川西气田PZ6-4D井卡钻事故处理及分析

伍鹏常

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川德阳618000）

1 PZ6-4D井基本情况

PZ6-4D井是一口部署在四川盆地川西坳陷龙门山前断褶带鸭子河构造的一口以直导眼开窗侧钻的四开制开发定向井。该井井身结构如图1所示，设计井深6660m，垂深5746.52m。该井三开使用Φ241.3mm钻头钻至井深5481.76m，钻遇高压裂缝性气层，在节流循环压井过程中，发生了井漏，经过3次加重压井堵漏及1次动态堵漏，钻井液密度由1.95cm3提至2.07g/cm3后，压稳气层且不漏，恢复正常钻进。三开继续钻进至井深5638.05m，钻遇高压裂缝性气层，由于小塘子组安全密度窗口窄，经过6次节流压井后，逐级上提密度至2.20g/cm3。随后起钻至套管内观察，无遗漏，下钻至井深5400m排后效后，起钻简化钻具组合下钻，下钻至井深5400m时，循环排后效过程中，发生了井漏，在使用桥浆关井挤堵过程中，发生了卡钻复杂事故。本文认真分析了本次卡钻事故的原因，处理过程的不足，总结经验教训，希望为该区块该层位施工或溢漏同存的处理提供可借鉴的参考。

表1 PZ6-4D井井身结构表

2 前期施工简况

2.1 井深5481.76m钻遇裂缝性气层压井堵漏情况

2020年2月21日三开钻至井深5481.76m发现液面上涨0.96，总烃由1.277%↑84.52%，钻井液密度1.95g/cm3；关井套压2.2MPa、未求得立压；节流循环除气、压井，点火成功：火焰呈橘黄色，高5~8m，节流压井过程中，提密度至2.02g/cm3时发生井漏，经3次加重压井堵漏及1次动态堵漏，密度由1.95cm3提至2.07g/cm3后，压稳气层且不漏，恢复钻进。本次漏失钻井液64.81m3。

2.2 1井深5638.05m钻遇裂缝性气层压井堵漏情况

2020年3月4日22:30以密度2.07g/cm3钻至井深5638.05m，再次钻遇油气显示层，液面上涨0.43m3，同时有涌势，防溢伞内泥浆沸腾。立即关井（未求得立压、套压1.0MPa），关环形循环排气，点火焰高8~10m，监测无硫化氢显示，全烃显示95%，停泵出口不断流。立即组织按每回次0.03g/cm3逐级循环加重，循环期间发生漏失，经过6次堵漏后逐级上提密度至2.20g/cm3，于3月9日起钻至套管内，静停观察29.5h（正常起下钻安全作业时间需要25h），期间无溢漏。

3月11日9:30下钻至4446m关井循环排后效（开泵液面上涨，全烃20%↑38.3%，点火未燃；10:00全烃由38.3%↑95.6%，点火成功，橘黄色火焰高度8~10m，伴随火焰喷出液体，排量14L/s、立压0MPa、套压2.8MPa，ρ出2.15g/cm3↘2.13g/cm3，ρ入2.19g/cm3，9:30火焰缓慢熄灭，全烃45%~53%，ρ出由2.13g/cm3↑2.17g/cm3，ρ入2.19g/cm3）。

3月11日10:20开井循环观察，排量17L/s，液面平稳，停泵出口不断流；至20:00关井循环，双节流排后效，排量14L/s↑26L/s，ρ出2.16~2.18g/cm3，ρ入2.19~2.20g/cm3，全烃55%~90%，火焰高度5~7m，其后缓慢熄灭；至22:50开井观察，停泵后出口断流，下钻至井深5400m。

3月11日22:50~12日11:00关井循环排后效，出口返浆时点火成功，橘黄色火焰高10m，伴随火焰喷出液体，逐级提排量至12L/s，全烃68%↓42.6%，火焰降至1.5m后缓慢熄灭，期间累积漏失钻井液52.62m3；至22:00开井循环排后效，维护泥浆性能，排量13L/s，ρ出2.19 g/cm3，ρ入2.21 g/cm3，全烃46.3%↘23%，期间漏失钻井液5.26m3；至13日10:00起钻，钻头出井（注：起钻实际比理论多灌浆9.63m3），本次共计漏失钻井液501.63m3。

3 事故发生经过

2020年3月13日10:00简化钻具组合下钻，20:20下钻至套管鞋处4210m，期间漏失7.83m3。20:30~14日1:50关井循环排后效，排量12L/s、全烃35.3%↑58.0%↓18.3%，漏失钻井液22.48m3；其后静止观察至6:00，9:20下钻至井深5400m；9:20~13:30关井循环排后效，排量14L/s、立压7.5MPa，火焰高3~4m，漏失钻井液24.75m3，漏速4~5m3/h；13:30~14:30开井循环观察，排量14L/s，漏速5m3/h，逐级提排量至20L/s，即时漏速10~12m3/h，期间累计漏失7.32m3；14:30~16:26开井注浓度29%的堵漏浆18m3，替浆出钻头后，关环形以Q：9L/s，立压：6.3MPa，套压：2.6MPa挤注堵漏浆，挤注8.7m3前连续钻具活动正常，摩阻15t，继续挤注至9.5m3时发现立压由6.3MPa逐渐上涨至13.5MPa，套压未变，钻具活动阻力由15t上升到25t，立即开井以排量14L/s替出水眼内堵漏浆，立压持续升高至19.3MPa，钻具活动受阻，出口流量持续减小，发生卡钻事故。

