[来源：石油钻采工艺]作者：邓昌松、何银坤、冯少波、任　亮、王鹏程　何川江（中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒　）

摘要：

塔中11井钻遇了两个漏层和一个高压层，同一裸眼内存在多个不同的压力系统。钻井复杂使得钻井液性能变差，钻井液携砂性变差、滤饼摩阻增大增加了发生卡钻事故的概率。钻井过程中发生了2次卡钻事故，由于卡钻地层为碳酸盐岩储层，借鉴试油、修井的酸化技术来解除卡钻事故。实践表明，泡酸解卡工艺是一种解除碳酸盐岩储层卡钻行之有效的方法，还利于储层保护，但能否在大漏失、高套压、高含硫油气井运用及泡酸解卡对后续作业有何影响，需要进一步分析研究。

正文:

酸化作业主要用于钻完井后试油以及储层改造，钻井作业基本不需使用酸液。随着钻井技术的不断发展，尤其是超深水平井的广泛运用，水平段发生卡钻事故时的处理难度越来越大。塔里木油田塔中区块所钻的油气井除了探井采用直井外，其他预探井、开发井均为超深水平井。井越来越深，水平段长度越来越长，地层越来越复杂，给水平井钻探带来一系列技术难题，其中一个难点是一旦水平段发生卡钻，如何安全、高效的解卡。井斜角约为90°的长水平段发生卡钻，受现场条件限制，既不具备爆炸松扣的条件，也不具备倒扣作业的条件［1-2］。如果采用泡解卡剂方法解卡，则时间长，效率低，成本高，而且

井下硫化氢可能会对井下钻具产生严重危害［3］。而采用泡酸解卡工艺具有处理时间短、效果好、处理事故费用低等优点［4-5］。塔中区块水平井开发地层均为奥陶系碳酸盐岩储层，这使泡酸解卡成为可能，但储集空间为碳酸盐岩裂缝、岩溶孔洞，具有“易喷、易漏、高含硫”等特点，也是泡酸解卡的难点和风险因素。

1　塔中11井概况

塔中11井设计井深m，裸眼段长m，其中井斜角近90°的水平段长m。采用三开式井身结构，二开采用?.9mm钻头钻至井深m，下入?.8mm套管至井深m；三开采用?.4mm钻头钻进，裸眼完井。造斜点m，A点为m，设计B点为m。钻进至.5m发生第1次井漏，在.7m发生第2次井漏，钻至m遇高压气层，并发生多次溢流险情，随后钻头在井深m和m分别发生卡钻事故。

2　钻井技术难点

（1）溢漏同存，井控风险高。水平段存在2个漏失层和1个高压层，形成“上漏下喷”，现场施工难度大。油气层活跃，气液置换量多，油气上窜速度快，钻井液几乎无密度安全窗口。循环时钻井液边漏失，液气分离器出口火焰边持续燃烧。

（2）钻井液性能难维护，携砂效果差。钻井液日消耗量大（每天漏失钻井液m3以上），钻井液全部为新配，即配即用，性能难达标，使其润滑性变差，摩阻增大，井眼轨迹难控制；此外，井漏致使钻井液返速低，不利于携砂，岩屑沉积在水平段易形成岩屑床。

（3）明显卡钻迹象。下钻至m后遇阻，用方钻杆接单根下钻至m，因套压上升至5MPa，关半封闸板防喷器，节流循环排气。当套压降至1.5MPa以内结束循环，活动钻具发现钻具被卡。采用向上提kN，向下压kN，转25圈的方法解卡。

（4）划眼困难。上提正常，下放遇阻，反复划眼后，有越划越浅的趋势。下钻至m遇阻划眼，划眼后不能顺利接单根，倒划至m，再正划至m，期间用黏度s的稠浆携砂两周，效果均不理想。

（5）托压严重。泡酸后继续钻进了34m，泡酸前摩阻为80kN，泡酸后下放摩阻达到kN。原因是钻进时形成的润滑性较好的滤饼在泡酸后遭到破坏，新形成的滤饼润滑性差，促使摩阻增大，托压严重，定向困难。

