盐水溢流衍生黏附卡钻的机理研究

汤明 叶寒 何世明 张光福 邓富元 姚耕华

摘要：塔里木盆地区域内广泛发育盐膏层，地层系统复杂，在钻遇异常高压盐水层后易发生溢流，引发黏附卡钻。为此，通过建立黏附卡钻模型，进行了高压地层盐水溢流衍生卡钻方面的机理研究，开展了钻井液抗盐污染能力评价试验，研究了钻柱静止时间、轴向摩擦力与扭矩、摩擦因数及压差对黏附卡钻的影响规律。研究结果表明：基于室内试验结果拟合得到泥饼厚度和摩擦因数随盐水体积分数和时间的变化规律，拟合优度R2均大于0.9；轴向摩擦力与扭矩均随钻柱静止时间的延长呈对数型增加，随盐水体积分数的增加而急剧增加，随摩擦因数的增加先缓慢增加后快速增加，随压差的增大几乎持续稳定增加。所得结论可为油田制定防卡对策和安全钻井提供理论支撑。

关键词：盐膏层钻井；黏附卡钻；钻井液；盐水体积分数；溢流；影响因素

Gypsum salt layers are widely developed in the Tarim Basin， and the formation system is complex.After drilling into abnormal high pressure saline aquifers， overflow easily occurs， which often results in adhesive sticking.With the adhesive sticking model built， the mechanism of adhesive sticking derived from brine overflow in high pressure formation was studied， the evaluation test of salt pollution resistance of drilling fluid was carried out， and the influences of drill string rest time， axial friction and torque， friction coefficient and pressure difference on adhesive sticking were identified.The study results show that the variations of mud cake thickness and friction coefficient with brine volume fraction and time are obtained by fitting based on the laboratory test results， and the goodness of fit R2 is all greater than 0.9.The axial friction and torque increase logarithmically with the increase of drill string rest time， increase sharply with the increase of brine volume fraction， increase slowly and then increase rapidly with the increase of friction coefficient， and increase almost continuously and steadily with the increase of pressure difference.The conclusions provide theoretical support for formulating antistick countermeasures and safe drilling in the oilfield.

salt layer drilling;adhesive sticking；drilling fluid；brine volume fraction；overflow；influential factor

0 引 言

塔里木盆地是中石油主力勘探開发区块和西气东输的主力气源地之一，具有多油气层系、多不整合面的特点，区域内广泛发育盐膏层，地层系统复杂；经常钻遇异常高压盐水层，发生溢流，溢流压井后易发生黏附卡钻。经统计，近10年期间塔里木油田共发生盐水溢流135井次，盐水溢流卡钻21井次，卡钻率15.6%，其中70%为黏附卡钻且解卡成功率低，已经严重制约钻井提速［1-4］。因此，部分学者针对黏附卡钻形成的机理及解除方法，进行了大量的理论研究和现场试验［5-10］。R.MIRI等［11］（2007年）利用两类人工神经网络，建立了在油基钻井液和合成钻井液时的卡钻概率预测模型，可基于实时录井数据进行卡钻概率判断，避免因卡钻导致的井下事故。H.JOSHUA等［12］利用随钻测井（LWD）实时预测工具卡住的高风险情况，以便在规划和执行阶段解决卡钻问题。赵鸿生［13］依据现场钻孔试验，评价了岩层、钻井液以及工艺等因素对黏附卡钻的影响，并制定了预防黏附卡钻钻井液方案。仝方超等［14］采用室内黏附卡钻模拟装置，探究了压差、接触面积、摩擦因数等参数对黏卡卡钻产生的摩阻和扭矩的影响规律，并制定了预防黏附卡钻的工程对策。杨雪山等［15］建立综合考虑压差和钻具与井壁封闭接触面影响的黏附卡钻理论模型，分析了泥饼厚度和渗透率对黏附卡钻的影响规律，研究成果可为现场预防压差卡钻事故和钻井液设计提供理论指导。ZHU N.等［16］基于多相流理论建立大位移井全瞬态两层流岩屑运移模型，分别模拟预测了钻井、循环和接单根时卡钻的高风险点，明确了大位移井卡钻的井眼净化相关机理。

