阻后未开泵、未转动转盘，而是采取硬提硬压的错误操作造成卡钻。

(5)通井钻具结构较钻进钻具组合发生较大改变，加之井眼不平滑、狗腿度大、通井工具外部尺寸与井眼间隙过小且刚性过大等因素，以及地面人员操作不当而造成钻具硬卡。

三、酸液类型选择

针对碳酸盐岩储层的裂缝、孔洞性漏失井卡钻，采用泡酸解卡是非常有效的解卡手段，对于水平井尤显其实用性和经济性。但该方法面临如何更好地控制酸液漏失速度问题，这是影响泡酸解卡成败的关键技术之一。酸液漏失速度与裂缝、孔洞的几何尺寸与形态、酸液黏度等因素有关。裂缝、孔洞的几何尺寸与形态由地质环境决定，难以通过人为改变，要控制酸液漏失速度最行之有效的方法是依靠酸液黏度。这就要求酸液黏度能使漏失速度明显减小，又不至于因黏度升高，钻井液流动阻力增大、循环压耗增加，作用在地层的压力增加使裂缝扩张并加速漏失。

利用酸液黏度控制漏失速度问题，随着泡酸解卡技术的大量应用，已经取得了丰富的研究成果。李霜等[8]运用防漏型乳化酸来解决超深水平井卡钻问题取得非常好的效果。防漏型乳化酸在乳化剂及助乳剂作用下形成以油为连续相、酸为分散相的油包酸型乳状液，未破乳时能阻隔H+与碳酸盐岩反应，减少沿途损耗，可对储层进行深部浸泡以增强泡酸效果。与此同时其基液黏度高、漏失阻力大、漏失量少，还可以悬浮固相堵漏材料。此外据戴建全等研究[9]，在利用酸液黏度控制漏失速度难题上，温控变黏酸好于胶凝酸，胶凝酸好于常规酸。温控变黏酸在高温深井解卡作业时，降漏失效果非常明显。它起到了暂堵降滤失作用，使堵塞物得到充分的溶解而解卡。胶凝酸容易配制且价格合理，对于一般性漏失井的运用效果理想。常规酸主要为盐酸和土酸。常规酸一般取自碳酸盐岩储层改造用酸，来源广、便于迅速组织作业、操作技术成熟、成本低。塔里木油田水平井碳酸盐岩地层发生卡钻100%采用泡酸解卡技术，而使用常规酸解卡作业的井达90%以上。使用常规酸作业时，必须考虑酸液的浓度。酸液的浓度对泡酸解卡的影响表现在反应时间和反应速度。酸液反应时间长有形成大肚子、井壁失稳、增大摩擦阻力、污染钻井液等风险。反应时间短，酸液作用距离短，酸液有效成分到达卡钻部位参与反应的量就少，影响泡酸解卡的效果。浓度为15%的盐酸被公认为溶解地层、提供导流能力最强[10]。浓度在24%～28%之前，盐酸的反应速度随着浓度的增加而增加，超过这一浓度范围后反应速度不增反降。在外部影响因素一定时，浓度28%的盐酸反应速度不到浓度15%盐酸反应速度的一半，反应时间大于15%盐酸反应时间的4倍。因此常规酸浓度范围主要集中在12%～20%，通常选用浓度15%的酸液。至于常规酸控制漏失速度问题除了在酸液中添加增黏剂外，还可以采用优选注酸方式解决。

四、注酸方式优选

根据漏失速度、卡点位置、地层特性、钻井复杂等因素，正确选择正循环、反推或综合注酸方式。比较常用的方式为正循环法，它主要用于解决钻井液能建立循环、井况不太复杂、残液返排处理得当、漏失层在卡点以上或接近卡点的情形。该方法操作简便，残酸循环出井筒对井眼、钻井液影响小，钻井液损失量少，解卡成本低，是注酸方式的首选。