3　卡钻经过及处理

3.1　第1次卡钻情况

3.1.1　经过及原因　螺杆钻具已到使用时间，起钻更换螺杆后，下钻继续强钻。下钻到底转动转盘，节流循环排气，套压从0MPa升至5.8MPa，停止活动钻具。上提钻具至井深m，关半封闸板防喷器节流循环排气，漏失钻井液12.5m3，套压上涨超过6MPa，并有继续上涨趋势，立即关井。随后套压升至15.0MPa，环空反挤密度1.06g/cm3的钻井液30m3，密度1.40g/cm3的加重钻井液50m3，立压9.5MPa↑17.4MPa↓0MPa，套压15.0MPa↑18.4MPa↓0MPa，关井观察。观察无异常情况后开井，并上提活动钻具，上提2.5m后，悬重kN↑kN，钻具未提开。于是下压钻具5m，悬重kN↓kN未开，钻具卡死。

钻具从关半封闸板防喷器到开井活动钻具，总共静止min。前期复杂，套压高，关半封闸板防喷器节流循环及环空反挤，均无法活动钻具，致使钻具在裸眼段静止时间过长为本次卡钻的直接原因。在水平段.5m和.7m分别钻遇2个漏层，前期堵漏和强钻时堵漏材料和岩屑未能及时返出地面，节流循环时漏层的岩屑和堵漏材料可能上返，环空反挤时可能将一部分材料在环空堆积成为发生卡钻的间接原因。其次，该钻井队刚从中石化塔河油田转战中石油塔里木油田，对塔中区块复杂处理的经验不足、操作不及时，造成高套压，处理难度变大，井况变复杂。

3.1.2　卡钻的相关计算　发生卡钻时钻井液的主要性能为：密度1.06g/cm3，黏度46s，塑性黏度15mPa·s，屈服值6Pa，切力2.5Pa，API失水量5mL，API滤饼厚度0.5mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12mL，HTHP滤饼厚度1mm，固相含量15%，氯根含量4mg/L。

卡钻时钻具组合及长度为：?.4mmPDC钻头×0.29m+?mm1.25°螺杆×4.96m+?88.9mm浮阀×0.51m+?88.9mm浮阀×0.52m+?.6mm无磁悬挂×5.88m+?88.9mm无磁加重钻杆×8.81m+?88.9mm钻杆×.38m+?88.9mm加重钻杆×.09m+?88.9mm钻杆×.06m。

第1次卡钻钻头位置m，井深5m。?.8mm套管内容积19.37L/m；?.4mm钻头的裸眼容积18.23L/m；?88.9mm加重钻杆内容积2.19L/m，闭排容积7L/m；?88.9mm钻杆内容积3.87L/m，闭排容积6.7L/m；?88.9mm钻具所在的裸眼环空容积为11.53L/m。经计算可得，卡钻时套管内环空钻井液体积为54.68m3，裸眼环空钻井液体积8.86m3，钻头至井底钻井液体积为0.16m3，水眼体积为19.01m3，即井筒内钻井液总体积为82.71m3。此外，钻头至第2个漏点.71m的裸眼环空体积2.70m3；钻头至第1个漏点.5m的裸眼环空体积5.00m3。

钻进中录井每米捞砂取样和做碳酸盐含量分析实验，调取裸眼段碳酸盐含量分析实验数据后［6］，决定采用盐酸、氢氟酸、缓蚀剂、水配制成质量分数14%、密度1.06g/cm3的酸液。

3.1.3　卡钻处理过程　解卡作业前先做好施工方案和应急预案，注酸前正转转盘45圈，下压钻具至悬重kN。先注密度1.06g/cm3、黏度s前置液4m3；接着注密度1.06g/cm3、黏度60s酸液15m3；后注密度1.06g/cm3、黏度s后置液3m3。完成后倒换闸门，开始用井浆顶替酸液至卡点位置。替井浆到3.8m3时钻具明显振动，转盘转动，悬重恢复，钻具解卡。接着替井浆16m3，将钻具水眼剩余酸液全部推入裸眼环空，让其完全反应。然后环空反挤26m3井浆，正注密度1.40g/cm3、黏度70s加重钻井液10m3。完成所有操作后，套压由14.2MPa降至1.5MPa，抓紧时间探伤起钻。

