海上复杂轨迹井压差卡钻解卡工艺

程 忠，宋吉明，项春生

（中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司广东深圳 518067）

南海东部多数海上油田已进入开发后期，含水率高，采出程度高，油田产量递减快[1]。为减缓油田产量递减速度，挖掘主力油藏剩余油富集区和周边构造潜力，实施加密调整井，进一步完善主区生产井网成为维持油田稳产的主要手段[2]。陆丰13-1油田位于中国南海珠江口盆地陆丰凹陷南部惠陆低凸起，是发育在北部坳陷带内基底隆起上的背斜构造，该油田新近系油藏于1993年投产，已开发25年，油田已进入生产后期，利用高含水低产老井侧钻调整井来开发新近系剩余油富集区成为挖潜剩余油的有效途径。由于陆丰13-1油田新近系海陆过渡相砂岩油藏沉积环境的复杂性，储层非均质性强，砂体及剩余油分布复杂[3]，钻井施工井眼轨迹复杂，摩阻扭矩大；加之平台钻机设备进入设计寿命中后期阶段，设备不断降级，顶驱高转速连续扭矩输出小，泥浆泵输出流量低，井眼清洁难度大，作业过程中稍有不慎将导致严重的井下事故。

A井是陆丰13-1油田一口水平井，目的层为新近系珠江组2500层油藏，设计完钻井深4018.76 m，设计完钻垂深2536.5 m。该井在下ϕ177.8 mm套管过程中发生压差卡钻，在处理卡钻过程中，采用机械解卡、浸泡解卡液、降低压差海水冲刷的措施，最终逐步达到解卡的目的。本文通过对A井发生卡钻的原因进行深层次分析，总结解卡思路和经验，探讨卡钻的预防措施，对同类复杂轨迹井的安全施工和处理卡钻事故具有很好的借鉴意义。

1 基本情况

1.1 地质情况

陆丰13-1油田新近系地层厚约2560 m，地质层系自下而上为中新统珠江组、韩江组、粤海组和上新统万山组地层。韩江组地层底部为砂泥岩互层，向上为厚层泥岩夹泥质、钙质粉砂岩。珠江组地层以砂岩、粉砂岩和泥岩交互剖面为主，夹少量灰岩和白云岩。珠江组开发的含油层段主要为2370层和2500层两个含油层组，均属于滨岸相沉积的中孔、高渗油藏，其间为一套致密灰岩分隔。

1.2 井身结构设计

A井是将高含水低产井进行弃置后，在老ϕ244.5 mm套管内开窗侧钻的新井，设计侧钻ϕ215.9 mm井眼着陆，钻ϕ152.4 mm井眼水平段，设计井身结构见图1。

1.3 轨迹设计

A井设计在1250 m进行ϕ244.5 mm套管开窗侧钻，降斜增方位，以39.42°井斜稳斜至2397 m，进行增斜降方位，以3.2°/30 m造斜率连续造斜至着陆，井眼轨迹为典型的三维井，设计轨迹数据见表1。

表1 A井设计轨迹数据

2 套管卡钻经过

2.1 下套管前通井情况

A井侧钻ϕ215.9 mm井眼至斜深3330 m（垂深2536.12 m）着陆中完后，使用井内钻进钻具进行了通井作业，通井过程井眼顺畅、无阻卡。下钻到底循环清洁井眼至振动筛返出干净后，循环调整钻井液性能，循环池加入润滑剂石墨2t、塑料小球2t并替入裸眼井段，提高钻井液润滑性。下套管前钻井液性能：密度1.24g/cm3，漏斗黏度51s，塑性黏度21 mPa·s，屈服值13Pa，滤失量3.0 mL，泥饼厚0.5 mm，初切力4Pa，终切力5.5Pa，含砂量0.3%，固相含量8%，膨润土含量11kg/m3。

图1 A井设计井身结构图

2.2 套管下入情况

套管串组合为：浮鞋+ϕ177.8 mm套管2根+浮箍+ϕ177.8 mm套管1根+止塞箍+ϕ177.8 mm套管179根+ϕ177.8 mm变扣短套管1根+套管悬挂器。入井套管扶正器：水平段及斜井段每2根套管加刚性扶正器1只，共计加装刚性扶正器37只，套管串长2222 m。

2.3 套管卡钻经过

2019年5月22日10:42，顺利下完ϕ177.8 mm套管至2219 m（井斜角：39.22°，垂深：1945 m），灌满泥浆，测上提悬重为141t，下放悬重为88t，顶驱悬重为34t；10:42开始连接ϕ177.8 mm变扣短套管，10:47连接完成，下放遇阻10t，上提管柱悬重至181t，管串未提活；反复进行上提下放，最大上提悬重至227t，下放悬重至顶驱重量，未见效果；连接套管循环头进行循环，泵压及返出正常，振动筛返出少量细碎岩屑，循环期间保持上提下放，未见效果，管柱卡死。