反推法是利用碳酸盐岩储集层裂缝发育，容易将环空流体推入地层并不会形成地层圈闭压力和引发地层回吐的特性，在环空内反推酸液以避开漏层的注酸方式。它主要用于循环漏失速度过大且酸液无法有效到达卡点、注酸作业有井控风险、漏失层在卡点以下、井下复杂(如高含硫、高套压、溢漏同存)等情形。其操作方式与井控压井的压回法作业类似，不仅能保证设备、井控安全，还无环保问题。反推时酸液直接与钻具外壁接触，必须做好钻具、套管的防腐蚀工作。此外，还需要考虑酸液对套管鞋处水泥环的影响。油气井专用水泥主要成分为氧化钙和二氧化硅，其氧化钙含量超过66%，二氧化硅含量超过22%[11]。氧化钙能与盐酸和氢氟酸反应、二氧化硅能与氢氟酸反应，泡酸时要防止酸液与水泥环过多反应危害套管安全和影响固井质量。因此酸液中需要添加一定量的缓蚀剂和铁离子稳定剂，操作上要迅速将酸液推至套管鞋以下的裸眼内。

综合法是先正循环解决漏层以下钻头至漏层或部分漏层的卡钻问题，接着环空反推，解决漏层以上及部分漏层的卡钻问题。该方法一般是单独使用正循环和反推无效的情况下存在多处漏失且漏失量较大时使用。酸液用量大，顶替损耗钻井液多，成本偏高，操作较繁琐。

不同的注酸方式对于酸液用量的附加体积也不相同。正循环注酸时，酸液用量至少按裸眼井径扩大率20%计算[12]。除了卡点以下钻具被浸泡外，还要求在钻具水眼内预留2～3 m3的酸液，浸泡一段时间不解卡后，每隔30 min顶替0.5 m3酸液出水眼继续参与反应。反推注酸时要考虑酸液经过的裸眼段长短、井径规则程度、沿途可能与钻具或套管反应等不利因素，酸液用量按泡酸段环空体积的1.5～2倍附加[13]。钻具浸泡时要不间断上下活动和扭转钻具，这样有利于酸液接触卡钻充填物、释放被卡钻具。解卡后将残酸要么循环出井筒并进行环保处理要么迅速推入地层，防止过多地破坏优质滤饼和形成“大肚子”。顶替钻井液要求性能优良，润滑剂含量达15%以上，API失水量小于3 mL。

注酸和替酸排量决定了酸液的运行速度，提高排量，酸液运行速度也随之加快。酸液运行速度决定了酸液的流态，尽量使酸液在非卡钻地层保持层流，卡钻地层达到紊流。层流时流体的运动状态近似直线，这样可以减少酸液的运行消耗，让酸液有效成分更多地到达卡钻地层。紊流时酸液对岩屑床、井壁及卡钻充填物冲刷作用强，大大增加了与酸液的接触机会，且不易形成窜槽，反应效果好，解卡迅速。

五、案例分析

ZGxHy井目的层为奥陶系鹰山组层间“串珠”与“片状”反射的碳酸盐岩岩溶储层。设计井深7 267 m，控压钻进至水平井深6 600 m时，发现液面下降0.4 m3，套压3.6↓2.6 MPa，立即停止钻进，测量漏失速度达18 m3/h。从地震剖面图分析，已进入第一个“串珠”的中心附近，即已钻遇地层大型裂缝、孔洞、洞穴而发生漏失。静止观察发现，环空水眼液面距井口400 m，计算井底液柱压力62.40 MPa，折合井底当量钻井液密度1.01 g/cm3，低于设计密度底限值1.08 g/cm3，综合考虑只得提前完钻。发生井漏后不到3 d时间漏失钻井液达1 068 m3，钻井成本大大增加。由于漏失速度大，在未能建立循环的情况下，下单扶正器通井至井深6 172 m遇阻17 t，间断开泵划眼至井深6 358 m。发现套压上涨至5 MPa，达到旋转防喷器的规定工作压力。接着环空反推密度1.45 g/cm3钻井液25 m3，停泵后套压降为0 MPa。继续下钻通井至井深6 372 m(井斜88.3°，狗腿度6.65°/30 m)遇阻33 t，上提钻具悬重由162.5↑210 t未提出钻具。接着上提下放来回活动钻具，大钩悬重控制在175～237 t范围，不间断活动2 h未能解卡，钻具卡死。