然而已有的模型未考虑井壁形成的泥饼厚度随时间的动态变化问题，认为泥饼厚度是一定的或者只考虑了瞬态情况，同时也没考虑钻井液被盐水污染的卡钻情况。为此，笔者通过建立泥饼厚度动态变化的黏附卡钻模型，开展高压地层盐水溢流衍生卡钻方面的机理研究，可为预防高压盐水层溢流衍生黏附卡钻，减少井下复杂情况的出现，提高钻井生产时效，降低钻井成本，助力塔里木油田油气资源的高效勘探开发等提供理论支持。

1 钻井液抗盐污染试验

以塔里木盆地A井地面返出盐水为例。根据权威检验机构化验分析报告可知，返出盐水以氯化物为主，含Na+、K+、Ca2+；其中氯根1.89×105 mg/L、Na+含量7.21×104 mg/L、K+含量2.07×104 mg/L、Ca2+含量4.68×104 mg/L。收集A井钾聚磺水基（1.8×103 kg/m3）井浆20 L，根据此区块高压盐水成分配置盐水，其中氯化物加量比例NaCl∶KCl∶CaCl2=3.5∶1∶2.3；水基热滚条件为150 ℃×16 h，盐水体积分数以2.5%递增，从0～10%，分别测热滚后酸碱值、表观黏度、塑性黏度、API失水、摩擦因数等参数。钻井液污染试验情况如图1所示。通过试验明确了不同盐水体积分数污染钻井液对钻井液流变性能和泥饼厚度的影响情况［17-20］。

现场钻井液抗盐污染流变性评价试验结果如表1所示。由表1可知，随着盐水体积分数的增加，水基钻井液体系的表观黏度和塑性黏度不断降低，流变性能变差或被破坏，剪切力锐减，API滤失量呈上升趋势，泥饼变厚，容易造成黏附卡钻等事故。当盐水体积分数超过2.5%时，稀释起主要作用，黏切骤降，滤失量大大增加；当盐水体积分数超过5%时，其黏度和动切力比不含盐水的现场钻井液降低25%以上，泥饼厚度增加到未污染泥饼厚度的4倍以上；盐水体积分数达到10%后，API失水高达38 mL，泥饼增厚，泥饼摩擦因数小幅减小，钻井液体系瓦解，悬浮能力严重下降，难以满足安全钻井的需要。可见水基钻井液对钻井液流变性和泥饼厚度的影响不容忽视。因此，在现场钻井过程中，特别是在钻遇高压盐水层之前，可以利用现场试验条件来测试不同的盐水体积分数对钻井液流变性和泥饼厚度的影响，从而及时判断盐水侵污量并采取相应的措施。

2 黏附卡钻数学模型

压差是液柱压力与地层孔隙压力之间的差值，它是形成黏附卡钻的外在因素，而泥饼与钻柱间的摩擦属于内因［21］。在钻井液被盐水污染的基础上，进一步分析钻具嵌入泥饼产生的轴向摩擦力随静止时间动态变化的黏附卡钻模型。依据黏附卡钻的现场情况以及考虑简化计算［22-23］，做出以下假设：①钻柱截面为圆形或圆环形；②摩擦因数在某一井段为常数；③忽略钻柱的温度变化；④影响泥饼厚度的因素为过剩的钻井液压力和卡钻时间。

