浅析惠水地热勘查DR1孔卡钻事故与处理

2024-01-29肖明君白云勃

西部探矿工程 2024年1期

肖明君，赵岩，田勇，白云勃，王冬

（1.邢台市深地资源勘探开发技术创新中心，河北邢台 054001；2.河北省干热岩研究中心，河北邢台 054001；3.河北省煤田地质局第二地质队，河北邢台 054001）

在惠水地区施工一口地热勘查孔，施工过程中钻遇特殊地质构造，在石炭系祥摆组泥页岩地层中前后发生两次卡钻事故，第一次卡钻事故，使用打捞工具及反丝钻具将孔内事故钻具部分反出孔外，剩余钻铤无法打捞，随后下入导斜器至事故钻铤顶部进行开窗侧钻。第二次卡钻事故则多方处理无果，选用爆破切割技术提出钻杆后进行再次侧钻方案[1-2]。通过事故分析总结经验，选用泥浆材料调配可抑制泥页岩高质量泥浆，抑制泥页岩的缩径、掉块、垮塌现象[3]，该次事故对类似地层的施工具有借鉴意义。

1 地质概况与地层特点

1.1 地层情况

据区域及勘查孔钻遇地层资料，该区地层由新至老依次为：第四系（Q）、白垩系上统惠水组（K2h）、三叠系下统罗楼组（T1l）、二叠系乐平统大隆组（P3d）、二叠系乐平统合山组（P3h）、二叠系阳新统栖霞茅口组（P2q+m）、二叠系阳新统梁山组（P2l）、石炭系上统马平组（C2P1m）、石炭系中统黄龙组（C2h）、石炭系下统摆佐组（Cb）、石炭系下统上司组（C1s）、石炭系下统旧司组（C1j）、石炭系下统祥摆组（C1x）、石炭系下统汤粑沟组（C1t）、石炭系下统革老河组（C3g）、泥盆系上统高坡场（D3gp）。各地层岩性特征详见表1。

表1 勘查孔钻遇地层及岩性特征表

1.2 区域构造

该区内断裂构造发育，岩上断层是该孔的目的断层，具有导水、导热、热联系、控制联系热流活动等综合功能，为地下水向下深部渗流提供了良好的通道，构成良好的储热层。区内热储类型兼具层状和带状热储特征。区内断裂构造发育（见表1），F1和F3断裂带是该孔的目的断层，是地下水向下深部渗流的良好通道，有良好的热储条件。

1.3 地层特点

该勘查孔揭露地层较多，地层岩性多样、岩性特征不一，在二叠系、石炭系岩性多为灰岩、泥质灰岩，局部岩溶发育、富存水，易井漏、井涌；在石炭系旧司组、祥摆组岩性则多为泥页岩，有大量钙、硅质结核，软硬互层，极不稳定，易发生缩径、掉块现象。

2 钻井工艺与技术难点

2.1 钻井工艺

该勘查孔第四系为不稳定的杂填土，需下套管固井处理；惠水组、合山组钙质粘土岩、钙质砂岩、硅质粘土岩等不稳定地层及F3断层，需下管护壁；栖霞茅口灰岩，为本孔的第一个热储目的层；梁山组—祥摆组的粘土岩、粉砂质粘土岩、泥晶灰岩砾屑灰岩、含泥质泥晶灰岩、页岩、粘土岩夹薄层粉砂岩及1～4层无烟煤等不稳定地层，需下管护壁；汤粑沟—高坡场组灰岩、生物屑灰岩及白云岩、灰岩及F1-1断层，为本孔热储目的层，整体稳定性较好、断层带岩体相对破碎，钻孔结束后需下管（含水层滤管）护壁；根据地层结构特点及钻井的要求和目的，采用“三开”钻井结构设计[4]，结构如下：

（1）地表管（开孔）井段：∅406mm 开孔，孔深至19.36m，下∅339.7mm石油套管固结；

（2）一开孔段（泵室段）：孔径∅311mm，孔深至1263.18m，下∅244.48mm石油套管并水泥固结，以封隔上部水敏岩层及欠稳定地层；

（3）二开孔段：孔径∅216mm，孔深至2347.67m，下∅177.8mm石油套管护壁；

（4）三开孔段：孔径∅152mm，孔深至2804.03m，下∅127mm石油套管（滤管和实管）护壁。

2.2 技术难点

（1）第一层热储层二叠系阳新统栖霞—茅口组灰岩地层岩溶发育可能性较大，可能存在溶洞，发生严重涌水或漏失，降压试验后处理难度大；

（2）本孔二叠系上统合山组（P3h）地层，由于地层岩性是以硅质岩、燧石灰岩、砂岩和粘土岩互层，软硬不均匀，易发孔斜；

（3）本孔二叠系阳新统梁山组和石炭系下统详摆组（C1x）等水敏性地层时，对钻井液要求较高，易发出现缩径、垮塌等事故；

（4）断层带及裂隙发育的浅变质岩地层松散破碎，可能发生掉块或垮塌，易发生卡钻或埋钻事故。

3 事故过程与事故处理

3.1 事故过程

该勘查孔在施工过程中在同一层位出现两次卡钻事故，第一次事故是在钻遇石炭系旧司组泥页岩地层时，由于在井深2198m 准备提钻加钻具时发生卡钻事故，当时钻具自重59t 上提100t 未能提出事故钻具，后自井深1486m 处倒开钻具[5]（∅88.9mm 钻杆76-1/2 立根）提至孔外，孔内剩余事故钻具704m（其中∅88.9mm钻杆31-1/2立根，∅158.8mm钻铤4-1/2立根）。

