毛志新 杨 峰 鲜保安

（1.中国石油大学，北京 102249；2.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；3.新疆油田公司采油工艺研究院，新疆克拉玛依 834000）

山西保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘北部，河东煤田北段，南邻临兴北区块，东接河曲区块。保1-1向1井和保1向2井是保德区块最早施工的2口定向井，在钻穿8/9号煤层时几乎在同一天发生黏附卡钻事故。这说明这一现象已成为保德区块定向井施工过程中存在的共性问题。针对保德区块定向井施工的这一共性问题展开研究。

1 工程概况

保1-1向1井是保德区块保1-1丛式井组中的一口定向井，设计井深869 m，设计最大井斜角24.1°。保1向2井是保德区块保1丛式井组中的一口定向井，设计井深929 m，设计最大井斜角32.8°。一开：Ø311.1 mm钻头+Ø273.1 mm表套；二开：Ø241.3 mm钻头+Ø177.8 mm套管。

1.1 事故经过

保1-1向1井在钻进至896.53 m接单根后发生卡钻，保1向2井在钻进至923.59 m接单根后发生卡钻。两者卡钻基本上在同一个层位，具有黏附卡钻的特征：接完后能正常开泵，泵压正常；上提方钻杆遇卡，下放遇阻；方钻杆不能回转，没有活动余地。发生卡钻时的钻具组合为：Ø241.3 mm钻头+Ø165 mm无磁钻铤×1根+Ø159 mm钻铤×6根+Ø127 mm钻杆+Ø133 mm方钻杆。

1.2 事故处理

保1-1向1井处理概况：7月3日往井内卡点处打入解卡溶液14 m3（解卡剂1.25 t，石粉3.5 t，柴油4.5 m3，水3.5 m3）静止浸泡至7月8日未能解卡，7月9日第2次往井内卡点处打入解卡液25 m3（解卡剂2.5 t，石粉6.8 t，柴油11 m3，水6.7 m3）静止浸泡至15日没有解卡成功，15日开始倒扣、套铣，经过5 d反复套铣、倒扣，在20日24:00解卡。保1-1向1井黏附卡钻造成的直接损失约20万元，钻井周期34 d。

保1向2井黏附卡钻的处理采用了活动钻具、使用解卡剂、油泡钻具表面和反扣钻具等措施，于15日24:00用反扣钻具成功解卡。保1向2井黏附卡钻造成的直接损失超过10万元，钻井周期50 d。保1-1向1井和保1向2井的卡钻事故处理情况表明反扣钻具是解决保德区块黏附卡钻事故行之有效的方法。

2 卡钻原因分析

造成黏附卡钻的原因是多方面的，有地质因素，也有工程因素。通过对保1-1向1井和保1向2井的录井资料和测井资料分析，发现2口井在8/9#煤层下部约15 m处均存在一段渗透性很好的砂岩层。煤层气钻井要求使用低固相聚合物钻井液，钻井液的密度一般在1.05 g/cm3以下。通过分析钻井液班报表，这2口井钻进时钻井液密度都超过了1.1 g/cm3，表明钻井液固相含量高，在钻进过程中容易形成滤饼，而且由于砂岩段岩石强度高、井眼比较规则，和钻具接触面积比较多，容易造成黏附卡钻。保1向2井发生黏附卡钻处井斜27°，保1-1向1井发生黏附卡钻处井斜26°。如果在接单根时钻具在井下静止时间过长，钻具就会在重力和钻井液柱作用下靠在井壁上，这时候不及时活动钻具就容易造成黏附卡钻。

分析卡钻原因，认为在钻穿8/9#煤层后，由于煤层的渗透性好，造成钻井液滤失量很大，从而使钻井液性能大幅改变，固相含量大大增加，当钻至孔隙度大、渗透性好的砂岩层时，在液柱压力和地层压力差的作用下，孔内钻井液中的水渗透到地层中，钻井液固相在孔壁上形成很厚的泥皮。由于保1-1向1和保1向2井都是定向井，孔内钻具在自身重力作用下紧贴井壁，当钻具在孔中静止较长时间时，滤饼与钻具间形成很大的摩擦力，从而使钻具活动困难，造成黏附卡钻。

