桂中-南盘江地区黔水地1井卡钻事故处理及原因分析

2020-04-02王文彬郭军苑坤董旭韩菲

石油工业技术监督 2020年12期

王文彬，郭军，苑坤，董旭，韩菲

1.湖南省煤炭地质勘查院（湖南长沙 410000）

2.中国地质调查局油气资源调查中心（北京 100083）

1 基本情况

黔水地1 井是桂中-南盘江地区的大口径页岩气地质调查井，井场位于贵州省六盘水市，设计井深2 500 m。钻至井深2 168.30 m，起钻至井深2 005.02 m时发生卡钻事故。采取上提下放、憋压、震击等多种解卡措施，均未能解卡，最终因井眼状况不稳定而回填井侧钻。侧钻采用1.25°单弯螺杆和随钻测斜仪的施工工艺，严格依据侧钻方案进行，最终顺利钻至设计井深，井身结构、质量均满足变更设计要求。

该井于2019年6月15日开钻，钻遇地层自上而下分别是第四系、石炭系的南丹组、打屋坝组和睦化组。其中，地表的第四系属于典型的喀斯特地形，乱石林立、落水洞密布，覆土层、破碎带、砾石层、溶洞等均有发育；南丹组为厚层-巨厚层状的灰岩地层，裂缝、溶洞等岩溶极其发育[1]。邻井资料显示，多口井均钻遇了溶洞，大小为几米至十几米不等；打屋坝组为该井的目的层，泥页岩发育，水敏性强、胶结性差、压力窗口窄[2]；睦化组为黏土岩，缩径、垮塌严重。整体上，施工地质条件极差。

该井设计为导管+二开井身结构，其井身结构和套管程序为：导管段采用Φ444.5 mm 钻头，钻深30 m，下入Φ339.7 mm 导管至井深30 m，封固地表疏松、垮塌地层及地表水层；一开采用Φ311.2 mm钻头，中完井深1 000 m，下入Φ244.5 mm 至井深998 m，封固南丹组岩溶发育的灰岩地层；二开采用Φ215.9 mm 钻头，完钻井深2 500 m，视油气显示情况，决定下入生产套管固井完井或裸眼完井。

2 卡钻发生经过

2019 年9 月29 日5:00，采用Φ215.9 mmPDC 钻头二开钻至井深2 168.30 m，开始循环钻井液，准备起钻更换钻头。钻井液密度1.31 g/cm3，黏度40 s，体系为PAM聚合物钻井液。6:00开始起钻，起至第3～4 柱钻杆时，拉力略有上升，但可以正常上提下放；起至第5柱第2根，拉力由75 t上升至90 t，立即合上立轴，在遇阻井段进行上下划眼作业15 min，悬重、泵压均恢复正常。7：11 划眼上提钻具过程中，泵压由10 MPa 骤升至22 MPa 不降，上提钻具120 t（钻具串约65 t），拉不动，下放脱压为0，上下约有3 m 的活动空间，现场确认钻具被卡。被卡钻具组合：Φ215.9 mmPDC 钻头+Φ171.5 mm 单弯螺杆+Φ159 mm 定向接头+Φ159 mm 无磁钻铤（随钻测斜仪）+Φ159 mm 变径接头+Φ178 mm 钻铤+Φ159 mm变径接头+Φ159 mm 钻铤+Φ159 mm 变径接头+Φ127.5 mm钻杆，钻头位置2 005.02 m。

3 卡钻事故处理

3.1 解卡处理

1）憋压。现场确认卡钻后，分别采用单缸、双缸，由小到大间断开泵憋压，最大压力20 MPa，同时配合上提下放活动钻具，最大拉力130 t，处理无效，循环无法建立。

2）震击。在最上端钻杆上焊接一块厚30 mm钢板（长400 mm×宽400 mm），分别用Φ159 mm 钻铤1根（重约1 t）和Φ203 mm 钻铤1 根（重约2 t）进行震击，震距1～2 m,同时配合上提下放活动钻具，上提最大拉力120 t，无效。震击器到达现场后，采用震击器震击120余次，均无效。

3）倒扣。尝试多种解卡措施无效后，现场决定改用自行倒扣+反丝倒扣。经自行倒扣、钻杆和钻铤连接处开扣，起出井内所有松扣钻具。再分别采用倒扣接头和反扣母锥，组合下入反丝钻具，多次尝试对扣，均未果。

井内鱼顶深度1 903.35 m，落鱼长度101.67 m，落井组合：Φ215.9 mmPDC 钻头+Φ171.5 mm 单弯螺杆+Φ159 mm定向接头+Φ159 mm无磁钻铤（随钻测斜仪）+Φ159 mm 变径接头+Φ178 mm 钻铤+Φ159 mm变径接头+Φ159 mm钻铤+Φ159 mm变径接头。

3.2 套铣、打捞

3.2.1 第一次套铣和打捞

第一次套铣进尺10.5 m，管柱组合：Φ206 mm锯齿铣鞋+Φ206 mm 套铣筒+Φ206 mm 变径接头+Φ165 mm 安全接头+Φ127.5 mm 正丝钻杆；工程参数：钻压10 kN,排量35 L/min，转速40 r/min。套铣过程中控制套铣速度，每2 m上下活动钻具一次，但在下钻和套铣过程中伴有阻卡现象发生，进展不顺利。

第一次套铣后的打捞管柱组合：倒扣接头（含导向罩铣鞋）+Φ127.5 mm 反丝钻杆。对扣倒扣成功，打捞出一个Φ159 mm变径接头和一根Φ159 mm钻铤，新鱼顶深度1 913.32 m，新落鱼长度91.70 m。