分析发生卡钻的主要原因有以下几点：

(1)井漏导致岩屑床增厚，摩擦阻力增大和井眼空间被压缩。井漏还造成滤饼的润滑性变差，起下钻摩擦阻力迅速增加，不利于钻具活动和扭矩传导。下钻致使岩屑推移、严重堆积和压实，扶正器与井眼间隙小且被充填。

(2)钻井与通井时钻具结构发生较大改变，通井时扶正器替代钻进时的螺杆，二者组合刚性发生较大改变，通井过程中在狗腿度大的井段形成硬卡。

(3)井眼轨迹不平滑，操作人员麻痹大意，造成钻具被卡死。

由于井漏严重且溢漏同存，在进行泡酸作业前需要进行试验论证正注酸方法的可行性。第一次正注酸试验时，关井、水眼挤钻井液12 m3，套压0↑1.4 MPa，停泵2 min套压降为0 MPa，静止观察环空液面迅速降至200 m。第二次正注酸试验时，关井挤钻井液23 m3，套压0↑3.2 MPa，停泵8 min后套压消失，环空液面回落至230 m。通过2次试验说明正循环有套压，但一旦停泵，套压迅速消失，在没有循环压耗的情况下套压值也均不高。如果采用正循环注酸，酸液进入环空后，与下部地层剧烈反应，势必加剧漏失，酸液极可能运移不到上部卡钻井段已漏入地层，不能起到泡酸解卡目的。鉴于该井卡钻地层岩性为碳酸盐岩，卡点在漏层以上，反推酸液必定经过卡点位置，完全具备反推法注酸的条件。于是决定采用20%盐酸、0.3%胶凝剂(DJ-09)、4%缓蚀剂(KMS-6)组成的15 m3胶凝酸对卡点附近的碳酸盐岩进行反推注酸作业。

为防止卡点上移，不间断上下活动、扭转钻具，钻具容易发生疲劳损伤，需要倒扣更换井口钻杆。针对作业期间油气上窜引起液面上涨和引发井控安全问题，环空及钻具水眼分别注入密度1.45 g/cm3加重钻井液5 m3，使液面高度下降至距井口400 m以下。更换井口钻杆后开始进行反推注酸施工，先后环空反推10 m3膨润土浆作为前置液、15 m3胶凝酸作为解卡液、10 m3膨润土浆作为后置液，替密度1.08 g/cm3钻井液81 m3时酸液到达卡点附近。然后间断泵入12 m3钻井液后，上提钻具悬重188↑235↓183 t，继续上提钻具后悬重不变，钻具解卡。解卡后持续上下活动和转动钻具，反推密度1.45 g/cm3高密度钻井液18 m3及密度1.08 g/cm3钻井液15 m3，观察2 h，环空液面高度基本维持在300 m左右，说明残酸已推入地层且反应产生的气体暂时未迅速上移，井控相对安全。然后按起出钻具本体2倍体积吊灌起钻，同时密切监测环空液面变化，当液面高度小于200 m时改用环空吊灌密度1.45 g/cm3高密度钻井液的方式控制好环空液面。裸眼段控制好起钻速度，进入套管内后正常起钻，并对起出钻具全部探伤检测。

六、结论

漏失碳酸盐岩水平井卡钻，采用泡酸解卡关键技术之一是控制好酸液的漏失量，主要通过注酸类型、注酸方式等手段解决。根据地层岩性、漏失情况合理选择酸液类型，漏失量不太大时首选盐酸或土酸，漏失量大时选择黏度较高的酸，以此控制漏失量达到更好的泡酸效果。常规酸酸液浓度范围主要集中在12%～20%，最常使用的浓度为15%。对于漏失量大的井，注酸方式选择也影响泡酸作业的成败。井漏失返、高含硫、高套压等复杂井，选用反推法注酸方式更安全可靠。注酸时泵排量要求在未到达卡点前为层流，能减少沿途损耗，使有效成分更多地参与解卡反应；接近或到达卡点后为紊流，冲刷作用强，利于解卡。