1 基本情况

BA6S井为自BA6井ϕ339.7 mm套管开窗的一口侧钻井，而BA6井为A6井的侧钻井。BA6S井钻井目的为提高P3层的采出程度并动用P8上砂体储量，同时兼探放二断块P8下砂体至P11层完钻。实际钻过P11层后，应地质油藏部门要求加深钻探下部的P12层。ϕ311.15 mm井眼钻井期间由于窗口质量问题影响机械钻速，导致上部造斜井段钻具疲劳多次刺漏，提前下入ϕ244 mm套管；ϕ212.7 mm井眼钻过P11层后下入ϕ177.8 mm尾管，期间也多次发生钻具刺漏；ϕ152.4 mm井眼钻探P12层至5 108 m发生溢流。

1.1 油气层特征

根据BA6S井油气藏特征，目的层属于低孔低渗地层，P12层的压力系数在钻前预测和钻后实测中出现了较大差别(表 1)。

1.2 轨迹数据 1.2.1 实测轨迹数据

BA6S井为一口三维定向井，在BA6井ϕ339.7 mm套管内下斜向器，于855 m开窗侧钻。实钻轨迹与设计轨迹相吻合。2 870 m以上井段井斜不超过30°，然后增斜钻进至3 600 m，再稳斜钻至完钻，井斜46~48°(图 1)。

1.2.2 浅部全角变化率

BA6S井设计在850 m侧钻，设计全角变化率最大2.0°/30 m，实际在855 m侧钻，实钻全角变化率最大为3°/30 m。但在侧钻点以上井段，全角变化率普遍较高，最大达到4.8°/30 m。

1.3 井身结构

BA6S井的井身结构见图 2、表 2。

2 钻具刺漏及原因分析

钻杆镦粗加厚带及其附近位置为现代钻具生产的薄弱区，是最主要的应力集中点，因而也是最易发生疲劳损坏最终表现为刺漏、断裂的位置^[1]。BA6S井使用ϕ127 mm×S135×29.02 kg/m钻杆，全井共发生18根次钻杆刺漏，其中ϕ311.15 mm井眼4根次，ϕ212.7 mm井眼14根次。刺漏点深度主要在600~1 200 m井段，刺漏点一般距母扣端面0.40~0.85 m。

2.1 ϕ311.15 mm井眼钻具刺漏分析

19世纪中期，力学家们根据疲劳极限研究成果提出了疲劳寿命预测的概念^[2]，将其分为疲劳强度准则、疲劳损伤累积法、局部应变法和损伤容积法等。

本井ϕ 311.15 mm井眼于855 m处从BA6井ϕ339.7 mm套管内开窗侧钻，开窗结束下入马达钻具组合，钻头通过窗口时遇阻明显，需要通过旋转的方式才能通过。钻进至井深1 980 m开始，钻具的侧向力达到10 kN/10 m(如图 3)，随井深增加钻具对窗口侧向力作用加剧，导致窗口变形。2 640 m以下井段钻进实际施加的有效钻压小，2 640~2 840 m井段机械钻速主要在1.5~2.5 m/ h，而600~830 m井段全角变化率最大达到4.8°/30 m，在井深达到1 800 m后该段钻具疲劳系数开始大于1(如图 4)，且涵盖井段逐渐加长，疲劳系数也相应增加。在疲劳效应下，钻杆发生了5次疲劳刺漏(后两次为在ϕ212.7 mm井眼接立柱时才发现)。

2.2 ϕ212.7 mm井眼钻具刺漏分析

ϕ212.7 mm井眼钻进期间，发生6次钻杆刺漏(如图 5)，中完后使用LWD补测期间发生6次钻杆刺漏，刺漏点深度分布在607~1 056 m之间。钻进期间在550~950 m井段之间的钻具疲劳系数大于1，最大超过2.50(如图 6)，存在较严重的疲劳损坏风险。选取该井段内的650 m深处进行临界转速分析，发现转速在70 r/min左右时，该处钻杆所受当量合应力达到峰值，而ϕ212.7 mm井眼钻进期间大部分井段的钻进转速为65~75 r/min，这在一定程度上加剧了钻具的疲劳(图 7)。

