渤中C油田某大位移井卡鉆復(fù)雜事故的處理與分析

袁毅章，宋闖，劉鵬，劉亮，李永若

1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司（天津 300459）2.中海石油（中國）有限公司 天津分公司（天津 300459）

0 引言

卡鉆是在鉆探過程中，鉆具因各種原因在井下失去上、下、旋轉(zhuǎn)3 種活動能力的現(xiàn)象，卡鉆事故是大位移、大斜度井中嚴重的井下事故之一，并且處理工藝復(fù)雜，不同的地層構(gòu)造情況、鉆井液性能、操作等因素都可能造成不同程度卡鉆[1-2]。對已發(fā)生的鉆井卡鉆事故，必須針對具體情況進行分析，總結(jié)相應(yīng)區(qū)塊卡鉆特點與原因，并制定相應(yīng)的事故處理措施，以便有效地解卡，保證安全、高效地鉆進。

渤海油田受到斷層控制，油田區(qū)塊分布范圍廣，但主要呈現(xiàn)出“低滲、邊際、稠油”三大特點，其中邊際油田儲量規(guī)模小、動用難度大、單獨開發(fā)經(jīng)濟性差。部分油田所處的地理位置特殊，受國防、航道、漁業(yè)、環(huán)保等多方面因素的制約，導(dǎo)致鉆井井眼軌跡復(fù)雜，大斜度扭方位井眾多，給鉆完井作業(yè)帶來很大挑戰(zhàn)。同時，油藏埋藏淺，地層承壓能力低、地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、井壁穩(wěn)定性差、安全密度窗口窄[3-6]。前期鉆井實踐中井漏、地層垮塌、泥頁巖水化等井壁穩(wěn)定性問題突出，發(fā)生多起不同程度的復(fù)雜情況。其中在渤中C油田某大位移井的實際鉆井過程中，由于復(fù)雜的地質(zhì)情況和井眼軌跡以及地層預(yù)測不準等原因，在造斜扭方位井段上提遇卡，反復(fù)活動鉆具無效，最終引起井壁坍塌卡鉆等復(fù)雜事故。在經(jīng)歷了數(shù)次解卡作業(yè)無效后最終進行回填側(cè)鉆處理，本次事故處理時間共計12.71 d，間接損失費用約889 萬元。分析該井卡鉆原因，提出相應(yīng)預(yù)防處理措施對于該區(qū)塊后期鉆井施工作業(yè)具有重要的指導(dǎo)意義。

1 XX井基本概況

渤中C南油田是在黃河口凹陷中央構(gòu)造脊背景上形成的復(fù)合油氣藏，受構(gòu)造、巖性雙重因素制約，平面上和縱向上存在多套油水系統(tǒng)。主力含油層位為明下段，其中，Ⅱ油組為油田主力油組。儲層平均孔隙度32.1%、平均滲透率2 366.7 ×10-3μm2，具有特高孔、特高滲的儲集物性特征。MDT 測壓和DST 測試資料表明，該區(qū)塊屬于常溫常壓油藏。為進一步提高明化鎮(zhèn)1-1167 目標砂體邊部儲量動用程度，補充區(qū)域注水量，XX 井設(shè)計成一口注水井，利用原低效井開窗側(cè)鉆一口大斜度水平套管井，設(shè)計的井身結(jié)構(gòu)如圖1 所示。該井開窗側(cè)鉆點在2 306 m（下窗口位置2 311.9 m），最大井斜角為83.37°，造斜率在（1.76～3.06）°/30 m；第二次造斜點2 597 m，著陸點井深3 047.5 m，最大井斜角86.45°，造斜率在（2.24～3.25）°/30 m，水平段長471 m，XX 井井眼軌跡數(shù)據(jù)見表1。

圖1 XX井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

表1 xx井實際井眼軌跡數(shù)據(jù)

該井實際完鉆井深3 518 m，井底位移2 886.98 m，水垂比2.31，采用PEM 鉆井液體系，密度1.14～1.18 g/cm3，黏度45～52 s，塑性黏度13～20 mPa·s，屈服值4～14 Pa，濾失量3.2 mL/30 min，泥餅厚度0.5 mm，pH 值9.0，含砂量0.2%。當前井內(nèi)鉆具組合：215.9 mmPDC-BIT+171.45 mmXceed+171.45 mmNeoscope+171.45 mmTelescope+171.45 mmNMDC+165.1 mmF/V+165.1 mm（F/J+JAR）+127 mm（5"）HWDP×14 根+139.7 mm鉆桿。鉆頭為CK605S PDC。鉆井參數(shù)：鉆壓3.9～5.2 t，轉(zhuǎn)速105 r/min，排量2 063 L/min，泵壓13.5 MPa。

