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(guó)）有限公司 天津分公司（天津 300459）

0 引言

卡鉆是在鉆探過(guò)程中，鉆具因各種原因在井下失去上、下、旋轉(zhuǎn)3 種活動(dòng)能力的現(xiàn)象，卡鉆事故是大位移、大斜度井中嚴(yán)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(duì)已發(fā)生的鉆井卡鉆事故，必須針對(duì)具體情況進(jìn)行分析，總結(jié)相應(yīng)區(qū)塊卡鉆特點(diǎn)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(jìn)。

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(diǎn)，其中邊際油田儲(chǔ)量規(guī)模小、動(dòng)用難度大、單獨(dú)開(kāi)發(fā)經(jīng)濟(jì)性差。部分油田所處的地理位置特殊，受國(guó)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(lái)很大挑戰(zhàn)。同時(shí)，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(shí)踐中井漏、地層垮塌、泥頁(yè)巖水化等井壁穩(wěn)定性問(wèn)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(shí)際鉆井過(guò)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(cè)不準(zhǔn)等原因，在造斜扭方位井段上提遇卡，反復(fù)活動(dòng)鉆具無(wú)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(wú)效后最終進(jìn)行回填側(cè)鉆處理，本次事故處理時(shí)間共計(jì)12.71 d，間接損失費(fèi)用約889 萬(wàn)元。分析該井卡鉆原因，提出相應(yīng)預(yù)防處理措施對(duì)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(chǔ)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(chǔ)集物性特征。MDT 測(cè)壓和DST 測(cè)試資料表明，該區(qū)塊屬于常溫常壓油藏。為進(jìn)一步提高明化鎮(zhèn)1-1167 目標(biāo)砂體邊部?jī)?chǔ)量動(dòng)用程度，補(bǔ)充區(qū)域注水量，XX 井設(shè)計(jì)成一口注水井，利用原低效井開(kāi)窗側(cè)鉆一口大斜度水平套管井，設(shè)計(jì)的井身結(jié)構(gòu)如圖1 所示。該井開(kāi)窗側(cè)鉆點(diǎn)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(diǎn)2 597 m，著陸點(diǎn)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(zhǎng)471 m，XX 井井眼軌跡數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

圖1 XX井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

表1 xx井實(shí)際井眼軌跡數(shù)據(jù)

該井實(shí)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(dāng)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(guò)及處理

2.1 卡鉆經(jīng)過(guò)

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(diǎn)，循環(huán)1.5 h，振動(dòng)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(diǎn)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(dòng)鉆具尋找泄壓點(diǎn)未果（鉆具活動(dòng)范圍5 m左右）。

2.1.2 回接鉆桿尋找泄壓點(diǎn)

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(diǎn)未果，以高低轉(zhuǎn)速上下活動(dòng)鉆具仍未找到泄壓點(diǎn)，期間環(huán)空無(wú)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(diǎn)，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(kāi)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(diǎn)以高低轉(zhuǎn)速快速活動(dòng)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(diǎn)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(diǎn)，環(huán)空持續(xù)憋壓4 MPa無(wú)返出，多次嘗試劃眼下鉆即蹩停頂驅(qū)，無(wú)法繼續(xù)下鉆尋找泄壓點(diǎn)，匯報(bào)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(dòng)；上提至中和點(diǎn)懸重（75 t），嘗試轉(zhuǎn)動(dòng)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(dòng)鉆具，鉆具緩慢下移至2 858 m，鉆具無(wú)法轉(zhuǎn)動(dòng)。

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(wú)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(wú)法轉(zhuǎn)動(dòng)，環(huán)空無(wú)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(dòng)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(wú)法轉(zhuǎn)動(dòng)，期間觀察壓力不降，環(huán)空未見(jiàn)返出。

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

2.2 卡鉆處理過(guò)程

2.2.1 倒扣作業(yè)

4月29日19 :00，開(kāi)始進(jìn)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(duì)鉆桿進(jìn)行緊扣作業(yè)，在懸重25～80 t 上下活動(dòng)鉆具傳遞扭矩，鉆桿累計(jì)正轉(zhuǎn)12.5 圈，上提鉆具至中和點(diǎn)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(duì)鉆桿進(jìn)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(dòng)鉆具傳遞扭矩，鉆桿累計(jì)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(dòng)鉆具，上提至懸重125 t 時(shí)，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(rèn)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(kāi)，本次倒開(kāi)127 mm（5″）鉆具1 108.83 m。

之后又陸續(xù)開(kāi)展5次倒扣打撈作業(yè)。井下落魚(yú)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(yú)頂深2 313.26 m，落魚(yú)總長(zhǎng)450.91 m。

2.2.2 震擊解卡作業(yè)

5月5日03 :00 開(kāi)展震擊解卡作業(yè)在懸重25～200 t 上下活動(dòng)鉆具進(jìn)行震擊解卡作業(yè)，累計(jì)上擊212 次，下?lián)?76 次，鉆具沒(méi)有出現(xiàn)松動(dòng)現(xiàn)象。決定脫手反扣鉆具起鉆，下步回接鉆桿進(jìn)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(jìn)行連續(xù)油管切割作業(yè)，提活割口以上鉆具時(shí)，多次嘗試無(wú)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(shí)間共計(jì)12.71 d，間接損失費(fèi)用約889萬(wàn)元。

