渤海油田A井卡钻事故的处理

吕 广， 韩雪银， 孙晓飞

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300450)

A井是一口目的层为东营组的大斜度注水井，完钻井深4 375 m 。钻井施工过程中，完钻倒划眼短起下钻至井深3 272.5 m时发生卡钻事故。采取多种解卡措施,未能解卡，处理过程中钻具断裂，经过2次套铣，2次打捞作业成功捞起125.94 m底部钻具。通井井况异常复杂，最终因井眼状况不稳定而回填井侧钻，侧钻后优化PEM钻井液体系性能，增加短起下钻次数，创新使用可划眼浮鞋，创新测井方式，最终φ177. 8 mm尾管顺利到位，固井作业顺利，井身结构质量满足完井作业要求。

1 工程概况

1.1 地质概况

A井钻遇的地层比较复杂，馆陶组与东营组压力系统差别较大，目的层为东营组J砂层，调整区域构造平缓，近南北向构造呈中间高、两边低特征[1]；该区块东营组存在断块构造、背斜构造、层序结构和岩石力学极为复杂等特点；目的层段地层易塌,以硬脆性泥岩为主，胶结差，微裂缝发育，坍塌周期短，地层坍塌压力大[2]，钻进时，易产生井壁剥落、掉块，导致缩径及井眼垮塌，井下钻具易发生阻卡现象；地层压力高，钻井液相对密度大，压差大，且存在断距200 m以上断层，易发生恶性漏失及压差卡钻。

1.2 井身结构及套管程序

该井设计为三开井身结构，其井身结构和套管程序为：一开采用φ406.4 mm钻头，中完深度899 m，φ339.7 mm套管下深896 m，封固平原组及明化镇上段松散地层；二开φ311.2 mm钻头，中完深度3 100 m，φ244.5 mm套管下深3 095 m，封固压力体系相似的明化镇组和馆陶组；三开采用φ215. 9 mm钻头，完钻深度4 343 m，φ177. 8 mm套管下深4 340 m，采用套管完井方式。

1.3 钻井液选取

一开采用海水膨润土浆钻井液充分释放机械钻速；二开采用改进型PEC钻井液保证携砂；三开采用不分散强抑制性PEM钻井液体系，以解决该段不稳定、易垮塌的问题，同时用KCl及时调整钻井液稳定性及活度，用重晶石作为加重材料及时跟进密度。

1.4 固井方式

表层采用“G”级纯水泥单级全封固井。技术套管固井采用密度为1.50 g/cm3漂珠水泥浆体系单级全封固井，有效封固浅部气层井段。尾管固井采用加入硅粉聚合物水泥浆体系，防止高温使水泥浆性能发生变化，设计使用带封隔器的尾管悬挂器，这样即使发生漏失，也可以通过坐封封隔器而不使尾管顶部漏封。

2 井下卡钻事故及处理

2.1 发生经过

A井三开φ215.9 mm井眼为实现快速钻进目的，采用PDC钻头配合旋转导向钻具组合：φ215.9 mm 钻头+φ171.5 mm 旋转导向+φ171.5 mm 随钻测斜+φ171.5 mm 非磁钻铤+φ171.5 mm浮阀+φ165.1 mm随钻震击器+φ127.0 mm加重钻杆×5+φ220.0 mm微扩眼器+φ127.0 mm加重钻杆×14。按照设计钻进至完钻井深4 343 m(垂深3 183.99 m)，起钻期间振动筛持续返出片状泥岩碎片，如图1所示。倒划眼至3 272.5 m时环空突然憋压5.7 MPa，顶驱蹩停且井口失返。降排量至97.5 L/min，上提至中和点悬重,多次蹩扭矩下砸钻具恢复转动，环空憋压无法释放。泄压重新开泵，以40 r/min缓慢下放钻具，泵压由10.98 MPa缓慢下降至10.65 MPa，伴随扭矩大范围剧烈波动，再次蹩停顶驱，无法放活钻具且井口始终无返出，发生卡钻事故。