2 卡鉆經(jīng)過及處理

2.1 卡鉆經(jīng)過

2.1.1 倒劃眼起鉆頻繁憋卡

2020年4月26日06:00，倒劃眼短起鉆至2 857 m，頂驅(qū)憋停（蹩停扭矩設(shè)置為35 kN·m），泵壓由11.5 MPa 上升至16.5 MPa，停泵并下放鉆具尋找泄壓點，循環(huán)1.5 h，振動篩返出大量黏軟巖屑。本次憋壓前倒劃眼順暢，在3 200 m、2 912 m循環(huán)。

4月26日11 :30，倒劃眼短起鉆至2 762 m，泵壓由10.82 MPa 上升至12.0 MPa，懸重由76.9 t 下降至71 t，降低排量并下放鉆具尋找泄壓點未果，觀察返出逐漸減少直至失返；停泵環(huán)空憋壓5.4 MPa，高低轉(zhuǎn)速上下活動鉆具尋找泄壓點未果（鉆具活動范圍5 m左右）。

2.1.2 回接鉆桿尋找泄壓點

4月26日12 :30，回接1 柱鉆桿，憋壓4 MPa，緩慢劃眼下放鉆具尋找泄壓點未果，以高低轉(zhuǎn)速上下活動鉆具仍未找到泄壓點，期間環(huán)空無返出。繼續(xù)回接鉆桿，緩慢劃眼下放鉆具至2 934 m 尋找泄壓點，劃眼期間頻繁蹩扭矩，環(huán)空持續(xù)憋壓4 MPa，在2 850.73 m、2 852.17 m、2 976.34 m、2 982.14 m、2 985.73 m 觀察泵壓微降，嘗試緩慢開泵5～10沖次/min嘗試憋通環(huán)空，觀察返出立即減少，嘗試在泄壓點以高低轉(zhuǎn)速快速活動鉆具打通建立循環(huán)未果。

繼續(xù)回接鉆桿，緩慢劃眼下放鉆具尋找泄壓點至2 992 m 頂驅(qū)蹩停（頂驅(qū)蹩停扭矩設(shè)置35 kN·m），未找到泄壓點，環(huán)空持續(xù)憋壓4 MPa無返出，多次嘗試劃眼下鉆即蹩停頂驅(qū)，無法繼續(xù)下鉆尋找泄壓點，匯報基地，決定起鉆至上部安全井段。

2.1.3 起鉆至安全井段鉆具阻卡

4月27日08:00，緩慢起鉆至2 845 m，懸重突然增加至112 t（正常上提懸重105 t，下放懸重40 t），立即下放鉆具至35 t，鉆具未活動；上提至中和點懸重（75 t），嘗試轉(zhuǎn)動即蹩停頂驅(qū)（頂驅(qū)蹩停扭矩設(shè)置35 kN·m），多次蹩扭矩35 kN·m 快速下放至頂驅(qū)懸重（25 t），鉆具緩慢下移，繼續(xù)蹩扭矩38 kN·m 在25～75 t快速活動鉆具，鉆具緩慢下移至2 858 m，鉆具無法轉(zhuǎn)動。

蹩扭矩42 kN·m快速下放至頂驅(qū)懸重（25 t），鉆具緩慢下移2 869 m，懸重逐漸恢復(fù)至55 t，鉆具間隙性正轉(zhuǎn)1～2 圈；蹩扭矩42 kN·m，鉆桿憋壓3 MPa，快速下放至頂驅(qū)懸重（25 t），鉆具緩慢下移至2 874 m，環(huán)空無返出；泄壓，蹩扭矩45 kN·m 在25～75 t 快速下砸鉆具，鉆具緩慢下移至2 877 m，鉆具仍無法轉(zhuǎn)動，環(huán)空無返出。

2.1.4 鉆具卡死

環(huán)空憋壓5 MPa，逐步上提至懸重200 t，懸吊5 min，觀察懸重逐漸下降至175 t，在25～200 t 上下活動鉆具，間歇性嘗試蹩扭矩35 kN·m 下砸鉆具至頂驅(qū)懸重，鉆具無法轉(zhuǎn)動，期間觀察壓力不降，環(huán)空未見返出。