3.2　第2次卡钻情况

3.2.1　经过及原因　控时控压钻进至井深.22m后划眼，待井下正常后再进行MWD测斜作业，钻头需提离井底0.9~1.2m后静止。第1次测斜钻具提离井底1.11m，静止7min测斜不成功；第2、3次测斜钻具提离井底0.94m、0.9m静止2min测斜不成功；第4次测斜钻具提离井底0.9m，静止6min测斜不成功。停止测斜，上下活动钻具有阻卡；转动转盘，扭矩不断升高，转盘憋停，停止转动，扭矩不释放，钻具发生卡钻。发生卡钻时的井斜角88.9°，发生卡钻后采取如下措施：首先，上下活动钻具，活动范围：~kN（原悬重kN）；其次，正转转盘50转，下压至悬重kN；接着，注黏度s的稠浆30m3循环携砂洗井，期间上下活动钻具，活动范围：0~kN，漏失钻井液达m3；然后，每2h活动钻具一次，钻具活动范围：0~kN，正转转盘40转，未能解卡；最后决定再次使用泡酸解卡方法。

第1次泡酸解卡后，对井径造成了影响。泡酸后造成井壁不平滑，反应残留物及一些岩屑下沉在下井壁，循环冲洗、倒划眼都不能有效解决沉砂问题。钻井液消耗大，性能难以维护，井底岩屑返出困难，高压气层、漏失层加速岩屑床的形成。岩屑床致接单根下放钻具时，岩屑堆积，顶住钻头或钻具接头。泡酸后原润滑性好的滤饼被破坏，新形成的滤饼润滑性差，造成摩阻增大，表现为托压严重、定向困难。经测斜发现有增斜的趋势，于是甩掉螺杆，采用常规钻具加MWD仪器的钻具组合进行降斜、勤测斜的方式钻进。每次起下钻在井段~m，摩阻~kN，对该井段进行多次正划眼和倒划眼，均没有明显改善，下放遇阻严重。阻卡严重，给测斜作业带来很大难度，每次测斜需要多次反复摆工具面，致使测斜时钻具静止时间延长造成卡钻。

3.2.2　第2次解卡的相关计算　发生卡钻时钻井液的主要性能为：井深m，密度1.15g/cm3，黏度51s，塑性黏度14mPa·s，屈服值6.5Pa，切力7Pa，API失水量4.8mL，API滤饼厚度0.5mm，含砂量0.2%，pH值11，HTHP失水量12mL，HTHP滤饼厚度1mm，固相含量15%，氯根含量2mg/L。第2次卡钻时钻具组合及长度为：?.4mmPDC钻头×0.29m+×双母接头×0.84m+?88.9mm浮阀×0.51m+?88.9mm浮阀×0.52m+?mm（无磁短钻铤+MWD短节）×7.77m+?88.9mm无磁加重钻杆×8.81m+?88.9mm钻杆×2.09m+?88.9mm加重钻杆×.87m+?88.9mm钻杆×.6m。

第2次卡钻钻头位置m，井深.22m。卡钻时套管内环空钻井液体积为55.08m3，裸眼环空钻井液体积9.33m3，钻头至井底钻井液体积忽略，水眼体积为19.20m3，井筒内钻井液总体积为83.61m3。钻头至第2个漏点.7m的裸眼环空体积3.2m3；钻头至第1个漏点.5m的裸眼环空体积5.47m3。

3.2.3　卡钻处理流程分析　首先，节流循环排气，做好泡酸前的各项准备工作。连接泵车地面管线，清水试压合格。施工前先节流循环至少1.5循环周，通过调节节流阀开度控制好套压，为了避免或延缓后续施工出现高套压影响施工，宁愿让钻井液多漏一点，也不能让地层的流体侵入井筒太多。

第2步注密度1.06g/cm3、黏度s的前置液15m3，泵压20MPa，套压4MPa↑4.3MPa，漏失钻井液4.5m3。

第3步倒换泵车闸门，用排量8~9L/s注密度1.07g/cm3的酸液14.1m3。当酸液液面降至罐底时加清水1m3，配成冲洗液1.9m3，套压4.3MPa↑4.9MPa，漏失钻井液6m3。如条件允许，可在注冲洗液时，让泵车进入少量空气，从而使管线产生一定的振动，这种振动很有利于解卡。注酸期间，正转转盘45圈，钻具下压至悬重kN。