2.3 BA6S井钻具疲劳刺漏建议方案

东海平湖油气田BA6S井发生多次刺漏，邹阿七等人从钻杆的理化特征和过度带特征分析了钻杆发生刺漏的原因^[3]。郭永丰等人认为平湖油气田钻杆刺漏的主要原因是钻井扭矩过大。在钻杆基本体较薄弱处产生疲劳载荷下的微裂纹；后经过钻杆内高压钻井液的冲蚀，形成刺漏^[4-5]。1930年，英国人古德曼(J. Goodman)简化了疲劳极限的曲线图^[6]，根据他的疲劳理论可以得出，钻杆的疲劳强度不仅与钻杆自身的性能有关，而且与其承受的平均应力即拉伸应力有关，拉伸应力越大，钻杆疲劳所需的最低弯曲应力幅越小，所以井越深、钻杆越靠近井口，钻杆就容易发生疲劳。BA6S井在ϕ311.15 mm和ϕ212.7 mm井眼钻井期间使用的钻杆主要为旧钻杆，有可能存在一定的疲劳或缺陷隐患，现主要从轨迹设计、侧钻方案及钻柱力学的角度来分析，寻求解决方案。

2.1.1 轨迹设计和侧钻方案

BA6S井于855 m自BA6井ϕ339.7 mm套管内开窗侧钻，实钻中体现了两个问题，第一为侧钻点以上井段全角变化率较高，导致该段钻具疲劳系数偏高；第二为窗口上下无水泥封固，后续作业期间因钻具侧向力的作用，窗口遭破坏变形影响作业。鉴于此，考虑在约600 m处切割ϕ339.7 mm套管，拔出ϕ339.7 mm套管打水泥塞后在550 m深处侧钻，控制造斜率2°/30 m。设计出井深为4 689 m，较原设计井深浅了99 m，而且完全避开了BA6井的高全角变化率井段，也不会发生原ϕ339.7 mm套管变形影响作业的情况。

管柱力学分析

经对建议方案ϕ212.7 mm井眼进行管柱受力分析，明显发现钻具疲劳状况得到显著改善，完钻时仅侧钻点位置疲劳系数大于1，其余井段钻具均无疲劳风险(图 8)。对钻杆进行临界转速分析(以650 m深处为例)，发现当转速为75 r/min时，钻杆所受当量合应力为最大，作业期间需要进行规避。

3 溢流及原因分析

ϕ152.4 mm井眼钻至5 098 m，ROP由正常约1.5 m/h突然加快至11 m/h，上提钻具停泵观察约15 min，未发现异常，恢复钻进。以较高ROP (14~23 m/h)钻至5 108 m深度，发现循环池钻井液增加3 m³，发生了溢流。

溢流发生后，预测溢流层位孔隙压力系数1.80，实钻钻井液密度为1.57 g/cm³，分析井底欠压约10.13 MPa，按照海上钻井作业井控规范(Q/HS 2028—2010)，钻井液密度附加值标准，本井溢流前钻井液密度满足“气井钻井液密度应高于预测地层最高孔隙压力至少0.07 g/cm3的要求，显然孔隙压力预测精度差是本次溢流的内在原因。但钻遇快钻时后仅观察了15 min就得出没有溢流的结论而恢复钻进，显然观察时间也偏少。事实上按孔隙度12%，渗透率分别为2×10^-3 μm²和1×10^-3 μm²结合软件进行分析，在15 min的时间内进入井眼的溢流量是低于1 m³的。在钻井液液面存在波动及平台溢流探测仪器精度为1 m³的情况下，这种轻微的溢流是可能被忽视的(如图 9)。

4 结论

(1) 低孔低渗层位地层流体在欠平衡时进入井眼速度比较缓慢，现场应有足够“耐心”进行观察分析是否发生溢流，这是有别于常规孔渗地层的。

(2) 在对侧钻井的侧钻点选择时，作业的安全性应优先于“充分利用老井眼”。

(3) 套管开窗处受钻具侧向力的影响易变形，确定侧钻点时应尽量选在套管封固良好井段。

(4) 现场作业时应结合临界转速分析及时调整钻井参数，以防钻具损坏。