鉆具緩慢上移至2 762 m 時，逐步上提至懸重240 t，懸吊5 min，懸重仍無變化，鉆具無法繼續(xù)上移；嘗試在25～240 t 上下活動鉆具，重復(fù)操作，鉆具仍無法上移，觀察壓力不降，環(huán)空未見返出，鉆具已被卡死。

2.2 卡鉆處理過程

2.2.1 倒扣作業(yè)

4月29日19 :00，開始進行倒扣打撈作業(yè)，上提鉆具至懸重40 t，施加扭矩39 kN·m 對鉆桿進行緊扣作業(yè)，在懸重25～80 t 上下活動鉆具傳遞扭矩，鉆桿累計正轉(zhuǎn)12.5 圈，上提鉆具至中和點懸重75 t，緩慢釋放扭矩，鉆桿反轉(zhuǎn)9.5圈。

上提至懸重80 t，施加反扭矩對鉆桿進行倒扣作業(yè)，逐步施加反扭矩20～40 kN·m，在80～110 t 上下活動鉆具傳遞扭矩，鉆桿累計反轉(zhuǎn)12 圈；上提懸重至125 t施加反扭矩45 kN·m，在100～125 t上下活動鉆具，上提至懸重125 t 時，扭矩突降，鉆桿反轉(zhuǎn)7圈，緩慢釋放扭矩，以低轉(zhuǎn)速反轉(zhuǎn)緩慢上提鉆具，扭矩平穩(wěn)，懸重維持在67 t不變，確認倒扣成功。

起鉆檢查發(fā)現(xiàn)井下鉆具由127 mm（5″）普通鉆桿與變扣（411×520）之間倒開，本次倒開127 mm（5″）鉆具1 108.83 m。

之后又陸續(xù)開展5次倒扣打撈作業(yè)。井下落魚組合：215.9 mm（8?2"）PDC-BIT+171.45 mmXceed+171.45 mmNeoscope+171.45 mmTelescope+171.45 mmNMDC+165.1 mmF/V+165.1 mm（F/J+JAR）+127 mm（5″）HWDP×14 根+127 mm（5″）DP×29 根。落魚頂深2 313.26 m，落魚總長450.91 m。

2.2.2 震擊解卡作業(yè)

5月5日03 :00 開展震擊解卡作業(yè)在懸重25～200 t 上下活動鉆具進行震擊解卡作業(yè)，累計上擊212 次，下?lián)?76 次，鉆具沒有出現(xiàn)松動現(xiàn)象。決定脫手反扣鉆具起鉆，下步回接鉆桿進行連續(xù)油管切割作業(yè)。

2.2.3 連續(xù)油管切割作業(yè)

5月6日09 :30 進行連續(xù)油管切割作業(yè)，提活割口以上鉆具時，多次嘗試無法打通建立循環(huán)。通井遇阻劃出新井眼，最終決定注回填側(cè)鉆水泥塞，卡鉆處理作業(yè)結(jié)束。

本次事故處理事故時間共計12.71 d，間接損失費用約889萬元。

3 卡鉆原因分析

3.1 地應(yīng)力因素

鉆井過程中的井壁失穩(wěn)問題是導(dǎo)致卡鉆事故發(fā)生的主要原因之一，在卡鉆類型中表現(xiàn)為壓差卡鉆、坍塌卡鉆、縮徑卡鉆[8]等。同時，卡鉆往往漏、塌、卡或漏、塌、噴、卡互相聯(lián)系在一起。當定向井鉆進時，鉆井液的液柱壓力代替了部分的地層壓力，地層巖石的穩(wěn)定性就會受到影響，初始地應(yīng)力便會受到破壞，井眼周圍應(yīng)力場會重新分解為周向、軸向以及徑向應(yīng)力，并且在井斜較大時還會引起較大的剪切應(yīng)力，當?shù)貙訋r石產(chǎn)生的地應(yīng)力大于巖石所能承受的最大應(yīng)力或者液柱壓力無法平衡地層的側(cè)向應(yīng)力時，地層巖石就會發(fā)生破壞，導(dǎo)致井壁坍塌。隨著鉆進深度的不斷增加，井壁圍巖表現(xiàn)出強烈的各向異性，其對井壁穩(wěn)定性產(chǎn)生嚴重影響[9]。根據(jù)已有的地質(zhì)調(diào)查結(jié)果顯示，該井區(qū)域?qū)儆谡５貞?yīng)力（垂向主應(yīng)力＞最大水平主應(yīng)力＞最小水平主應(yīng)力）類型。通過對該目標區(qū)塊正常地應(yīng)力條件下各向異性對地層坍塌壓力的影響研究[10]，結(jié)果如圖2所示，可以看出，地層各向異性對井壁穩(wěn)定性影響很大，其主要表現(xiàn)為井壁穩(wěn)定性與井斜角的大小成反比，本井井斜大，軌跡復(fù)雜，最大井斜88°，地層較為破碎，松散易坍塌極易導(dǎo)致井壁失穩(wěn)坍塌，引起卡鉆。