根据上述假设，卡钻井段的轴向摩擦力和扭矩为：

3 黏附卡钻实例分析

以塔里木盆地A井为例进行计算分析黏附卡钻。该井在钻至5 136和5 798 m处均发生黏附卡钻，以第一次卡钻为例进行计算分析。卡钻井段发生溢流时存在高压盐水层，在定向钻井过程中，突然憋泵，泵压由22 MPa升至26 MPa 倒划眼过程中发现溢流0.9 m3，盐水体积分数5%，卡钻井段压10 MPa。卡钻发生在四开井段（5 092～5 850 m），四开钻具组合：241.3 mm钻头×0.34 m+630×NC50转换接头×0.5 m+177.8 mm无磁钻铤×9 m+177.8 mm螺旋钻铤×9 m+241.3 mm稳定器×1.8 m+177.8 mm螺旋钻铤×9 m+241.3 mm稳定器×1.8 m+177.8 mm螺旋钻铤×126 m+177.8 mm随钻震击器×10 m+177.8 mm螺旋钻铤×27 m+127.0 mm加重钻杆×S135I×141 m+127.0 mm斜坡钻杆×S135I×6 196.56 m。

A井轴向摩擦力随钻柱静止时间变化如图5所示。由图5可以看出，A井的轴向摩擦力随钻柱静止时间的增加呈对数型增加。随着时间的延长，到达4 h时，轴向摩擦力增加到1 000 kN，超过钻机最大载荷。A井扭矩随钻柱静止时间变化如图6所示。由图6可以看出：扭矩的变化趋势同图5类似，随钻柱静止时间增加呈对数型增加；到2 h时，达到DB70钻机的转盘扭矩上限35 kN·m；到4 h时，钻具无法转动也无法上提下放，钻具卡死。由于钻遇高压盐水层溢流，溢流压井后开井活动钻具，压井作业期间钻具静止了10 min，并且在压井过程中钻井液密度由2.23 g/cm3提高到2.49 g/cm3，造成井底压差变大，导致黏附卡钻。随即上提、下放活动钻具，活动范围400～2 600 kN（原悬重168 t），间断施加扭矩40 kN·m，未解卡；上提活动钻具至2 600 kN，钻具突然断裂，悬重由168 t下降到33 t，起钻完发现，21号单根在距离母扣2.71 m处断裂，鱼顶深度187.01 m。经过活动钻具、下卡瓦打捞筒打捞、两次对扣、测卡点、爆炸松扣、顶驱强行倒扣、反扣钻具倒扣（共作业12次），套铣、倒扣分别作业3次和4次，然后下震击器打捞，最终耗费1 015.13 h，起钻捞获全部落鱼。

为了预防黏附卡钻，根据中石油现行设计规范设定钻机额定载荷和额定扭矩的80%作为安全上限，保持在该上限内一般不会发生黏附卡钻。当轴向摩擦力和扭矩分别达到最大余量和扭矩上限时，钻柱处在静止时间第一阶段（0～1.5 h），且轴向摩擦力为800 kN，扭矩为35 kN·m；当超过钻机最大安全余量和扭矩上限时，钻柱处在静止时间第二阶段（＞1.5 h）。因此，建议在钻井作业中将A井钻柱静止时间控制在第一阶段内，不超过1.5 h，并且在关井和压井期间要不间断活动钻具。

4 黏附卡钻影响因素分析

同样以塔里木盆地A井為例，设定环空外径241.3 mm，环空内径127 mm，盐水体积分数5 %，压差10 MPa，摩擦因数0.2，钻具嵌入泥饼深度为2 mm，钻柱静止4 h内。通过控制变量法改变以下因素：①盐水体积分数为0%、2.5%、5.0%、7.5%及10%；②钻具与泥饼之间的摩擦力因数为0.18、0.19、0.2、0.21及0.22；③卡钻井段的压差为4、6、8、10及12 MPa。分别求解以发现在不同条件下轴向摩擦力和扭矩的变化规律。