3 卡钻原因分析

根据卡钻发生时的现象，判断卡钻类型为压差卡钻[4-5]。钻具静止时，钻具自身的重力和因井眼轨迹原因产生的侧向力使钻具紧贴井壁泥饼。由于钻具的侧向力超过了泥饼的承压能力，泥饼中的液相被挤入地层，造成泥饼内孔隙压力降低，最终使泥饼内颗粒间应力消失而形成一个封闭接触面，使井筒内液柱压力无法传入接触面，作用在钻具上的液柱压力失衡[6]。钻井液液柱压力与地层孔隙压力之间的正压差产生的挤压力不断挤压钻具，使钻具进一步嵌入泥饼，增加接触面积。在这个挤压力和钻具与泥饼间的摩擦力共同作用下产生的增加阻止钻具运动的黏附力，超过了钻机的提升、旋转能力，就造成了压差卡钻[7]。钻具在井内的黏附力估测公式[8]为：

式中：F为黏附力，kN；S为钻具与泥饼的接触面积，cm2；Δp为钻井液液柱压力与地层孔隙压力的压力差，MPa；Kf为泥饼摩擦系数，无量纲。

由公式可知，钻具在井内的黏附力影响因素与钻具与泥饼的接触面积、井筒内压差大小、泥饼摩擦系数有关。结合卡钻前工况，通过对黏附力影响因素进行分析，从而得出导致A井压差卡钻的原因有以下几个方面。

3.1 砂岩井段渗透性强，泥饼厚

A井套管卡钻点位置以上为珠江组、韩江组地层。该地层砂岩井段渗透性强，在井内正压差作用下，钻井液失水量大，钻井液中液相向地层中渗透，钻井液中固相颗粒部分在井壁周围形成虚厚的泥饼。由于套管柱与井眼环形空间间隙小，套管柱与井壁泥饼接触面积大，虚厚的泥饼导致套管柱紧贴并嵌入其中，增加套管与井壁泥饼的接触面积，同时虚厚的泥饼也增加了泥饼与套管的摩擦系数，导致黏附力增加。

3.2 井眼轨迹复杂，摩阻大

A井是一口三维井，井斜角大、狗腿大，套管柱在自身重力作用下紧贴井眼低边，由于套管柱的弯曲侧向力，使套管柱不断挤压甚至嵌入井壁泥饼，增加接触面积。大井斜角稳斜段长，井筒岩屑在其自重和钻井液悬浮携带能力共同作用下呈抛物线形运动，容易沉到井眼低边形成岩屑床，形成厚泥饼增加摩阻。发生压差卡钻前，下放悬重仅88t，发生压差卡钻后，没有足够的下放载荷提供冲击力使套管柱下行解卡。

3.3 钻井液密度高，井筒内压差大

根据经验，当井筒内正压差大于3.5 mPa时，随着井斜角增大，发生压差卡钻的危险就会急剧增加。A井下套管时钻井液密度为1.24g/cm3，卡钻点处钻井液液柱压力为23.66 mPa，地层孔隙压力为18.70 mPa，井筒内卡钻点处正压差达4.96 mPa，压差卡钻风险加大。

由于该井井斜角大，井眼清洁困难，岩屑不能及时地被钻井液携带出井筒，地层岩屑在被水基钻井液携带上返过程中不断地水化分散，使钻井液中固相含量达8%，在渗透性地层形成虚厚泥饼，加大压差卡钻风险。

3.4 套管柱静止时间长

压差卡钻与井壁接触时间的长短有关[9]，A井压差卡钻发生在接变扣短套管过程中，套管静置时间约5 min，套管在裸眼井段中静止时间越长，压差作用面积随时间延长而增大，套管柱与井壁泥饼间黏附力也增大[10]，加剧压差卡钻风险。

4 解卡思路及处理过程

4.1 解卡思路及方法

发生卡钻后，不应盲目操作，应对卡钻原因和卡钻类型进行快速分析和判断，针对不同类型的卡钻事故制定不同的解卡思路和解卡措施。对于压差卡钻，处理时机非常重要，若不能第一时间解卡，随着钻具在裸眼中静止时间的延长，黏附力增加，解卡会更加困难。处理压差卡钻应依照以下思路和原则来尝试解卡。

