元坝气田以上二叠系长兴组为主要目的层，垂深6 500.00～6 800.00 m，为我国埋藏最深的高含硫化氢海相气田^{[1,2,3,4,5,6,7]}。该气田开发以水平井为主，但在长兴组地层钻进过程中，由于地层压力系数较小、渗透性较好，钻井液密度较高，易发生压差卡钻。在采用常规泡酸解卡过程中，酸液与泥饼及地层快速反应提高了地层的渗透性，造成酸液快速漏失，使酸液无法上返至卡点位置，导致泡酸解卡无效。为此，通过试验优选酸液、乳化剂、堵漏材料等，形成了一套防漏型乳化酸体系，在现场进行了试验，并成功解卡。

压差卡钻是指钻具在较高压差作用下黏附在井壁滤饼上而导致的卡钻^[8]。压差卡钻有3个必要条件，分别是有较高的压差、有高渗层和虚厚泥饼、与钻具有较大的接触面积。元坝气田长兴组储层在钻进时正好满足上述条件：1)长兴组的地层压力系数为1.01～1.12，属于常压地层，而为了保证储层段的井控安全和防H₂S，实钻钻井液密度达1.30 kg/L以上，存在10～20 MPa的压差；2)长兴组储层主要为针孔状孔隙-裂缝性白云岩，渗透性好，易形成虚厚滤饼；3)水平井钻进时钻具在低边与井壁的接触面积大，在滑动定向钻进、MWD测斜、接立柱、电网停电等过程中不可避免地会有钻具静止。因此，元坝气田水平井钻井过程中极易发生压差卡钻事故。

元坝气田水平井及大位移井在钻进长兴组地层过程中，常常发生压差卡钻，其中部分井的卡钻情况见表 1。

表 1中各井的压差卡钻均是在钻具短时间静止(2～3 min)后发生的。发生压差卡钻后，由于井眼小、井深约7 000 m，钻具的强度有限、依靠强拉和强扭等活动钻具的方式解卡难度较大。采用泡解卡剂的方式，由于井底温度高、渗透剂易高温失效，解卡成功率也不高。

元坝气田长兴组地层岩石主要成分是酸溶性好的碳酸盐，地层较为稳定，泡酸解卡本应是一种快速、有效的方法，但实际情况并非如此。如在YB121H井的压差卡钻处理过程中，2次泡胶凝酸无效,最终填井侧钻，最终处理事故时间126.5 d，被埋钻具1 279 m(含进口抗高温高压MWD仪器1套)，造成了巨大的经济损失。YB205-1井在泡防漏型乳化酸解卡前进行的2次泡常规酸作业，也无明显效果。分析认为，其原因主要是卡钻井段井温高、储层孔渗性能好，常规酸及胶凝酸在高温条件下与泥饼及地层的反应速度快，破坏了滤饼的致密性并增大了储层的渗透性，加之常规酸黏度低、摩阻低，酸液出钻具就与泥饼及基岩快速反应而形成漏失通道，在压差作用下快速漏入地层深部，而卡点位置的泥饼和基岩不能被有效酸蚀，导致无法解卡。

碳酸盐与盐酸的化学反应式为：

元坝气田长兴组地层主要以白云岩、灰岩等碳酸盐岩为主，钻进过程中形成的泥饼中也含有一定量的酸溶性岩屑，盐酸能与之反应溶解地层中的碳酸盐岩，并与被卡钻具与地层之间的粘结物、地层岩屑或掉块发生反应，使泥饼疏松掉落、基岩溶解，从而实现钻具解卡。

乳化酸^[9]作为一种缓速酸，在刚接触地层时基本不与地层发生反应，因而可对储层进行深部酸化以增强酸化效果。其缓速原理是，在乳化剂及助乳剂作用下形成以油为连续相、酸为分散相的油包酸型乳状液，未破乳时能阻隔H⁺与碳酸盐岩反应而达到缓速目的。同时，其基液黏度高、漏失阻力大，还可以悬浮惰性固相堵漏剂。

元坝气田长兴组地层渗透性好，易渗漏，发生压差卡钻后泡酸解卡的首要条件是，酸液上返至卡点位置过程中与泥饼及基岩不发生反应或者反应速度很慢，形成漏失通道后能快速堵漏降低漏速^[10,11,12]。这样才能让酸液在卡点位置的反应时间增长，从而解卡。

根据乳化酸的特性及其缓速原理，结合元坝气田水平井卡钻后的解卡条件，得出防漏型乳化酸的解卡机理是：乳化酸接触地层之初未破乳时，油相将酸液与岩石表面隔开，阻止或延缓酸液与泥饼及岩石发生反应，不破坏泥饼，从而不发生漏失，让酸液能逐步上返至卡点位置。即使乳化酸出钻具后有少量破乳，能与地层反应形成漏失通道，但基液黏度高、摩阻大，基液中悬浮的惰性堵漏剂颗粒能迅速架桥聚集形成堵塞层，大幅降低漏速，也能使酸液继续上返；酸液上返至卡点位置后，随着温度升高乳状液逐步破乳，由于密度差作用使盐酸下沉，油相上浮，质量分数较大的盐酸主要与黏附于下井壁钻具的泥饼反应，上井壁受油相保护不发生反应，达到定向腐蚀的目的。同时，下井壁泥饼及基岩部分与酸反应形成漏失通道后，受惰性堵漏剂的影响漏失速度不会太快，延长了酸液反应时间，从而大幅度提高了解卡的成功率。