第4步倒换闸门，利用井队钻井泵注后置液。注密度1.06g/cm3、黏度s后置液3m3，泵压20MPa，漏失钻井液1.5m3。第5步倒换上水罐，替入密度1.15g/cm3的井浆5m3时悬重kN↑kN，钻柱微微振动，指重表晃动并恢复到原悬重kN，钻具解卡，事故解除。一旦钻具解卡，必须上提方钻杆下端的旋塞出转盘面，不间断转动转盘，防止再次发生卡钻。由前面计算可知，水眼体积19.2m3，酸液（包括冲洗液）16m3，后置液3m3，替井浆5m3，则进入裸眼的酸液为4.8m3，还有11.2m3在钻柱水眼内。如果不考虑酸液的漏失和挤入地层，则酸液在裸眼段长m；而钻头到第2个漏点距离为m，到第1个漏点距离为m，因此酸液至少到达了第2个漏点以上。接着继续替井浆15m3，漏失钻井液7.2m3。15m3井浆大于水眼内剩余钻井液量11.2m3，所以酸液全部出水眼，并且进入裸眼环空的钻井液量为3.8m3。3.8m3钻井液体积大于钻头到第2个漏点的体积3.2m3，小于替浆时漏失量7.2m3，可以认为大部分酸液通过第2个漏点漏入地层。假设酸液没有漏入地层，则进入裸眼环空钻井液体积3.8m3，小于钻头至第1个漏点的裸眼环空体积5.47m3，大于钻头至第2个漏点的裸眼环空体积3.2m3，认为这些酸液位于第1个漏点与第2个漏点之间，这为后续将残酸推入漏层创造了条件。

第6步，钻具已解卡，残酸留在裸眼内只会使井下情况更复杂。为了安全起见，要么尽快将残酸循环出地面，要么直接挤入地层。残酸到地面的处理也是一个很大的问题，处理不当会造成人身伤害和环境污染。考虑到井漏的实际情况，选择直接挤入地层是最好的方法。前置液、酸液、后置液的总体积为34m3，于是环空反挤密度1.40g/cm3的加重钻井液35m3。开始反挤时套压持续上升，并逼近12.5MPa（12.5MPa是旋转防喷器试压的最大动压值），此时不能停止转动转盘，不能关环形、半封闸板防喷器，是井控工作最关键时刻。随着加重钻井液不断进入环空，环空气体不断被挤回井底或地层，立套压不断下降，35m3加重钻井液注完后套压降至3.8MPa。

第7步，套压下降后，抓紧时间控压起钻。每当套压值超过5MPa，停止起钻，节流循环排气，注入高黏封闭浆，并根据现场情况，注入一定量的加重钻井液，使井底液柱压力能近平衡于地层压力。如果注完加重钻井液后，环空液面不在井口，起钻时必须进行液面监测和逐根钻具探伤。

4　认识与建议

（1）减少钻具在裸眼段静止时间。根据套压值大小，首先考虑使用旋转防喷器，尽量让钻具旋转起来；其次考虑关环形防喷器，上下活动钻具；在套压高，需要关半封闸板防喷器循环前，尽量将钻具起到套管内或直井段，避免循环时钻具因静止时间过长而发生卡钻事故。

（2）调整好钻井液性能。泡酸后，酸液对井径、井壁影响很大。泡酸使部分井径扩大，形成“大肚子”，易沉淀、堆积岩屑形成“砂桥”，起下钻遇阻或卡钻。井壁因泡酸而变得凹凸不平，原滤饼被破坏，增加了钻具摩擦阻力，易形成黏附卡钻。因此泡酸后维持钻井液携砂性、润滑性、造壁性显得尤为重要。

（3）避免出现高套压。出现高套压后的复杂处理，大大增加了卡钻几率。一般采用适当提高钻井液密度、节流循环排污、注稠浆和重浆帽、环空反挤等方法控制好套压，避免复杂恶化。

（4）测斜时要警惕钻具卡钻。定向钻进时需要经常测斜，测斜需要钻具静止。在复杂情况下测斜，如果测斜不成功，不仅要上下活动钻具，还要转动钻具，待各项钻井参数正常后再测斜，避免长时间多次连续测斜作业。

〔编辑　景　暖〕