圖2 各向異性對地層坍塌壓力的影響

基于巖石力學(xué)的井壁穩(wěn)定性分析是減少井下復(fù)雜問題，實現(xiàn)安全、快速、經(jīng)濟鉆井的一項關(guān)鍵技術(shù)，在最大水平主應(yīng)力方向上，井壁穩(wěn)定性最弱；在最小水平應(yīng)力方向、最大水平應(yīng)力和最小水平應(yīng)力中分線方向上[11]，井壁穩(wěn)定性最強。海洋鉆井廣泛采用定向井鉆井方式，在鉆井前期準備時應(yīng)通過計算定向井坍塌壓力隨井斜方位的變化確定最佳鉆入角，進行井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計。同時進行井壁穩(wěn)定性力學(xué)分析，分析井眼周圍應(yīng)力分布，與地層強度進行對比，判斷井壁是否保持穩(wěn)定，防止井壁坍塌。

3.2 巖石理化性質(zhì)因素

地層巖石性質(zhì)是造成卡鉆的重要因素。受制于不同區(qū)塊、不同地層沉積環(huán)境、礦物組分、埋藏時間、膠結(jié)程度及壓實程度的不同，井壁穩(wěn)定性差異很大。如圖3所示，根據(jù)巖屑錄井顯示，該井卡點井段的沉積巖屑由遇水分散的層理性泥頁泥巖（黃褐色、部分紅褐色，質(zhì)純、性軟，巖屑呈團塊狀），強度較低的熒光粉砂巖（淺灰色，泥質(zhì)膠結(jié)，局部含泥質(zhì)較重，疏松，熒光濕照暗黃色）組成；該區(qū)域為明化鎮(zhèn)組地層，平均黏土礦物含量54.5%，伊/蒙混層含量84%，具有明顯地層敏感性[12]特征，易造成井眼縮徑，鉆頭泥包、起下鉆遇阻等問題。

圖3 卡點井段返出巖屑

由于含有伊利石、蒙脫石、綠泥石以及高嶺石等黏土性質(zhì)較強的黏土礦物，泥巖具有較強的親水特性，容易產(chǎn)生晶格膨脹、水裂解以及分散運移等理化現(xiàn)象[13-14]，對井眼周圍應(yīng)力分布產(chǎn)生較大影響，如圖4所示，且隨時間的推移，水化現(xiàn)象更為顯著。

圖4 泥巖水化后井周應(yīng)力變化

蒙脫石含量越多，泥巖越容易吸水膨脹，綠泥石含量越多，泥巖越易水裂解。且渤海受制于內(nèi)海環(huán)保限制，主要采用水基鉆井液體系，相較于油基鉆井液，水基鉆井液的流體性質(zhì)決定了其隨著地層巖石裂縫或者毛細管道侵入地層后，泥巖遇水后發(fā)生水化膨脹和毛細管作用[15]，導(dǎo)致孔隙壓力改變，產(chǎn)生新的地應(yīng)力變化，致使巖石受壓不均，剝落掉塊及坍塌使得井壁穩(wěn)定性變差，從而造成卡鉆。

因此，在鉆遇高敏感性地層時，應(yīng)提高鉆井液的抑制性和造壁性，在井壁上形成一層薄而韌的泥餅，以穩(wěn)固已鉆開的地層并阻止液相侵入地層，減弱泥頁巖水化膨脹和分散的程度。