3.2.2 第二次套铣

第二次套铣管柱与第一次相比，增加了一个套铣筒，其他参数不变。下钻至距鱼顶40 m开始循环划眼。划眼过程中，多次出现憋泵、悬重增加等异常，卡钻迹象明显，套铣作业被迫中止，起钻。

至此，事故处理已花时间14 d，如若继续套铣打捞，耗时过长，且发生二次事故的风险巨大。综合井内复杂情况、泥页岩垮塌周期、钻井作业经济性和井下钻具安全等因素，决定填井侧钻。

3.3 填井侧钻

针对井下情况，侧钻点设计依据如下：

①事故处理过程中，在井段1 800～1 913.32 m（鱼顶位置）处理时间较长，且多次发生大漏，漏速约180 m3/h，现场判断该井段的部分地层已经坍塌，侧钻点必须避开该段；②为保障井眼轨迹的光滑性，侧钻点应尽量提前，并采用小弯角的动力钻具；③为了避免井内遗留事故钻具对新井眼侧钻仪器所造成的干扰，结合下步压裂试气需要，两井眼之间在遗留事故钻具井段的最小距离最好超过10 m[3-4]；④为了减少不必要的进尺，填井井段不宜过长。

综上，侧钻方案最终确定：填井井段为1 600～1 913.32 m，侧钻点为1 650 m，侧钻方位为北偏东30°，侧钻设计井眼轨迹见表1。侧钻钻具组合：Φ215.9 mmPDC钻头+Φ171.5 mm单弯（1.25°）螺杆+Φ159 mm 定向接头+Φ159 mm 无磁钻铤+Φ159 mm钻铤+变径接头+Φ127 mm 钻杆，并配合随钻测斜仪。

表1 侧钻井眼轨迹设计数据

自井深1 656.51 m 开始定向侧钻，至井深1 686 m，井口返出岩屑基本是新鲜岩屑，确认造新井眼成功。至11月2日侧钻至2 168.30 m达到老井眼井深，卡埋钻事故处理结束。该次侧钻采用定向增斜和自然降斜方法，共计施工10 d，钻进进尺511.79 m，鱼顶位置新老井眼距离约29 m；井底位置新老井眼距离约45 m，井身质量符合“变更设计”要求。在此期间，未发生井漏、井涌、井壁坍塌等复杂情况，施工顺利。

4 卡钻原因分析

4.1 泥页岩垮塌

该井自1 247 m 进入打屋坝组泥页岩地层，至卡钻井深2 168.3 m，钻遇地层厚度921.3 m，用时27 d。该段地层岩性主要为灰黑色泥页岩，泥质结构，薄层状，性软、吸水性好，可塑性差，疏松，易缩径和垮塌而造成卡钻。综合该段井眼暴露时间，由于地层应力释放，泥页岩垮塌造成的井壁失稳是卡钻事故发生的直接原因。

4.2 钻井液抑制性不足

打屋坝组为大套薄层状的泥页岩地层，水敏性强，井壁不稳定。该井二开所用钻井液体系为普通的防塌聚合物体系，其钾离子含量不足，造成了钻井液抑制性不够[5-6]。钾离子可以降低钻井液的水活度，使之与泥页岩地层中的水活度相近，缩小钻井液与地层之间的孔隙压力差，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中渗透，降低失水，从而提高井壁的稳定性，增加井壁稳定周期。本次井壁坍塌的直接原因是钻井液进入地层的微裂缝，泥浆材料遇水膨胀，导致井壁应力发生变化，井眼垮塌，进而造成卡钻事故。

4.3 钻井液密度过大

工作区勘探程度低，临井资料少，地层压力资料缺失。为了应对井下可能出现的高压气层和高压水层，依据邻井钻遇该套地层所用最大泥浆密度1.45 g/cm3，设计本井钻遇该套地层的泥浆密度采用1.20～1.45 g/cm3。

自二开以来，随着井下气层活跃度的增加，泥浆密度也逐步增大，至井深2 168.30 m，泥浆密度达到1.33 g/cm3。同时，井内也逐渐出现渗漏至小漏（下调泥浆密度的后期侧钻施工，未发生井漏），但现场没有停止正常钻进作业。

因密度过大所造成的诱导裂缝性井漏[7]，导致钻井液的密度、黏度、失水、泥饼等各种性能参数不能保持在需要的稳定状态，进而降低了其携砂、护壁等能力，促使了井壁失稳。

4.4 钻具组合不合理

在现场缺少加重钻杆的情况下，为了给钻头加压，稳定钻头，防止井斜，入井的钻具组合中，加入了Φ178 mm 和Φ159 mm 两种类型的钻铤。Φ215.9 mm井眼，Φ178 mm钻铤的使用，使得相应井段的环空变小，易因大块岩屑、剥落掉块或缩径形成卡钻，在变径接头处，更易因岩屑的堆积而形成沉砂卡钻。

4.5 对井下风险评估不足

事故发生之前，钻速较快，施工顺利，放松了对该段地层的警惕意识；起钻时，起至第3～4 柱钻杆时，拉力略有上升，起至第5柱时，拉力出现异常，进行上下划眼作业约15 min，泵压、悬重均恢复正常，后继续起钻作业。由于第6 柱出井时的轻微异常，至第7柱再进行倒划眼作业时，发生了卡钻。起第5柱时的划眼作业时间过短，钻井液循环不彻底，对井下复杂情况重视程度不够，对风险评估不足，也是此次卡钻的重要原因之一。