图1 振动筛返出岩屑Fig.1 Cuttings outflow from vibrator

2.2 事故处理过程

卡钻事故处理流程如图2所示。

图2 卡钻事故处理流程Fig.2 Processing flow of drill accident

2.2.1 解卡过程 第一步反向原则处理：蹩扭矩下砸配合替入稀塞(上提重最大至90 t，下放至顶驱悬重20 t，中和点悬重90 t)，无效；第二步震击处理：缓慢逐步上提至悬重210 t(正常上提悬重106 t)，稳定1 min，悬重突然降低至80 t，泵压由11.80 MPa突降至1.54 MPa。逐步提高排量至1 800 L/min，阶段性提高转速至60 r/min；期间多次对比之前参数，均有偏差(随钻测斜始终无信号显示)；缓慢下放钻具，遇阻5 t并伴有蹩跳现象。起钻检查钻具从微扩眼器以上第5根φ127 mm HWDP中部断裂[3]。理论落鱼顶深：3 162.79 m，落鱼长度：125.94 m，落井组合：φ215.9 mm 钻头+φ171.5 mm 旋转导向+φ171.5 mm 随钻测斜+φ171.5 mm 非磁钻铤+φ171.5 mm 浮阀+φ165.1 mm 随钻震击器+φ127.0 mm加重钻杆×5+φ220.0 mm微扩眼器+φ127.0 mm加重钻杆×5，井下落鱼组合见图3。

图3 井下落鱼组合示意

Fig.3Fishingcombinationdiagram

2.2.2 套铣及打捞过程 考虑井眼状况，决定先进行套铣。2次套铣管柱组合：φ215.9 mm铣鞋(不带内齿/带内齿)+φ206.4 mm套铣筒×3+顶部接头+φ127.5 mm 短钻杆+φ165.1 mm 液压震击器+变扣+φ127 mm 加重钻杆×14。套铣过程中控制套铣速度，每2 m上下活动钻具一次，第一次套铣进尺25.9 m(鱼顶～3 187.7 m)，第二次套铣进尺21.6 m(3 187.7～3 209.3 m)。套铣参数为钻压10～20 kN，排量1 200 L/min，转速40 r/min，进尺基本稳定，偶有蹩停顶驱现象(设置顶驱蹩停扭矩24 kN·m)。第二次作业全新铣鞋入井，出井铣齿内边缘磨损严重，如图4所示。表明套铣至微扩眼器刀翼处，最后无进尺。

图4 铣鞋(带内齿)出井磨损严重

Fig.4Thewearofmillingbit(withinnerteeth)isserious

套铣作业结束，鱼头为已变形钻杆本体，决定采取外捞方式进行打捞作业，量出井钻杆断裂处外径，决定入井φ143 mm控制环。第一趟管柱组合：φ206.4 mm卡瓦打捞筒(φ140 mm篮式卡瓦配合φ143 mm控制环加密封圈)+φ127.5 mm 加重钻杆+φ165.1 mm震击器(液压)+X/O+φ127.5 mm加重钻杆×15。下钻期间逐根紧扣，φ244.5 mm套管鞋及鱼顶以上0.5 m测多组悬重、泵压、扭矩。抓住落鱼后大吨位上提、下压钻具以及震击器上下震击。累计上击34次，下击9次。频繁震击后再次上提至215 t，悬重突降至106 t，泵压由10.2 MPa突降至5.0 MPa；尝试下压钻具10 t，上提钻具维持106 t不变，判断捞筒与落鱼分开，第一次打捞作业失败。出井观察篮式卡瓦内部牙板磨损，有轻微变形[4-5]，具体如图5所示。

图5 篮式卡瓦入井前后对比

Fig.5Comparisonofbasketgrapplebeforeandafterenteringwell

第二趟管柱组合：篮式卡瓦尺寸由φ140 mm更换为φ137 mm，其余不变。 下钻至φ244.5 mm套管鞋及鱼顶以上0.5 m位置测多组悬重、泵压、扭矩。抓住落鱼后，震击器上下震击。排量800 L/min，上提钻具至170 t，第130次上击，继续上提钻具至220 t，悬重稳定后钻具缓慢上移约0.08 m；立即快速下放钻具试图通过遇阻点3 136 m，悬重剧烈波动后稳定在70 t，判断钻具放活；大范围上下活动钻具，下放至最低点，上提悬重以5 t梯度逐步从160 t增加至185 t。再次上提钻具，悬重由140 t逐渐降低并稳定至125 t，判断提活落鱼。震击器累计上击137次，下击93次。落鱼全部出井(长125.94 m)，打捞作业取得成功，如图6所示。

