高压低渗地层是指实钻地层孔隙中的流体（水、石油、天然气）压力所对应的当量密度大于设计钻井液密度与安全附加系数之和，但渗透性较低的地层。其显著特点是地层虽然具有较高的孔隙压力，钻井液液柱压力难以与其达到平衡，但地层流体涌向井内的速度较慢。钻遇此类地层时，若按照处理高压高渗地层的方法进行施工，极易将问题复杂化^[1]。本文中的案例井是东海油气田的一口定向探井，四开φ215.9 mm井眼进入储层后便因为气全量高、溢流等原因逐步提高钻井液密度，并超出钻井液设计最高密度。由于同井段上部存在常压砂岩层，加之井眼轨迹复杂，在起钻过程中因设备故障静止约5 min后发生卡钻，此后采用机械解卡、浸泡解卡剂等方式均未能解卡，最终通过降低钻井液密度成功解卡。后续钻进期间根据实钻情况采用较低的钻井液密度，成功钻至完钻井深。

1 发生经过

四开φ215.9 mm井眼第二趟旋转导向钻具因机械钻速缓慢而起钻，起钻前井深为4 930 m（垂深4 615 m，已进入主要目的层），因气全量较高，提高钻井液密度至1.59 g/cm³。起钻因阻卡进行倒划眼，期间已有粘卡现象（于4 468 m遇卡20 t通过施加扭矩下放钻柱直至震击后解卡），倒划眼至4 160 m开始正常起钻，起钻至3 782 m时钻台液压系统故障，顶驱、转盘无法使用，修理约4 ~ 5 min后，起钻即遇卡20 t，立即接回立柱下放至自由悬重，而后通过施加扭矩下放至顶驱悬重、释放扭矩过提至220 t均未能解卡（正常上提悬重145 t，顶驱悬重25 t），开泵泵压及返出正常，泵入稀塞，返出少量细碎岩屑，继续上提、下放，来回震击300余次未能解卡，震击器以下钻柱被卡死（被卡钻具所处井段的斜深范围为3 749.28 ~ 3 782 m，对应垂深范围为3 602.98 ~ 3 630 m），卡钻时井下钻柱结构如图 1所示，对应数据见表 1。

2 原因分析

由于卡钻前钻柱处于静止状态，且钻井液密度较高，卡钻后泵压、返出及井下工具均显示正常，从而判断卡钻类型为压差卡钻^[2]，下文就导致压差卡钻的原因进行分析。

2.1 实钻井身结构变更导致更多常压地层与下部高压目的层同处于四开井段

如图 2所示，地质设计通过地层测速预测斜深4 200 m（对应垂深4 000 m）以上为正常压力，以下存在局部异常压力，最大压力系数1.31。

本井设计井身结构为：一开φ 914.4 mm井段钻至190 m（垂深190 m），下入φ762 mm隔水导管；二开φ444.5 mm井段钻至1 700 m（垂深1 700 m），下入φ339.73 mm表层套管；三开φ311.15 mm井段钻至3 800 m（垂深3 657.63 m），下入φ244.48 mm技术套管；四开φ215.9 mm井段钻至5 254 m（垂深4 900 m），下入φ177.8 mm生产尾管。实际施工过程中，三开φ311.15 mm井段因井斜超标提前在3 545 m中完，导致更多常压地层与下部的高压低渗目的层同处于四开φ215.9 mm井段。按照设计，斜深范围3 749.28 ~ 3 782 m本应处于三开φ311.15 mm井眼，不存在压差卡钻的风险，但下移至四开φ215.9 mm井段后，以该井段设计最高钻井液密度1.46 g/cm³进行计算，可知被卡钻具所处井段的设计压差为16.3 ~ 16.4 MPa（图 3），存在压差卡钻风险。

2.2 实际地层压力远高于地质预测，高压低渗储层钻井液密度选用不当

四开φ215.9 mm井眼开钻时钻井液密度为1.18 g/cm³，3 782 m（卡钻时钻头位置）钻进时钻井液密度仅1.19 g/cm³，此后根据地质设计提示在垂深4 000 m前逐步提高至1.36 g/cm³。在钻至取心开始深度4 335.87 m时发生溢流，关井求得地层压力系数为1.42，遂提高钻井液密度至1.43 g/cm³，而后又因为气全量高继续提高钻井液密度至1.51 g/cm³，起钻前循环期间更是因为气全量持续较高不满足起钻要求而提高钻井液密度至1.59 g/cm³（图 4）。

由此可见，实际地层压力远高于地质预测，但是综合分析前期关井求压结果以及后续气全量虽高但却未见溢流、进出口钻井液密度相同等种种现象可知，该目的层为高压低渗储层，对此本井一味地靠提高钻井液密度去平衡地层压力，杜绝地层流体侵入井眼，致使被卡钻具所处井段实钻压差高达20.9~21 MPa（图 5），加剧了压差卡钻的风险。而岩屑录井显示，3 750~3 778 m多为泥质粉砂岩、细砂岩以及含砾细砂岩，渗透性相对较好，形成的泥饼较为虚厚，促使钻柱与泥饼之间的接触面积变大。而钻井液液柱压力和地层压力之差越大，钻柱与泥饼贴得越紧，形成的摩擦力也变得更大^[3]。

