渤海油田淺層沉砂卡鉆處理新技術

李 波

(中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452)①

隨著海洋石油新區勘探不斷擴大，鉆井深度日益增加，鉆遇地層數越來越多；海上油氣田開發井型已由以往單一常規定向井模式向大斜度井、大位移井及水平井轉變，勢必造成鉆遇井漏地層的幾率也隨之增加，因井漏造成卡鉆[1-4]的事故也會越來越頻繁。例如渤海油田墾利10-4A10井，因漏致卡發生了井下事故。本文通過分析該事故的發生原因，通過采用新工藝，成功解卡被埋鉆具，保證了海上油氣田鉆井安全和鉆井時效[5]。

1 井況介紹

1.1 地質分層及斷層信息

墾利10-4區塊位于渤海南部萊州灣海域，平均水深約15 m；鉆遇地層從上到下依次為第四系平原組、新近系明化鎮組、館陶組以及古近系東營組和沙河街組。主力含油層段位于沙河街三段，該區塊以砂巖為主，泥質膠結，膠結疏松[6]。

該區塊內共有20條斷至海底斷層，其中有5條是通過搭接別的斷層斷至海底，其他15條斷層直接斷至海底。目的層段直接斷到海底斷層為F1，F2，F3，F4，F5，F6，F7，F11，F18；淺層直接斷到海底斷層為F8，F9，F10，F16，F17，F20；與斷到海底斷層直接相搭為F12，F13，F14，F15，F19(如圖1)。在海拔深度-1 086 m處，A10井與F4相距30 m,在海拔深度-1 675 m處，A10井與F5相距80 m。

圖1 墾利10-4區塊構造斷層分布示意

1.2 井身結構

A10為常規定向井，最大井斜45.5°，該井為單筒雙井中的長筒，設計井深3 085 m，垂深2 315.9 m。井身結構為三開，即?762 mm+?311.15 mm+?215.9 mm，如圖2所示。

圖2 A10井井身結構

2 鉆具遇卡過程及分析

2.1 遇卡過程

A10井二開鉆進至2 268 m，泵壓由19.4 MPa降至16.15 MPa，井口忽然失返，循環池液面迅速下降，排查地面循環系統均正常，從而確定井下發生漏失，漏點在井底；利用固井泵通過壓井管匯持續向環空泵入堵漏泥漿，頂替期間井口返出正常；倒劃眼短起至1 685 m，期間頻繁憋壓、憋轉矩，倒劃眼參數為排量2 900～3 000 L/min、泵壓12～13 MPa、轉速40～50 r/min、轉矩20～27 kN·m。突然憋壓2 MPa，井口再次失返，處理方法和上述相同，類似情況出現高達5次，累計漏失鉆井液571 m3，處理耗時111 h。期間多次將鉆具起至安全井段，嘗試憋壓打通鉆具，嘗試均以失敗告終(最高憋壓至34.5 MPa×5 min)。于是決定起鉆檢查鉆具并處理井下漏失，起鉆至527.2 m，起鉆困難，接頂驅嘗試小參數倒滑眼起鉆，倒滑眼起鉆至526.4 m時，轉矩忽然憋至32 kN·m，頂驅憋停，立即下放鉆具至頂驅懸重，鉆具未能通過卡點。

2.2 原因分析

3 處理方案

針對A10井鉆具淺層卡鉆的情況，預備了3套解卡方案。方案1——解卡劑解卡；方案2——“微擴孔工具+隨鉆堵漏工具”工藝擴孔解卡；方案3——爆炸松扣解卡。施工按方案1—2—3先后順序實施。其中方案1、方案3為常規解卡工藝，方案2為新工藝。

3.1 工具結構及原理

3.1.1 微擴孔工具

微擴孔技術是相對于常規擴眼技術而言，常規擴孔的井眼的井徑擴大率一般在18%以上，微擴孔的井徑擴大率在8%以內[8]。微擴孔工具[9]主要由本體、PDC齒及保護柱等組成，如圖3所示。母螺紋與上部鉆柱連接，公螺紋與下部鉆柱連接。螺旋刀翼采用偏心結構，通徑比鉆頭尺寸小，而擴孔后比原井眼稍大(0.125～0.375 mm)；4個長刀翼主要用于擴孔及修整井壁；4個短刀翼主要用于修正井壁。保護柱高出刀翼表面0.5～1.0 mm，目的是避免下鉆通過套管時，PDC齒切削套管內壁及保護PDC齒免于磕碰失效。

圖3 微擴孔工具結構示意

鉆井作業過程中，轉盤或頂驅轉動，由于螺旋刀翼偏心結構設置，PDC齒會在離心力作用下切削井壁，從而實現擴徑，如圖4。同時，上提下放鉆柱過程中，可以實現向下正劃眼和向上倒劃眼，繼而消除輕微狗腿和攪動巖屑床，省去短起下鉆，適應于頁巖鉆井、大位移井鉆井、蠕變鹽巖鉆井及膨脹頁巖鉆井等。