4.1 盐水体积分数的影响

轴向摩擦力、扭矩与盐水体积分数的关系分别如图7、图8所示。通过图7、图8可以看出，轴向摩擦力和扭矩随盐水体积分数的增加均增加。在不同的盐水体积分数范围内对应不同的增速，在0～2.5%内，增加较缓；在2.5%～7.5%内，增加变陡；在7.5%～10%内，增加变缓，但增加趋势比0～2.5%范围内陡。当盐水体积分数在2.5%～7.5%内，稀释占据主导作用，黏度以及剪切力下降，滤饼增厚，钻具与泥饼接触弧长更长，随之轴向摩擦力增大，扭矩增大，在此范围内，卡钻风险最大。当盐水体积分数大于7.5%之后，钻井液性能变差或被破坏，随着盐水体积分数增加，可破坏的程度不大，因此变化变缓。在静止0.01～1 h内，轴向摩擦力和扭矩变化最大，但均在钻机安全范围以内；在静止1～4 h内，均有黏附卡钻的风险；为预防黏附卡钻，保持钻机负载在安全线以内，建议控制盐水体积分数不超过6%。

4.2 摩擦因数的影响

轴向摩擦力与扭矩随摩擦因数的变化关系分别如图9、图10所示。从图9、图10可以看出，轴向摩擦力、扭矩随摩擦因数的增加而增加，在摩擦因数为0.20之后，轴向摩擦力、扭矩增加变陡。轴向摩擦力、扭矩均在摩擦因数为0.20～0.21这个区间达到上限，但轴向摩擦力比扭矩先超过上限。在钻柱静止1 h内轴向摩擦力、扭矩均在安全线以内，为了预防在钻柱静止4小时内发生黏附卡钻，建议控制摩擦因数不超过0.20。

4.3 压差的影响

图11、图12为不同压差下，轴向摩擦力和扭矩的关系变化情况图。从图11、图12可见，由于卡钻井段压差对钻柱作用于泥饼侧向力的影响，轴向摩擦力和扭矩随压差的增大几乎是稳定持续增大。压差每增加1 MPa，摩擦力增加100 kN左右，扭矩增加4 kN·m左右。当压差超过8 MPa时，轴向摩擦力超过钻机最大安全余量，接近10 MPa时，扭矩超过钻柱扭矩上限，发生黏附卡钻。因此，为预防黏附卡钻，建议控制压差不超过10 MPa。

综上所述，在钻井液被盐水污染的情况下，当钻柱长时间静止后，泥饼厚度增加，随之钻杆与泥饼接触弧长越长，轴向摩擦力和扭矩也增加。为预防黏附卡钻，建议如下：添加SPNH、SMP-3、EFD-2处理剂进行维护，控制盐水体积分数不超过6%；适当加大盐层钻井润滑剂添加量，摩擦因数不超过0.20；合理调控钻井液密度，降低压差，使压差不超过10 MPa。

5 结 论

（1）采用室内试验系统评价不同盐水体积分数污染下的钻井液流变性能，基于试验结果拟合得到泥饼厚度和摩擦因数随盐水体积分数和时间的变化规律方程，其拟合优度R2均大于0.9。

（2）建立了考虑泥饼厚度动态变化的黏卡卡钻模型，模型预测结果与现场A井实钻情况相符；摩擦力、扭矩均随钻柱静止时间的延长呈对数型增加；人为设定了钻机额定载荷和扭矩的80%为安全上限，并根据钻机最大安全余量和扭矩上限设定了钻柱静止的安全时间。

（3）系统评价了不同参数对黏附卡钻的影响规律，具体的变化规律：轴向摩擦力和扭矩随盐水体积分数的增加而急剧增加；轴向摩擦力和扭矩随摩擦因数的增加先缓慢增加后快速增加；轴向摩擦力和扭矩随压差的增加几乎持续稳定增大。防黏附卡鉆建议：现场在钻遇高压盐水层之前，先进行抗污染试验，以便及时采取相应措施；对盐水侵污钻井液添加适量处理剂进行维护；盐层钻井适当加大润滑剂添加量；合理调控钻井液密度，降低压差；关井和压井期间不间断活动钻具。

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第一汤明，副教授，生于1985年，2016年毕业于西南石油大学油气井工程专业，获博士学位，现从事油气井控、井壁稳定和钻井工艺等方面的基础研究和教学工作。地址：（610500）四川省成都市。Email：tm4432@126.com。

通信作者：何世明，Email：hesming@sina.com。