4 原因分析

（1）旁通阀异常打开：关井挤注时堵漏浆经旁通阀进入环空向下运移在钻头处不断堆积，堵塞下部通道，造成钻具活动困难。开井后替堵漏浆过程中，大量堵漏材料向上运移，在钻具无法活动的情况下堆积加剧，最终环空被堵、导致钻具被卡，加之钻井液密度高达2.19g/cm3，高密度条件下在钻具无法活动的情况下，进一步加剧了钻具粘卡，从而造成了本次复合型卡钻故障。

（2）本次堵漏采用了聚硅纤维、树脂薄片、橡胶颗粒等新型堵漏材料，具有抗高温不易降解、吸水易膨胀等特性，且牙轮钻头巴掌与井眼环空间隙很小，堵漏材料的膨胀加剧了环空堵塞。

（3）对本次漏失机理认识不充分，不能正确判断本次漏失的类型及性质，导致盲目制定堵漏技术措施，盲目施工，从而导致卡钻复杂的发生[2]。

5 现场处理工艺

5.1 开井活动钻具

2020年3月14日16:33~16:50以9L/s的排量循环了17min，共计9.2m3堵漏浆理论全部出钻头，出口流量持续变小，直至断流。期间加扭15~35kN，上提240t下放60t活动钻具未开。

5.2 活动钻具，间断正注、环空反挤

14日20:00~15日4:00活动钻具，活动范围60~240t，间断加扭20~35kN未开。期间以20L/s排量间断正注、立压19.7MPa，出口不返浆，地层能持续吃入；间断反挤3次，累计挤入地层15m3，停泵泵压维持在2.5MPa，开井后返吐10m3，期间漏失18.36m3。

5.3 通径、测卡点

3月15日4:00~11:30测井车通径、测卡点，仪器下放至回压阀5398.57m，其后上提测卡点，测得卡点位于4450~4500m。

5.4 活动钻具、间断正注，环空反挤

3月15日11:30~17日8:00间断活动钻具，范围40~240t，配合间断加扭25~30kN未开；期间正注22次，7L/s，立压持续上涨至10MPa后稳压，累计泵入地层80.76m3，出口未见流量；间断反挤20次，泵入56.62m3停泵开井返吐33.25m3，累计挤入23.37m3。

5.5 第一次钻具穿孔

3月17日8:00~12:00做钻具穿孔准备、间断在60~220t范围内活动钻具，期间正注2次，排量4L/s，累积注入地层5.33m3，立压持续上涨至7.4MPa，停泵后立压降至3.1MPa；反挤1次，泵入钻井液3.0m3，停泵反吐2.67m3，挤入地层0.33m3；至17:00电缆测卡，测得卡点为4450~4500m；至21:00组下∅51mm射孔枪；至22:15下射孔枪至预计穿孔点井深（5295m）并校核（计划于加重钻杆后第1根127mm钻杆公接头以上0.5m位置，避开钻杆加厚位置）；至22:30点火，立压瞬间由7.6MPa↘5.1MPa；至23:10小排量正注，上提电缆，正注5min后、停泵、起射孔枪；至1:00开泵正注，排量10L/s，累计泵入40.23m3，环空未见返浆；至8:00间断活动钻具，期间正注6次，排量4~5L/s，累积注入地层8.29m3；反挤2次挤入地层4m3，泄压后返吐4m3。

5.6 投球、打开旁通阀

3月18日9:50投球，球体自由下落50min以后，于10:40开泵分别以Q：1.5L/s、P：7.8MPa；Q：3L/s、P：8.9MPa；Q：8.7L/s、P：14MPa送球，期间立压均无明显变化，且与之前正注参数相匹配，至13:00开泵累计顶浆45.5m3，仍未见球座憋压现象。

13:00~17:00间断活动钻具，范围60~220t，中途井口加扭40kN一次，钻具转动22圈。17:00~18:00水眼正注：Q：24L/s，P：22.0MPa↗27.3MPa↘23.4MPa稳压，地层能连续吃入，环空未见泥浆返出。18:00~18:30环空反挤2次，以30L/s泵至套压8.4MPa后稳压，累计泵入8.36m3，泄压开井后全部返吐。

