陵侧4-20井卡钻事故分析

赵彦彬，李光军，李珠珠，石卫民，杨国林，白卫清

中国石油吐哈油田分公司监督中心 （新疆 鄯善838202）

1 区块与本井概况

陵侧4-20井位于吐哈盆地丘陵油田陵四块。该区块地层第三系（Q）至齐古组（J3q）（729.5～1 937.5 m）主要以棕色砂泥岩为主，七克台组（J2q）至三间房组（J2s）地层（1937.5～2 387 m）主要以灰色泥岩为主，西山窑组（J2x）（2 387～2 500 m）地层主要以灰白色细砂岩为主。

该井为一口侧钻采油井，其钻探目的为提高陵四块西山窑组底水油藏储量动用程度，挖掘剩余油。该井三间房油藏周围800 m范围内有注水井8口，西山窑油藏周围600 m范围内无对应注水井。且该井三间房组2 194～2 387 m井段地层压力系数为0.97～1.25，西山窑组2 389～2 500 m井段地层压力系数为0.8～1.1。陵侧4-20井于2016年8月5日采用Φ118 mm铣锥开窗侧钻，开窗点为2 227.2 m（图1），完钻井深为2 500 m（垂深为2 466.59 m）。

2 卡钻事故发生及处理

2.1 事故发生经过

该井于2016年8月14日9:30钻至井深2 500 m完钻；完钻后于9:30～11:00循环（循环排量11 L/s），11:00开始短拉（短拉井段2 320～2 500 m）；12:25决定将柴油机转速由1 000 r/min提至1 200 r/min；停泵、停转盘，至12:40，柴油机完成提速后开泵，上提、下放钻具遇阻，然后多次上下活动钻具、转转盘均无效，确认卡钻。卡钻时钻头位置2 491 m。

图1 陵侧4-20井井身结构示意图

发生卡钻时，井内钻具结构如下：Φ118 mmPDC钻头+Φ95 mm单弯螺杆（1.25°）+单流阀+MWD定向接头+Φ88.9 mm无磁承压钻杆+Φ73 mm加重钻杆×17根+Φ73 mm钻杆串。卡钻时，井内的钻井液体系为聚磺钻井液体系，钻井液性能如表1所示。

2.2 事故处理

2.2.1 第1次打碱液

发生卡钻后，现场于2016年8月14日16:40用泥浆泵注入密度为1.2 g/cm3的碱液5 m3，至17:00替浆（替浆量3 m3），期间持续上下活动钻具（上提至380 kN、下放至230 kN）,转转盘18圈，未解卡，决定用水泥车再次注碱液。

表1 陵侧4-20井卡钻时的钻井液性能

2.2.2 第2次打碱液

2016年8月14 日19:15用水泥车注入碱液5 m3，至19:24替浆（替浆量3 m3），期间持续上下活动钻具、转转盘18圈，无效，未解卡。浸泡至19:54，期间仍继续上下活动钻具、转转盘，仍未解卡。19:54开泵，出口未见泥浆返出。停泵，观察井口，未见液面。至21:00采用环空灌浆及单凡尔间歇开泵的方式向井内补充泥浆，期间累计漏失泥浆7 m3。

2.2.3 堵漏

2016年8月14 日21:00～22:30配堵漏浆，15日0:00注堵漏浆11 m3，静堵至4:00；4:00开始单凡尔、双凡尔梯次开泵循环，至9:00循环无漏失现象，堵漏成功。

2.2.4 降低钻井液密度

2016年8月15 日9:00～12:00循环处理泥浆，将井内钻井液密度由1.40 g/cm3降至1.35 g/cm3。

2.2.5 注入解卡剂

2016年8月15 日14:00注入解卡剂（柴油）6.5 m3，14:20替浆（替浆量3.3 m3），至14:30转转盘18圈，解卡，事故解除。本次事故从14日12:30发生卡钻，15日14:30解卡，累计损失工时26 h。

3 事故原因分析

3.1 事故类型分析

本次卡钻事故发生在因调柴油机转速，停泵、停转盘，钻具在井内静止一段时间。卡钻后，钻具不能上提、下放，且旋转转盘亦不能活动钻具，钻井液循环畅通，泵压未增高。综合分析以上因素，判断该次卡钻为粘吸卡钻。