3 预防黏附卡钻的措施

3.1 钻具组合

黏附卡钻发生的一个重要原因是钻具和井壁大面积接触，所以在满足井眼轨迹控制要求的前提下，应尽量简化下部钻具结构，减少钻铤数量，用加重钻杆替代钻铤［1-2］，以尽可能减少钻具与井壁的接触。如果没有加重钻杆，也可以在每柱钻铤之间加上防黏接头，以减少钻具与井壁的接触面积，大大降低黏附卡钻的风险。

根据现场使用的钻头和钻铤尺寸，研制了外径为210 mm的防黏接头，见图1。这种防黏接头类似于小型稳定器。在稳斜钻进时还可以起到保证井眼轨迹稳定和防止黏钻的作用。

图1 研制的防黏接头

3.2 钻井液

通过对保德井区卡钻原因的分析，可以看出优质的钻井液是关键。根据现场情况了解，保德区块的地层条件相对比较稳定，所以可以使用低密度、低固相的优质钻井液，以减少滤饼厚度，保持井眼稳定［3］。根据保德区块地层条件，提出了一套适合保德区块定向井施工的钻井液体系。

钻井液配方：40~45 kg/m3钠质土粉+0.1%~ 0.2%NaOH+0.2%K-PAM+0.5%HV-CMC。K-PAM（聚丙烯酸钾）主要作用是加快岩屑沉淀，兼有降失水和润滑的作用；HV-CMC（羧甲基纤维素钠）主要作用是增加钻井液黏度，利于携带岩屑，降低滤失量，维持井壁稳定。

性能指标：黏度35 s，密度1.02~1.05 g/cm3，失水量小于8 mL，滤饼厚度小于1.0 mm。

3.3 施工工艺

虽然通过钻具组合和钻井液性能调整可以大大减小黏附卡钻事故的发生概率，但是如果在施工工艺上不重视，也很容易造成黏附卡钻事故。根据现场施工条件，提出以下预防黏附卡钻的工艺措施［4-8］：（1）在接单根时应活动钻具，尽可能减少钻具在井下静止时间，静止时间不超过3 min；（2）为保证井眼轨迹圆滑，减少卡钻事故，每钻进 50 m进行短起下一次，以破坏滤饼；（3）测斜时，严格按仪器操作规程和作业指令执行，认真活动钻具，防止测斜卡钻；（4）施工过程中应勤捞砂，避免岩屑反复在井内循环；（5）加强设备检修，避免在正常钻进过程中由于设备故障而引起的黏附卡钻；（6）增加钻井液循环槽长度和泥浆池容积，以利于岩屑充分沉淀，减少钻井液固相含量；（7）如果有条件的话，可以使用螺旋钻铤、加重钻杆，减少钻具与井壁的接触面积。

4 现场试验

保德区块2010年总共部署了21口定向井，保1-1向1井和保1向2井是保德井区最早施工的2口定向井。为了检查研究的钻具组合、钻井液配方以及施工工艺的使用效果，在剩下的19口定向井进行了现场试验。这些定向井采用了与保1-1向1井和保1向2井相同的井身结构以及钻井液体系。在施工过程中，钻穿8/9#煤层后提钻，在每柱钻铤之间接上设计的防黏接头，以减少钻具与井壁的接触。

同时，按照研究结果重新调配了钻井液配方。在钻进过程中严密监测钻井液各项性能指标：密度、黏度、失水量、滤饼厚度以及含砂量等，确保各项性能指标满足要求。在钻井过程中严格按提出的施工工艺措施进行施工，保证了钻井过程的顺利进行。

通过使用研制的防黏接头、钻井液配方和施工工艺，19口定向井施工过程中没有发生黏附卡钻，钻井周期也缩短至10 d左右。

5 结论

（1）保德区块黏附卡钻主要是由于在钻进8/9#煤层下面渗透性好的砂岩层时因钻井液固相含量高形成厚滤饼而引起的。

（2）研制的防黏接头和钻井液配方经过现场试验，可以成功应用于保德区块定向井钻井施工。

（3）提出的黏附卡钻预防施工工艺和现场紧密结合，具有实际可操作性。

（4）建议钻井队配备滤失仪、含砂量测定仪等常规钻井液性能测试仪，以加强钻井液性能监测，消除安全隐患。

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