图6 落鱼出井图

Fig.6Fishcomeoutofthewell

3 卡钻原因分析

3.1 井眼环空不净

A井完钻井深4 343 m，最大井斜角50°，稳斜段长达800 m，二者相互作用下造成携砂困难，产生环空不净的难题。完钻长起前大排量循环2个裸眼周，并未达到清洁井眼目的。进而倒划期间产生持续憋压，扭矩大范围波动现象，打捞出井随钻测量工具内腔内部存在大量块状岩屑，如图7所示。证明环空岩屑堆积，环空当量钻屑浓度不断升高是造成本次卡钻直接原因。

图7 随钻测量工具内腔岩屑堆积

Fig.7CuttingsaccumulationincavityofMWD

3.2 钻井液密度不足

对东营组地层特点认识不足，钻井液密度不足对井壁稳定和井眼清洁影响较大。钻进期间钻井液密度为1.34 g/cm3，返出岩屑以带牙印泥岩钻屑为主，混有少量薄片，但完钻后短起下钻返出大量小颗粒岩屑、部分稍大岩屑和少量薄片，及时提高钻井液密度至1.40 g/cm3平衡地层坍塌压力，返出仍可见少量泥岩掉块。由于井眼暴露周期延长，地层应力释放，泥岩垮塌造成块状岩屑和剥落掉片堆积在环空，是本次造成倒划眼作业困难及卡钻的主要原因。

3.3 钻井液抑制性不足

东营组地层为硬脆性泥岩，井壁不稳定，钾离子含量不足造成钻井液抑制性不够。钾离子能够降低钻井液的水活度，使之与地层泥页岩水活度接近，可减少钻井液与泥页岩之间的孔隙压力传递，有效改善半渗透膜效率和提高渗透压，减缓或阻止钻井液滤液向地层的持续性渗透，从而提高井壁稳定性，扩大井壁稳定周期。东二段井壁坍塌主要原因是由于钻井液进入微裂缝，填充物遇水膨胀，使井壁应力变化，发生垮塌，进而产生卡钻事故。

3.4 现场操作不合理

惯性思维，倒划眼期间下部井眼泵压平稳，扭矩波动不大，降低了对上部井眼的警惕意识；风险估计不足，前期倒划顺畅，后续速度过快，导致憋卡严重；操作可能不当，反向原则执行不彻底，憋压后第一时间降低排量下放钻具，但未能控制憋压在3 MPa以内，未能有效抑制住憋压程度，变相增加了钻具阻卡处理难度。

3.5 钻杆质量不过关

φ127.5 mm加重钻杆钢号记录清晰，有厂家合格检验报告。查得本产品机械性能抗拉3 082 kN，抗扭76.8 kN·m。 处理钻具阻卡过程中，扭矩32～41 kN·m，最高上提重量210 t(正常上提悬重106 t)，低于产品极限能力[6-7]。钻具断裂导致丧失处理手段，形成卡钻。产品机械性能与厂家提供报告严重不符是本次卡钻事故的次要原因。

4 工艺改进后的侧钻完井

4.1 打捞作业后通井作业

由于解卡及打捞作业时间较长，决定进行通井作业，裸眼段划眼通井，每柱倒划眼一遍修整井壁，多次顶驱蹩停，井口失返。由于井壁不稳定，存在剥落掉片，通井困难。现场调整钻井液密度至1.40 g/cm3，通过提高钾离子含量增强钻井液抑制性，由于井眼静止时间较长达到应力释放周期，井壁不断失稳，调整通井参数等手段情况无明显改善。

4.2 侧钻作业原因

海上油田开采特点是船租费用高昂，先进井下导向钻具昂贵，通井作业耗时长且具有发生次生复杂情况可能性。综合钻井作业经济性及井下钻具安全性，现场决定回填水泥塞进行侧钻作业。

4.3 优化钻井液性能

据地层、轨迹和工程安全需要，侧钻点选择馆陶组底部3 525 m，回填水泥塞井段为3 800～3 490 m，对易失稳、易垮塌东营组地层进行封固，保证侧钻钻井液密度、抑制性等性能到位后揭开东营组地层。侧钻作业调整钻井液密度至1.40 g/cm3，侧钻成功后及时修理窗口，替入稠浆5～8 m3清理岩屑及水泥残渣，待温度起来以后循环系统加入质量分数2%RT-101增加钻井液的润滑性。新地层钻进期间钻井液中稳定质量分数5%PF-COK降低钻井液活度，增加钻井液抑制性，保证抑制剂质量分数5%PF-JLX C、10%KCl；封堵材料质量分数5%HTC+2%沥青+2%LPF+2%EPF。全程开启固控设备，进一步降低井浆中有害固相含量，滑动钻进期间向循环池间隔性加入PF-BLA B等润滑材料，保证滑动钻进效率；钻进期间振动筛处全天候监测性能，观察岩屑返出情况，泥浆性能调整以稳定、不剧烈变化为宜[8-10]。设计进尺每达到300 m或者纯钻进时间30 h进行1次短起下钻，每次短起下钻均至φ244.5 mm管鞋内，充分循环清洁井眼，保证井眼干净。