圖4 擴孔原理示意

3.1.2 隨鉆堵漏工具

隨鉆堵漏工具主要由外筒、固定套、壓帽、球座、導向銷、換向套、碟簧、芯軸、浮式活塞及擋環等組成[10]，如圖5所示。其中，球座包括上球座、中球座及下球座，上球座和下球座具有“記憶功能”，可以反復多次使用。鉆井過程中，隨鉆堵漏工具連接在鉆桿之間隨鉆下入，一般而言，其旁通孔處于關閉狀態。當鉆進過程出現井漏時，立即停止鉆進，投開關球并小排量頂替使其坐封在上球座，提高排量到一定程度，碟簧被壓縮，芯軸下移，導向銷使得換向套換向，繼續提高排量，開關球脫離球座，此時旁通孔被打開(如圖5)；接著投隔離球，其坐封在下球座上，井口泵入堵漏材料從旁通孔流出，從而實現堵漏作業；井漏作業處理完畢后，再次投入開關球，提高排量到一定程度，開關球和隔離球均脫離球座，在碟簧回復力作用下，芯軸上移，旁通孔則被關閉。當井下再次發生井漏時，需再次堵漏，則重復上述操作，因此，一趟鉆可實現多次堵漏作業，其開或關的次數取決于工具下面的捕球器的容量。同時，該工具能有效地保護了鉆具組合底部螺桿鉆具、旋轉導向工具、MWD等精密工具，并能沖洗防噴器的開口。

圖5 隨鉆堵漏工具結構示意

3.2 處理過程

在沒有百分之百確定是沉砂卡鉆情況下，首次采用了比較保守方式——解卡劑解卡方式。利用固井泵由壓井管匯向環空灌注高濃度的燒堿溶液，壓力不高于2 MPa，累計灌注量35 m3，穩壓10 min，泵壓下降0.15 MPa；期間上下活動鉆具，泄壓后上提鉆具至中和點懸重，蹩轉矩至27 kN·m，迅速下放鉆具，懸重恢復至正常下放懸重；倒滑眼起鉆至526 m，起鉆困難，鉆具仍不能通過卡點526 m，至此首次解卡以失敗而告終。同時，大量泥巖貼在起出鉆桿外壁被帶出，由此推斷339.7 mm(13英寸)套管鞋至526 m鉆具被沉砂掩埋而卡鉆，甚至339.7 mm套管內也有可能有大量泥沙存在。

首次解卡失敗后，再次分析討論，決定采用新工藝擴孔解卡。根據現場實際情況，實施新工藝主要技術難點為：①堵漏作業過程中，井下鉆具內部水眼已被堵漏材料堵死，無法建立循環通道，因此，新工藝必須自帶旁通孔，建立自己獨立的循環通道；②大量泥巖貼在起出鉆桿外壁被帶出，推斷339.7 mm套管內很有可能有大量泥沙存在，極有可能需旋轉下鉆清理套管內泥沙，最大擴孔范圍不能超過339.7 mm套管(J55)的內徑317.9 mm。

起鉆至卡點(526 m),鉆臺連微擴孔工具和隨鉆堵漏工具(旁通孔打開)，微擴孔工具位于隨鉆堵漏工具之上，311.2 mm(12英寸)井眼用微擴孔工具，通徑尺寸303 mm,擴孔直徑316 mm<339.7 mm套管內徑，清理泥砂過程中，降低了損傷339.7 mm套管的風險；隨鉆堵漏工具旁通孔則可以作為新的循環通道，返出擴孔后巖屑。擴孔參數：鉆壓30 000～70 000 N,排量2 900～3 500 L/min，泵壓1.4～1.6 MPa,轉速30～60 r/min，轉矩16～27 kN·m。逐步下鉆下劃眼擴孔至1 123 m(微擴孔工具在584 m),再反復2次倒劃眼短起至339.7 mm套管鞋處，振動篩處返出大量粘軟細碎巖屑，期間在477～484 m井段、552～565 m井段頻繁憋轉矩，此次累計擴孔用時7 h，擴孔進尺148 m，最終成功解卡被埋鉆具；接著組合通井堵漏鉆具進行堵漏作業，鉆具組合：311.2 mm(12英寸)Cone-Bit+X/O+203.2 mm(8英寸)F/V+203.2 mm(8英寸)DC×3+203.2 mm(8英寸)(F/J+JAR)+X/O+139.7 mm(5英寸)HWDP×14+139.7 mm(5英寸)DP×5+X/O+隨鉆堵漏工具，下鉆至1 220 m時，劃眼非常困難，于是決定起鉆，1 200 m處打水泥塞進行側鉆。

4 結論

1) 沉砂卡鉆是疏松地層比較常見卡鉆形式，處理不當則會掩埋鉆具造成井眼報廢，常規處理方法難度大、費用高；通過采用“微擴孔工具+隨鉆堵漏工具”工藝成功處理了墾利10-4A10井沉砂卡鉆事故。

2) 了解將鉆井井段是否有斷層，斷層段長度及延伸方向，如確認在將鉆井段有斷層出現，則要在鉆具組合中加隨鉆堵漏工具，防止堵漏過程中，堵漏劑堵塞鉆頭水眼無法形成循環通道的情況。

3) 渤海油田上淺部地層疏松，井眼蠕變周期短，井壁易坍塌掉塊，鉆進過程，要勤倒劃眼短起并定期掃稠膨潤土漿攜砂，防止沉砂卡鉆。

4) 隨鉆堵漏工具利用投球實現旁通孔開關，形成新的循環通道，主要用于堵漏作業和沖洗井筒內沉砂并攜帶出井底。

5) 選用微擴孔器最大擴孔井徑316 mm(<339.7 mm套管內徑)，在清理套管內壁泥砂時，最大程度地降低了對套管內壁的損傷。

6) 針對疏松地層常見的沉砂卡鉆方式，建議采用“微擴孔工具+隨鉆堵漏工具”擴孔解卡新工藝，該工藝具有簡單實用、可靠性高及處理費用低等優點。