3.2 粘吸卡钻机理及影响因素分析

3.2.1 粘吸卡钻机理

当钻进至渗透性较好的地层时，在钻井液液柱与地层孔隙之间的压差作用下，钻井液中的液体向地层渗透，在井壁形成一层滤饼[1]。由于钻具与井壁的接触，挤走了钻具与滤饼间的封闭区，在压差的作用下，使钻具紧贴井壁上的滤饼，并在钻具与滤饼之间产生较大的挤压（图2）。由于这种挤压，钻具与滤饼之间存在摩擦力，当摩擦力达到某一值，井内钻具不能在允许提升范围内自由活动，就发生了粘吸卡钻。

图2 粘吸卡钻机理示意图

发生粘吸卡钻时，井下粘卡段钻具横向单位面积存在以下的受力情况（图3）：钻具侧向力即钻具重力在垂直于钻具方向的分力P1，kN，钻井液液柱压力P2，kN,地层孔隙压力P3，kN,当P1、P2之和大于P3时，产生一个单位面积上的压差ΔP[2]：

图3 钻具粘卡时横向受力分析

在压差ΔP的作用下，钻具紧贴井壁。当钻具上下运动或旋转时，产生和运动方向相反的摩擦阻力F：

式中：μ为泥饼的摩擦系数；f为钻柱横向受到的压力,kN；S为钻柱与泥饼的有效接触面积，m2。综合（1）、（2）、（3）式：

上提钻具时，若摩擦阻力与钻具重力之和大于钻机提升力，则表现为上提遇卡；下放钻具时，若摩擦阻力大于钻具自重，则表现为下放遇阻；转盘转动时，若摩擦阻力大于转盘扭矩，钻具不能转动，表现为钻具卡死。

3.2.2 粘吸卡钻影响因素分析

由（4）式可以看出，影响粘吸卡钻的可控因素主要包括以下几个方面：

1）钻具侧向力P1。在定向井的斜井段，钻具的侧向力一般随井斜角及全角变化率的增加而增大。且井眼轨迹质量对钻具侧向力也有较大影响，井眼轨迹为悬链线剖面的钻具侧向力较小，而“蛇形”、“锯齿形”井眼轨迹的钻具侧向力较大。同时，钻具悬重越大，在斜井段侧向力越大；而过高的钻压、过强的刚性及强增斜钻具都会产生较大的侧向力[3]。

2）钻井液液柱压力P2。在深井或斜井段,钻井液密度越高,其液柱压力越大，产生的压差越大，越易发生粘吸卡钻。且一般相较于钻具侧向力，钻井液液柱压力是产生钻具横向压力差的主要因素。

3）钻具与泥饼有效接触面积S。钻具与泥饼有效接触面积的产生取决于钻具横向压力差与泥饼的抗承压能力。且一般压力差越大，泥饼抗承压能力越差，钻具嵌入泥饼越深，其有效接触面积越大[4]；井眼越小、钻具直径越大、泥饼越厚，钻具围包角越大，其有效接触面积越大；同样，钻具静止时间越长，钻具嵌入泥饼越深，其有效接触面积越大。

一般泥饼的滤失量越大，有害固相含量越高，泥饼越厚；同时，钻井液环空返速低以及携岩能力不足或钻井液静止时间过长，井底岩屑堆积，也会造成泥饼虚厚。这些都会增加钻具与泥饼的有效接触面积。

4）泥饼的摩擦系数μ。泥饼的摩擦系数越大，泥饼与钻柱之间的摩擦力越大。一般，加入一定量的润滑剂可降低泥饼的摩擦系数，但大多数的液体润滑剂对泥饼质量有破坏作用，会使泥饼的抗承压能力降低[5]。井内钻具摩擦阻力超过钻具悬重的30%时，应加入活性剂、塑料球等固体润滑材料。