4.4 可划眼浮鞋工具

本井侧钻钻进至4 375 m完钻，倒滑眼期间频繁憋压、蹩扭矩，倒划困难，下尾管作业存在很大风险。这种情况下，坍塌周期时间余量与充分通井修整井眼存在一定的矛盾性。如果尾管下入遇阻，则单纯靠下压或者上提活动管串，辅助开泵循环，通过遇阻点可能性较小，因为 PDC 钻头钻进过程中，该段地层可钻性差，地层较硬，尾管串底部浮鞋无攻击性，纯粹上提下放不足以破坏遇阻台阶或者堆积的岩屑。鉴于此转向旋转下入方式，采用可划眼浮鞋[11]，尾管串各部分物理性质参数见表1。尾管挂下入后测试参数参数。上提悬重48.0 t，下放悬重41.0 t；测试循环压力：排量200 L/min，泵压1.64 MPa。

下φ127 mm钻杆送φ177.8 mm尾管至φ244.5 mm套管鞋，测旋转扭矩：转速10 r/min，扭矩12.20 kN·m；转速 15 r/min，扭矩 12.60 kN·m；转速 20 r/min，扭矩13.55 kN·m；每柱通径、灌浆。送钻至4 225 m遇阻10 t。缓慢开泵至200 L/min，尝试通过遇阻点失败后，提活管串，下放至中和点，小转速缓慢开启顶驱转速15 r/min，转活后扭矩稳定在20 kN·m(峰值扭矩30 kN·m)，然后缓慢下放管串，顺利通过遇阻点，各项参数稳定，继续划眼下尾管。最终尾管顺利到位，固井作业安全完成。候凝后CBL作业测得水泥返高在3 450 m(油顶在3 602 m，满足射孔需求)，φ244.5 mm与φ177.8 mm尾管重叠段间无水泥，由于井内尾管挂封隔器胶皮和卡瓦入井前已拆除，根据作业需求，进行了尾管挂回接[12]，在井内尾管挂基础上，直接回接一套尾管挂，坐封封隔器后试压成功，达到作业需求。

表1 尾管串各部分物理性质参数Table 1 Physical property parameters of each part of tail string

4.5 φ215.9 mm尾管内测井作业

通井期间井况复杂，掉块严重，坍塌周期时间余量与充分通井修整井眼存在一定的矛盾性，考虑到补测带源钻具风险，而且斯伦贝谢测井工具价格高昂。尽量缩短裸眼裸露时间，保证φ177.8 mm尾管顺利到位，更改设计裸眼四条线测井(测井项目伽马+电阻率+中子+密度)为φ177.8 mm尾管内测井作业[13]。实际套管内测量伽马、中子、声波井段3 450 m～井底；电阻率井段4 289～4 325 m，结果如图8所示。测井管串在井内无风险，在成熟区块作为生产井，成功取得基本测井资料满足测井解释需求，测井作业生产效率大大提高。

图8 伽马、中子、声波图例

Fig.8Gamma,neutron,soniclegend

5 结论及建议

(1) 渤海油田深部地层井壁硬脆性泥岩剥落、掉块，导致井径不规则，进而易发生卡钻事故，工程需要摸清倒划参数与地层、轨迹等对应关系，预判井下复杂情况，保障安全。

(2) 渤海油田深部地层使用强抑制不分散钻井液体系，提高钻井液润滑性及封堵性，降低环空单位体积泥浆内钻屑含量，保证钻井液性能稳定，满足井下安全需要。

(3) 保证所有入井工具安全可靠，使用状态良好；卡钻后活动钻具时，应避免采用固定的上提或下放拉力以避免在固定点处产生疲劳破坏，造成钻具断裂，增加事故处理难度。

(4) 对于井眼井况复杂井次，新工具应用可以极大降低工程风险。可划眼浮鞋对于尾管到位成功率大大提高，但要对管串结构和井眼摩阻情况做定量分析，论证管串各部分物理参数尤其是抗扭性能满足旋转下入的要求；对于成熟区块，套管内测井既能满足测井解释需要，又能降低裸眼暴露带来的风险。

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