一是要遵循“反向活动”原则，即下放钻具时遇卡，应上提或上击解卡，钻具上提时遇卡，应下压或下击解卡，必要时对钻具施加扭矩的同时进行下击解卡。套管发生压差卡钻后，应立即进行机械解卡，进行反向活动，尝试提活管柱，若不能提活，则进行下压解卡。处理压差卡钻，下压解卡比上提解卡更有效，一开始就应采用最大的力进行解卡，在钻机提升能力和套管柱安全负荷范围内最大限度地施加过提力，然后快速释放管柱全部重量，尝试通过管柱的载荷提供冲击力下压解卡。二是要遵循“畅通”原则[11]即钻具转动、上下活动、循环三项功能，能畅通并应尽快最大限度地保持畅通。发生压差卡钻后，应尽快建立循环，通过循环参数判断循环通道是否畅通，并保持通道通畅，为后续解卡措施提供流通通道。对于压差卡钻，若机械解卡无效，应尝试在卡点处浸泡解卡液解卡。通过解卡液中的柴油改变井壁泥饼的润湿性，降低泥饼毛细管阻力，促使解卡剂快速地渗透进入泥饼中，破坏泥饼结构，使井内钻井液液柱压力传递到钻具四周，恢复钻具的压力平衡，消除正压差产生的黏附力，达到解卡的目的[12]。三是要遵循“平衡压力”原则，即在处理卡钻过程中，任何泵入井内流体产生的液柱压力均应大于地层孔隙压力，以防导致井壁失稳或产生井控问题。处理压差卡钻，就是要克服钻具和井壁泥饼间的黏附力，而井内压差挤压钻具产生的黏附力是导致压差卡钻最大的力。降低井内压差，是处理压差卡钻最快速和最有效的方法[13]，一般采用“U”形管法、循环海水段塞法[14]等，但是这些方法降低了井筒内钻井液液柱压力，易引起井壁失稳垮塌或井控事故[15]，应在结合地层岩性情况和地层压力情况进行综合评估和计算后谨慎使用。

4.2 解卡过程

4.2.1 机械解卡

A井套管柱下放遇卡后，现场采取反向活动尝试提活套管柱，上提悬重至181t（过提40t），未提活，反复活动套管柱，最大上提悬重至227t （下套管期间使用规格为250t套管吊卡，上提悬重已达到其最大许可载荷的91%），下放悬重至34t（下放悬重已释放完全部套管柱重量），未解卡。连接循环头进行循环，泵压正常，返出正常，振动筛仅返出少量细碎岩屑，表明井眼环空无堵塞、井壁无垮塌。保持循环并上下活动套管柱，上提悬重至227t，快速下放套管柱悬重至34t，尝试通过套管柱的大载荷下放冲击力来克服压差卡钻黏附力解卡，未成功。

4.2.2 浸泡解卡液

配制解卡液18 m3，每方解卡液配方为：537L柴油+86.3Kg PIPE-LAX（解卡剂）+277L水。泵入解卡液15m3，使用钻井液顶替9.2 m3解卡液至环空，浸泡覆盖井段2219～1660 m，套管内留解卡液5.8 m3，每隔1h顶替0.5 m3解卡液进环空，提高浸泡效果和验证流道畅通，浸泡17.5h。浸泡解卡液过程中在悬重34～227t范围内上下活动套管柱，未能解卡。将套管柱放至中和点位置，使用套管钳给套管柱施加最大许可扭矩15kN·m并同时下放套管柱悬重至34t尝试，未能解卡。

4.2.3 循环海水

降低钻井液密度至1.2g/cm3，使用钻井液循环替出环空解卡液，监测振动筛返出，未见井壁掉块等异物，循环期间在悬重34～227t范围内活动套管柱，未能解卡。经计算和评估，井筒内全部替成海水情况下，钻井液液柱压力能够平衡地层孔隙压力，海水短时间大排量冲刷卡点以上地层不会造成井壁失稳垮塌。利用海水的低密度来降低井筒内压差，从根本上降低套管柱与井壁泥饼间的黏附力从而达到解卡的目的。循环时环空返速高，加之海水的流变性能好，能在环空形成紊流，冲刷井壁虚泥饼，减少接触面积、降低泥饼摩擦系数，达到降低黏附力的目的。A井使用海水大排量循环替出井筒内钻井液，期间在悬重34～227t范围内活动套管柱，上提管柱悬重至227t，保持过提状态循环20 min，再下放管柱悬重至34t，保持下压状态循环3 min后，悬重突然增长至84t，套管柱下行，上提管柱悬重至130t,套管柱提活，上下活动套管柱，悬重正常，解卡成功。

5 结论和建议

（1）防卡比解卡更重要，良好的钻井液性能和井眼清洁是预防卡钻的关键，平滑的井眼轨迹和优质的井壁泥饼能大幅降低压差卡钻风险，减少钻具在裸眼井段的静止时间能最大限度地预防压差卡钻。卡钻发生后，不应盲目操作导致事故恶化，应快速分析和判断卡钻原因并及时果断采取针对性的行动进行解卡，提高解卡成功率。

（2）处理压差卡钻，下压比上提钻具更有效，解卡时机非常重要，应及时发现卡钻征兆，一开始就使用最大的力量下压钻具或施加最大扭矩转动钻具进行解卡，必要时施加扭矩的同时下压钻具进行解卡。

（3）通过降低钻井液密度来降低井筒内压差的方法是解决压差卡钻的有效方法，但是这种方法风险极大，容易造成井壁失稳和井控问题，应谨慎使用。使用海水冲刷解卡时，一定要控制循环时间，长时间使用海水循环极易导致井壁失稳垮塌，应该结合地层岩性和地层压力情况进行综合评估后慎重使用。