3.3 事故发生原因分析

3.3.1 地层原因

1）该井下部井段西山窑组（J2x）（2 387～2 500 m）地层主要以细砂岩为主。砂岩渗透性强，钻井液易在井壁失水形成厚泥饼，导致钻具与泥饼有效接触面积S较大，这是此次事故发生的原因之一。

2）该井所在三间房组（J2s）地层为注水层，导致上部三间房组地层压力系数（0.97～1.25）远大于下部西山窑组地层压力系数（0.8～1.1）。且在三间房组地层钻探过程中，曾在2 293 m、2 333 m发生过两次水浸，最后不得不将钻井液密度提至1.40 g/cm3，以平衡地层压力，泥浆密度越高，钻井液液柱压力P2越大，导致在下部西山窑组（J2x）低压地层钻进时压差ΔP过大，这是此次事故的主要原因。

3.3.2 泥浆原因

该井发生卡钻时钻井液的含砂和泥饼黏附系数均大于设计值。泥饼的摩擦系数μ较高，也是此次事故的原因之一。

3.3.3 井眼原因

该井为小井眼侧钻井，裸眼井径为118 mm，发生卡钻时下部钻具结构为：Φ118 mmPDC钻头+Φ95 mm单弯螺杆（1.25°）+单流阀+MWD定向接头+Φ88.9 mm无磁承压钻杆+Φ73 mm加重钻杆×17根。无磁承压钻杆外径为88.9 mm，而加重钻杆节箍外径为102～104 mm，环空间隙小，钻具易紧贴井壁，造成钻具与泥饼的接触面积S较大。

同时，环空间隙过小，钻井液排量受到限制，也给携岩带来一定影响。岩屑在井底聚集，造成泥饼虚厚，这也是该次事故的原因之一。

3.3 .4操作原因

该井在调整柴油机转速期间，停泵、停转盘后未及时活动钻具，井下钻具静止时间长达15 min，钻具静止时间过长，钻具嵌入泥饼，其有效接触面积S增大。

4 对策及建议

1）钻井过程中应减少钻具在裸眼内的静止时间，如遇检修设备或停泵、停转盘等情况，应尽量将钻具起到上层套管内，或使钻具处于活动、间歇活动状态。对于预测的低压、高渗透性砂岩井段，尤其要注意减少钻具静止时间。

2）对钻井液密度应进行合理的设计，在确保平衡地层压力的前提下，应尽可能降低钻井液的密度，以有效降低钻井液液柱与地层孔隙的压力差，尽量实现近平衡钻井。

3）实钻过程中，应做好地层压力监测，根据地层压力系数及时对钻井液的密度进行调整。

4）在“易卡井段”可采用防卡钻具组合。如下部钻具采用螺旋钻铤和加重钻杆组合，利用螺旋钻铤表面的螺旋槽减少钻铤与井壁的接触面积，并提供钻井液的循环通道，同时，减少加重钻杆与井壁的接触面积。

5）重视“易卡井段”的井眼轨迹控制，做好跟踪测斜措施，防止井斜角及方位角过大产生波浪形井眼轨迹，以使钻具侧向力过大。

6）及时做好钻井液的性能测量，调整好钻井液性能，在设计范围内，确保钻井液的低失水、低黏度及低含砂，保持良好的泥饼质量，使泥饼具有较好承压能力。

7）在保证井壁稳定的前提下，应尽量提高环空返速，提高钻井液动塑比，确保井眼清洗效果；同时使用好固控设备，降低泥浆的无用固相，减少泥饼摩擦系数。

8）对于携岩不好的井段，应及时进行短拉，以消除虚泥饼。

5 结论

1）井下发生粘吸卡钻的条件主要有：钻井液液柱压力、钻具侧向力之和与地层压力之间存在较大压差，钻柱与泥饼之间存在较大接触面积，泥饼摩擦系数大。

2）对易发生粘卡的井段，预防是关键。针对粘吸卡钻发生的条件，现场工程与泥浆方面应紧密配合，从减少压差、改善泥饼质量、提高泥饼润滑性等方面着手，降低发生粘吸卡钻的几率。

3）钻井过程中，若发现钻具摩阻增大，有粘吸卡钻的征兆，应及时分析原因并采取有效措施，避免恶化成卡钻事故。