3 卡鉆原因分析

3.1 地應(yīng)力因素

鉆井過(guò)程中的井壁失穩(wěn)問(wèn)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(shí)，卡鉆往往漏、塌、卡或漏、塌、噴、卡互相聯(lián)系在一起。當(dāng)定向井鉆進(jìn)時(shí)，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(huì)受到影響，初始地應(yīng)力便會(huì)受到破壞，井眼周圍應(yīng)力場(chǎng)會(huì)重新分解為周向、軸向以及徑向應(yīng)力，并且在井斜較大時(shí)還會(huì)引起較大的剪切應(yīng)力，當(dāng)?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(wú)法平衡地層的側(cè)向應(yīng)力時(shí)，地層巖石就會(huì)發(fā)生破壞，導(dǎo)致井壁坍塌。隨著鉆進(jìn)深度的不斷增加，井壁圍巖表現(xiàn)出強(qiáng)烈的各向異性，其對(duì)井壁穩(wěn)定性產(chǎn)生嚴(yán)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(guò)對(duì)該目標(biāo)區(qū)塊正常地應(yīng)力條件下各向異性對(duì)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(duì)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(duì)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(wèn)題，實(shí)現(xiàn)安全、快速、經(jīng)濟(jì)鉆井的一項(xiàng)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(qiáng)。海洋鉆井廣泛采用定向井鉆井方式，在鉆井前期準(zhǔn)備時(shí)應(yīng)通過(guò)計(jì)算定向井坍塌壓力隨井斜方位的變化確定最佳鉆入角，進(jìn)行井眼軌跡優(yōu)化設(shè)計(jì)。同時(shí)進(jìn)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(qiáng)度進(jìn)行對(duì)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(shí)間、膠結(jié)程度及壓實(shí)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(diǎn)井段的沉積巖屑由遇水分散的層理性泥頁(yè)泥巖（黃褐色、部分紅褐色，質(zhì)純、性軟，巖屑呈團(tuán)塊狀），強(qiáng)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?yàn)槊骰?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(wèn)題。

圖3 卡點(diǎn)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(qiáng)的黏土礦物，泥巖具有較強(qiáng)的親水特性，容易產(chǎn)生晶格膨脹、水裂解以及分散運(yùn)移等理化現(xiàn)象[13-14]，對(duì)井眼周圍應(yīng)力分布產(chǎn)生較大影響，如圖4所示，且隨時(shí)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(xì)管道侵入地層后，泥巖遇水后發(fā)生水化膨脹和毛細(xì)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(shí)，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(kāi)的地層并阻止液相侵入地層，減弱泥頁(yè)巖水化膨脹和分散的程度。

3.3 鉆機(jī)能力及設(shè)備因素

在通過(guò)埋深淺、成巖性差，蒙脫石含量高，極易水化的地層時(shí)，應(yīng)優(yōu)先快速通過(guò)并及時(shí)下入套管進(jìn)行封隔，而由于該井鉆井機(jī)具為模塊鉆機(jī)，設(shè)備工具老化嚴(yán)重，導(dǎo)致鉆機(jī)提升能力不足、處理能力較弱。鉆井周期內(nèi)設(shè)備修理時(shí)間為23.25 h，絞車修理24 h，共計(jì)47.25 h，渤中C 油田明化鎮(zhèn)組坍塌周期約7 d，長(zhǎng)時(shí)間地層水化造成地層強(qiáng)度降低，坍塌壓力當(dāng)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(jī)問(wèn)題消耗了大量時(shí)間，留下了較大隱患。鄰井鉆井過(guò)程中也曾發(fā)生過(guò)類似事故，因此，在后續(xù)作業(yè)時(shí)應(yīng)增加泥漿的抑制性，適當(dāng)?shù)哪酀{密度，快速通過(guò)并下套管封隔。

圖5 坍塌壓力當(dāng)量密度隨井眼鉆開(kāi)時(shí)間的變化情況

由于處理卡鉆時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，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(wú)法再找到剩余井下落魚(yú)，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(zhǎng)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(dāng)?shù)箘澭壑吝@些井段時(shí)，扭矩增大，環(huán)空無(wú)返出，環(huán)空憋壓，尋找泄壓點(diǎn)困難。根據(jù)該井參數(shù)，使用軟件模擬計(jì)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(jìn)過(guò)程中，應(yīng)根據(jù)實(shí)際情況，適當(dāng)增加短起下次數(shù)，及時(shí)清除巖屑床，避免巖屑堆積。在發(fā)生卡鉆時(shí)，針對(duì)倒劃眼短起鉆時(shí)出現(xiàn)復(fù)雜情況，應(yīng)減少尋找泄壓點(diǎn)的活動(dòng)空間，尋找泄壓點(diǎn)應(yīng)細(xì)心，減少因起下鉆而造成對(duì)井壁的剮蹭，對(duì)巖屑床的堆積，從而降低開(kāi)泵實(shí)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(qiáng)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(shí)，當(dāng)泥巖孔隙度和滲透率較小時(shí)，容易導(dǎo)致地層壓差大于泥巖強(qiáng)度，地層就會(huì)產(chǎn)生縮徑。

2）對(duì)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(qiáng)監(jiān)控，確保反向活動(dòng)空間；在大斜度井中，根據(jù)進(jìn)尺和鉆具在井下工作時(shí)間，適當(dāng)?shù)剡M(jìn)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(dòng)篩返砂情況以及倒劃眼井段長(zhǎng)度，適當(dāng)進(jìn)行循環(huán)，以利于鉆屑及時(shí)攜帶出井眼；在倒劃眼困難井段，嚴(yán)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(guò)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(qiáng)深井環(huán)空清潔工作，通過(guò)機(jī)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。