3.3 鉆機能力及設(shè)備因素

在通過埋深淺、成巖性差，蒙脫石含量高，極易水化的地層時，應(yīng)優(yōu)先快速通過并及時下入套管進行封隔，而由于該井鉆井機具為模塊鉆機，設(shè)備工具老化嚴重，導(dǎo)致鉆機提升能力不足、處理能力較弱。鉆井周期內(nèi)設(shè)備修理時間為23.25 h，絞車修理24 h，共計47.25 h，渤中C 油田明化鎮(zhèn)組坍塌周期約7 d，長時間地層水化造成地層強度降低，坍塌壓力當量密度升高[16]（圖5），從而更容易造成井壁坍塌。因此設(shè)備及鉆機問題消耗了大量時間，留下了較大隱患。鄰井鉆井過程中也曾發(fā)生過類似事故，因此，在后續(xù)作業(yè)時應(yīng)增加泥漿的抑制性，適當?shù)哪酀{密度，快速通過并下套管封隔。

圖5 坍塌壓力當量密度隨井眼鉆開時間的變化情況

由于處理卡鉆時間過長，上部泥巖井段發(fā)生垮塌，導(dǎo)致切割提出鉆桿后通井劃出新井眼，無法再找到剩余井下落魚，打撈失敗，最終回填側(cè)鉆。

3.4 井眼軌跡因素

卡鉆井井斜角隨井身變化關(guān)系如圖6 所示，本井井斜大，軌跡復(fù)雜，二次造斜段大斜度扭方位約40°，最大井斜88°，裸眼段長1 212 m，巖屑返出為黏軟泥巖，導(dǎo)致攜砂困難，極易造成巖屑堆積附著，井眼低邊存在巖屑床、井壁上黏附許多鉆屑、上部泥巖井段發(fā)生縮徑，當?shù)箘澭壑吝@些井段時，扭矩增大，環(huán)空無返出，環(huán)空憋壓，尋找泄壓點困難。根據(jù)該井參數(shù)，使用軟件模擬計算了該井巖屑床濃度以及巖屑床厚度隨井身的變化關(guān)系，如圖7、圖8所示，可以看出在斜井段，巖屑濃度較多、巖屑床堆積厚度較厚。在鉆進過程中，應(yīng)根據(jù)實際情況，適當增加短起下次數(shù)，及時清除巖屑床，避免巖屑堆積。在發(fā)生卡鉆時，針對倒劃眼短起鉆時出現(xiàn)復(fù)雜情況，應(yīng)減少尋找泄壓點的活動空間，尋找泄壓點應(yīng)細心，減少因起下鉆而造成對井壁的剮蹭，對巖屑床的堆積，從而降低開泵實現(xiàn)循環(huán)的可能性。

圖6 井斜角隨井深曲線

圖7 巖屑床厚度隨井深變化關(guān)系

圖8 巖屑濃度隨井深變化關(guān)系

4 結(jié)論

1）渤中C油田平原組和明化鎮(zhèn)巖性以軟泥巖為主，容易造漿，引起黏度上漲，明化鎮(zhèn)下部砂泥巖互層較多且砂泥膠結(jié)強度不高，軟泥巖與鉆井液接觸后容易水化，起泥球或縮徑，砂巖段產(chǎn)生虛泥餅，造成起下鉆阻卡。同時，當泥巖孔隙度和滲透率較小時，容易導(dǎo)致地層壓差大于泥巖強度，地層就會產(chǎn)生縮徑。

2）對井眼軌跡復(fù)雜的井段、頻繁阻卡及蹩扭矩或憋泵的井段加強監(jiān)控，確保反向活動空間；在大斜度井中，根據(jù)進尺和鉆具在井下工作時間，適當?shù)剡M行短起下，破壞巖屑床。

3）在倒劃眼作業(yè)中，應(yīng)根據(jù)振動篩返砂情況以及倒劃眼井段長度，適當進行循環(huán)，以利于鉆屑及時攜帶出井眼；在倒劃眼困難井段，嚴控倒劃速度；每倒劃一段，要下放到正常井段，保證鉆頭以下的井段正常；倒劃眼不超過300 m 必須充分循環(huán)，配合掃稀塞、稠塞等手段清潔井眼。

4）加強深井環(huán)空清潔工作，通過機械手段或優(yōu)化泥漿性能，盡量消除巖屑床，確保環(huán)空清潔；合理使用固控設(shè)備，維持泥漿及井筒的潔凈程度。