5.7 测井车钻具内通径

18日18:30~21:30进行第三次测井通径下入∅59mm通径规，下行过程中微分张力无变化，顺利到达旁通阀球座位置，说明钢球已经到达旁通阀。

起出电缆后，再次正注试验憋压。以Q：14L/s、持续开泵，立压P：14MPa始终未见波动，参数与此前一致，累计泵入6.16m3出口未见返浆。

5.8 第二次钻具穿孔

12:00~14:00组装射孔枪，14:00开始下枪，16:00顺利下至井深4916m，引爆成功；16:01开泵以Q：9L/s、P：5MPa正注密度为2.18g/cm3井浆，同时上提仪器，此时出口有小股泥浆返出，16:52停泵、继续上提仪器，泄压放回水不断流，1min内回吐0.9m3，立即关回水，发现立压有2MPa，立即以Q：9L/s、P：8MPa正注2.40g/cm3重浆（此时立压较之前上涨了3MPa，出口未见返浆）；18:05累计泵注2.40g/cm3泥浆26m3后，立压降至4.3MPa，停泵放回水，检查出口仍不断流；18:07关回水，立压1.9MPa，继续正注密度2.40g/cm3重浆，Q：18L/s、P：7.4MPa；18:35再次泵入14m3后（累计40m3）停泵，立压0MPa，放回水断流；18:35~19:00起出电缆，验枪18弹全部激发；随后接顶驱于19:08开泵，19:20泵注2.19g/cm3井浆5.2m3后未起压，停泵观察。

5.9 挤水泥塞

14:00~17:00打水泥塞准备工作，以15L/s正注试挤2.18g/cm3泥浆10m3，立压13MPa；至18:50挤堵水泥塞施工（17:00~17:14水泥车及管线试压；至17:29注ρ2.17g/cm3前加重隔离液12m3；至17:42注ρ2.19g/cm3水泥浆10m3，排量14L/s，立压18~20MPa；至17:45注ρ2.17g/cm3后加重隔离液2m3；至17:50倒阀门；至18:44大泵注ρ2.10g/cm3井浆46.3m3，排量14.17L/s，立压15~23MPa；关井憋压候凝，立压12MPa、套压0MPa。

23日12:00为验证水泥塞质量：正注密度为2.18g/cm3钻井液，立压由9.2MPa上涨至18MPa，停泵观察10min压力不降，泄压返浆0.6m3后断流；环空挤注0.48m3，套压由3.9MPa上升至4.4MPa后下降至4.0MPa稳压，停泵观察10min压力不降，泄压返浆0.16m3后断流，开井观察无溢漏。验证水泥塞质量合格，封住了下部裂缝气层。

5.10 爆炸松扣

13:00~15:20第四次钻具内通径，采用∅60mm通径规通径至井深4390m遇阻。15:40~20:00测卡点，仪器直径∅32mm、仪器下放至4390m遇阻，无法继续下放，4390m处钻具活动正常。

21:00~21:20钻具紧扣40kN·m，21:30试反扭矩：开顶驱12圈，施加反扭矩25kN·m，之后上下活动传递扭矩，释放扭矩时钻具倒扣，悬重由1320kN降至1120kN。分析钻具于411×520接头处倒开。21:40~0:00开泵循环，出口连续返浆正常。Q：24L/s，P：6.7MPa。24日0:03钻具对扣，以3L/s的排量、顶驱转速24r/min的参数缓慢下放，扭矩上涨至10kN·m时停泵，逐渐施加扭矩至20kN·m、30kN·m，分析钻具对扣成功。0:07钻具紧扣，上提至1160kN，开顶驱18圈，施加扭矩30kN·m，下压至1000kN传递扭矩，上提至1200kN，释放扭矩，回18圈。开泵，起压至3.3MPa，停泵、稳压不降，上提至1600kN，验证钻具对扣成功。0:30~2:40下爆炸杆至井深4391m，2:40施加反扭矩25kN·m，开顶驱反转13圈，上下活动传递扭矩后，提至1400kN。2:50~3:10测井队校核井深、点火、起爆，井口钻具震动明显。3:10释放反扭矩，钻具不回，下放至1320kN，倒扣7圈，上提至1400kN后悬重不再上涨，分析爆炸松扣成功。3:20~5:00起出电缆；至8:00循环处理钻井液，起钻做打水泥塞侧钻准备，至此本次卡钻事故成功解除。

6 结论与建议

（1）出现井下复杂情况后，应认真分析井下复杂情况，找准原因，有针对性地采取技术措施，避免使井下情况更复杂[3]。

（2）溢漏同存是钻井工程界的一个难题，小塘子组的泥浆安全密度窗口窄不易控制，在井漏未失返的情况下适用于精细控压钻井技术。易引发溢漏地层，采用常规钻井技术，即使在合适的泥浆密度范围内，也会因为泥浆与地层气体发生置换而易引发复杂，钻进时要特别注意做好防漏、防喷、防卡、防H2S工作[4]。

（3）川西彭州气田小塘子组易钻遇高压裂缝性气层，极易发生溢漏同存的井下复杂，建议在该区块该层位施工时，条件允许情况下建议采用精细控压钻井技术，以避免出现溢漏同存引发的井下复杂[5]。

（4）本井经过一些列工艺技术，成功解除了卡钻复杂，为其它井的施工提供了宝贵的参考。