2.3 实钻井眼轨迹复杂多变，钻柱对井壁的侧向力较大

本井原计划在2 500 m以2.03°/30 m的造斜率增斜，至2 961.84 m达到31.20°后稳斜至完钻井深。实际钻进时，三开φ311.15 mm井段因旋转导向工具故障而使用强增钻具，使得井斜角在3 545 m便达到了47°，严重超出设计，不得不提前中完。为确保中靶，四开φ215.9mm井段采用先降斜后稳斜的措施进行补救，导致井眼轨迹由原设计的“J”型变为“S”型（图 6），而卡钻时钻具组合正好处于降斜段（井斜从上层管鞋处的47°逐渐降至31°），狗腿度约为2.01°/30 m，钻柱对井壁的侧向力远远大于泥饼的抗承压能力，钻柱不可避免地要向泥饼中嵌入，使泥饼中孔隙水走失，趋向封闭接触面的形成^[4]。

2.4 裸眼静止时间较长

起钻期间，钻台液压系统出现故障，顶驱和转盘均无法使用，钻柱静止约5 min，静止时间越长，则钻柱与泥饼之间的接触面积和嵌入深度就会越大，从而导致泥饼对钻柱的粘附力进一步增加^[5]。

3 处理措施 3.1 解卡思路

卡钻后震击器可正常工作，据此判断卡点应处于震击器以下（即3 750~3 782 m某处），具体解卡思路为：机械解卡→浸泡解卡剂→降压解卡。

3.2 解卡处理

（1）遵循反向活动原则，先放至顶驱悬重，此后采取施加扭矩放空、释放扭矩后最大过提至280 t，未能解卡。

（2）泵入解卡剂浸泡，配合过提、震击以及施加扭矩下放，未能解卡。

（3）降低钻井液密度至1.42 g/cm³（即4 335.87 m溢流关井后求得的地层压力系数），未能解卡。

（4）关防喷器走节流循环，通过调节阻流阀维持井底当量钻井液密度为1.58 g/cm³，先后降低钻井液密度至1.30 g/cm³、1.25 g/cm³，同时配合解卡剂浸泡、施加扭矩下压钻柱等措施浸泡5.5 h后，立压、套压分别上升至7.7 MPa、12.7 MPa。通过阻流阀放压，20 min后，套压降低至1 MPa并转而出现上升趋势，此时返出流量快速增加，计量罐累计增加约30 m3钻井液（环空排空约1 357 m，折算卡点处钻井液当量密度仅0.78 g/cm³），悬重突然恢复正常，钻柱解卡。

（5）使用1.58 g/cm³钻井液进行工程师法压井（期间为防止再次卡钻，在关闭万能防喷器条件下保持活动钻柱），后续钻进期间使用的钻井液密度为1.48~ 1.50 g/cm³，成功钻达完钻井深。

4 结论和建议

（1）东海油气田以气为主，高压低渗特点突出，欠平衡条件下，钻井液液柱压力虽难以与较高的地层压力相平衡，但地层流体向井内运移的速度较慢，具体表现为钻开储层后气全量持续较高，但关井却无立压、套压。若套用高压高渗地层的施工方法，一味提高钻井液密度，极易导致钻具静置后启动摩阻大、压差卡钻、井眼漏失等情况。对此，钻井液密度设计可在满足井控规范的前提下适当降低附加值，实际钻探过程中可通过监测单根气、井底ECD以及进出口钻井液密度等对地层压力进行实钻监测。同时可通过随钻声波对地层压力进行预测，条件允许的前提下，最好关井求取立压、套压，以获取较为准确的地层压力，从而选用适当低密度的钻井液，允许地层流体侵入井眼，而不必加重至平衡地层压力，同时把握好地层流体的上返速度，确保下步作业安全，有效避免因过度加重而引起的井漏、压差卡钻等复杂情况或事故。

（2）合理设计井身结构，避免高、低压地层处于同一裸眼段内，在保证钻井液液柱压力与地层孔隙压力之间的压差不大于正常压差允许值（正常压力井段Δp_n取12 ~ 15 MPa，异常压力井段Δp_n取15~20 MPa）的前提下，尽可能降低压差值。

（3）优化井眼轨迹以减小钻柱对井壁的侧向作用力，优化钻柱结构以减小钻柱与井壁之间的接触面积，同时采用润滑性较好的优质钻井液，才能有效降低压差卡钻发生的几率。

（4）钻柱一旦吃入泥饼，二者之间的封闭接触面积将会随着时间推移不断增大，因此应尽可能减少钻柱在裸眼段的静止时间。

（5）对于压差卡钻，解除钻柱与井壁泥饼间的粘附力是顺利解卡的关键，粘附力则取决于压差、钻柱侧向力以及钻柱与泥饼之间的摩阻系数，因此，减小这三个数值对于解除压差卡钻都有积极的帮助作用。

（6）压差卡钻发生后应立即施加扭矩下放钻柱试图解除吸附，同时尽可能建立循环，为浸泡解卡和降压解卡提供先期条件，在井架与悬吊系统以及钻柱的安全范围内大力活动钻柱。

（7）除机械解卡和浸泡解卡剂外，还可通过降低井筒液柱压力来解除压差卡钻，该方法虽然行之有效，但井控风险、井眼失稳风险很高，实施前必须确保井控设备良好，根据实钻情况做好地层压力预估，并制定周密的处理方案和风险控制预案（低密度钻井液顶替方案、解卡后压井及井眼处理方案等），在确保风险可控的前提下慎重使用。