第二次事故同样发生在石炭系祥摆组，自井深2070.91m开始定向钻进，钻至2188m提钻时遇卡，强提钻具80t 提出遇卡钻具，调整泥浆，检修设备后继续钻进，继续定向钻至井深2194m准备短起划眼时，钻具上提1.5m 遇卡（2192.5m 发生卡钻事故），提至60t 未能解卡，反复串动钻具无法解卡，最后强提至88t仍无效果。

3.2 事故处理

（1）第一次事故发生后，制定出该井卡钻事故处理方案：

①下钻丈量事故钻具顶部准确位置，判断在倒开钻具过程中是否存在倒开多个事故钻杆头的现象；

②准备打捞工具，反丝钻杆、公锥、套铣筒等相关材料发送至施工现场；

③打捞工具到场后，下入反丝钻具将孔内剩余事故钻具全部反出孔外，下入∅194mm 套铣筒对钻铤进行套扫后，再使用反丝钻具进行打捞；

④经上述方案使用后，仍然无法打捞4-1/2 立根∅158.8mm 钻铤，后议定下入导斜器至事故钻铤顶部进行开窗侧钻。

（2）第二次事故发生后，制定出该井卡钻事故处理方案：

①通过钻具拉伸系数计算卡点在钻头位置（井深2192.5m），现场使用10%浓度盐酸溶液对该井段岩屑进行试验，岩屑遇酸气泡，反应较为强烈；

②第一次将1.5m332%浓度盐酸溶液分三次注入井内钻具卡点位置，同时上提钻具80t未能解卡；

③使用柴油1.5t+快T 浸泡钻具卡点，上提88t未果；

④第二次将2m332%浓度盐酸溶液注入井内钻具卡点位置，上提88t仍未解卡；

⑤采用爆破切割技术对钻铤与钻杆变径接手位置井深2134m进行爆破切割，提出钻铤以上全部89mm钻杆，并使用5m³水泥浆自鱼顶以上井段进行封固。

3.3 事故总结

（1）事故主要原因。自井深2100～2194m为石炭系祥摆组，岩性以粘土岩、泥页岩为主，夹有大量钙、硅质结核，软硬互层，极不稳定，易发生缩径、掉块现象。地层原因是本次卡钻事故主要原因。

（2）事故次要原因：自钻至2100m以深地层为石炭系祥摆组泥页岩软硬互层，该套地层为水敏地层，当时泥浆性能为比重1.11g/cm3、粘度65s、pH 值10、失水量7mL/30min的泥浆，已无法抑制泥页岩的缩径、掉块、垮塌现象，见图1，振动筛返出的地层掉块。

图1 振动筛返出的坍塌掉块

未及时针对地层岩性变化调整泥浆参数，是本次卡钻事故次要原因之一。

4 泥浆处理与消泡试验

4.1 泥浆问题

（1）事故段祥摆组泥页岩地层泥浆问题。石炭系祥摆组泥页岩软硬互层，该套地层为水敏地层，当时泥浆性能为比重1.11g/cm3、粘度65s、pH 值10、失水量7mL/30min的泥浆，已无法抑制泥页岩的缩径、掉块、垮塌现象，现场未及时针对地层岩性变化调整泥浆参数。

（2）该孔2500m 以深泥浆污染问题。为了防止井内掉块、缩径卡钻，现场采用碳酸钙增加比重维持在1.38g/cm3以上，失水控制在5mL/30min 以内，但是在钻至2502m时，泥浆受到地层释放的不明污染源污染，失水突然增大至19mL/30min，泥皮虚厚，泥浆流动性变差，并含有气泡；由于井内产生气泡包裹在泥浆中严重影响泵压，造成泵压降低致使螺杆钻具不能达到有效转速，影响进尺。泥浆受污染前性能参数见表2。

表2 泥浆受污染前性能参数表

4.2 泥浆试验

（1）降失水实验。将调试好的生石灰溶液、磺化褐煤溶液、水解聚丙烯腈铵盐溶液，按加入浓度、用量不同来针对改变泥浆流变性、气泡、滤失量[6]。通过多次实验证明，添加磺化褐煤溶液可以有效降低滤失量、粘度，流动性变好些。后期低粘聚阴离子纤维素、纤维素钠盐材料到场后，不断补充磺化褐煤溶液、低粘聚阴离子纤维素溶液、纤维素钠盐溶液控制泥浆失水、粘度、流变性。

（2）消泡实验。首先排除钙污染后，现场泥浆技术员分析认为地层中含有碳酸盐，对泥浆进行破坏污染，造成失水、粘度增大，并产生气泡影响泵压，不能正常钻进。在现场使用生石灰进行多次试验后效果不明显。

现场使用消泡剂进行多次试验只有DC-130 效果明显，但是考虑后期维护使用成本过高，最终使用废机油进行消泡处理。

（3）起泡原因分析。

①现场处理剂水解聚丙烯铵盐、磺化褐煤、磺化酚醛树脂等加入量过多井内容易产生起泡；

②加重材料碳酸钙质量存在问题时，里面含有碳酸根离子对泥浆进行污染；

③井内钻遇地层含有二氧化碳污染源，始终渗透到泥浆中造成污染；

④机械气泡，由于泥浆粘度高泥浆经过振动筛、除砂器前后起泡明显增多。并且现场经过一个立杆泵、三匹泵、砂泵上抽泥浆，致使空气中搅拌气体进入泥浆中；

⑤每次加入磺化褐煤溶液都可以降低失水，循环几周以后失水再次增大，证明井下新钻遇地层中在反复污染泥浆。