配方优选主要就是组分优选试验，试验情况见表 2。

通过对酸岩反应动力学研究、乳化酸的腐蚀性研究、乳化剂及惰性堵漏剂的优选及酸油比例优选，形成了防漏型乳化酸的配方：40%～50%柴油+60%～50%盐酸(质量分数为25%～31%)+6%～8%主乳化剂A+2%～3%辅乳化剂B+5%～8%堵漏材料C+3%～5%堵漏材料D+2%～3%高温缓蚀剂E。

对按上述配方配制而成的防漏型乳化酸进行了性能评价。主要是与钻井液的配伍性评价、酸化效果评价、防漏效果评价等，结果依次见表 3—表 6。

从表 3可以看出，随着酸化解卡液加量的不断增大，钻井液的漏斗黏度、初切力、终切力及滤失量略微增大，泥饼变软变薄。这说明该酸化解卡液对钻井液的各项性能有一定的影响，但影响较小。现场施工时应尽量减少钻井液和酸化解卡液相接触，解卡后应尽量将其排放掉，以减少解卡液和钻井液的相互接触和相互影响。

由表 4可知：灰岩、白云岩、含5%岩屑的滤饼在酸化解卡液中的溶蚀规律与在盐酸中基本一致，随温度升高酸溶率增大；温度从100 ℃升至140 ℃时，岩屑在酸化解卡液中的酸溶率稍有增大但均在50％左右；含岩屑(岩屑为灰岩)滤饼在解卡液中的酸溶率随温度升高增大，温度能够轻微提高其溶蚀率，温度从100 ℃升至140 ℃时，酸溶率从34％左右增大到41％左右，增大幅度增大。由此可知，酸化解卡液的酸化效果能够满足解卡要求。

由表 5可知，使用封堵性解卡酸液时岩心的封堵率均在99%以上，可以达到防漏的效果。

由表 6可知，乳化酸接触钻井液后不会对钻井液性能造成较大影响，不会造成井下故障；酸液能有效与地层岩石及泥饼发生反应从而达到解卡效果；乳化酸具有较好的稳定性，能保证酸液在油相包裹下达到设计返高后再破乳；同时，乳化酸具有较好的防漏堵漏效果，能保证酸液在卡点位置充分、有效反应。

先准备一个带剪切泵、容积为20 m³左右的胶液配制罐，清洗干净后依次倒入柴油、主乳化剂A、辅乳化剂B，充分搅拌30 min，然后开启剪切泵，从加料漏斗加入堵漏剂，加完后充分搅拌，剪切循环30 min。然后将高温缓蚀剂E加入装有较大质量分数盐酸的罐中，搅拌均匀，再在高速剪切循环和搅拌条件下，以0.5 m³/min的速度加入酸液，加完后继续剪切搅拌1 h。配置好的酸液性能见表 7。

研制的防漏型乳化酸在YB205-1井进行了现场试验。YB205-1井为部署在川东北巴中低缓构造元坝区块的一口开发评价大斜度井，实钻最大井斜角85.7°。该井采用五开制井身结构，五开水平段采用φ149.2 mm钻头钻进，完钻井深7 116.00 m。

YB205-1井在完井作业中采用三稳定器钻具组合通井，在起钻至井深6 740.00 m处卸立柱后上提遇卡，在悬重2 250~2 350 kN范围内活动无效(原悬重2 250 kN)，随即接方钻杆开泵正常(排量13.3 L/s，立压21 MPa)，在悬重2 000~2 400 kN范围内大幅度活动未解卡，钻具施加扭矩扭20圈，下压至悬重1 700 kN未解卡。后期逐步加扭至23圈，下压至悬重1 500 kN，上下活动钻具，无法解卡。

卡钻时的钻具组合：φ149.2 mm钻头×0.22 m+浮阀×0.60 m+φ120.0 mm钻铤×8.84 m+φ146.0 mm稳定器×0.92 m+φ120.0 mm钻铤×8.88 m+φ144.0 mm稳定器×1.05 m+φ120.0 mm钻铤×9.03 m+φ143.0 mm稳定器×0.96 m+φ88.9 mm加重钻杆×27.87 m+φ88.9 mm钻杆×1 015.14 m+φ88.9 mm加重钻杆×688.54 m+φ88.9 mm钻杆×1 169.61 m+变扣接头×0.60 m+φ139.7 mm钻杆。

卡钻时的钻井液性能：密度为1.40 kg/L；漏斗黏度为65 s；API滤失量为3.0 mL,塑性黏度为35 mPa·s,动切力为11 Pa，初切力、终切力分别为3 Pa和7 Pa，泥饼厚度为0.5 mm，含砂量为0.2%，pH值为11。

YB205-1井发生压差卡钻后进行了两次泡酸解卡。

第一次为常规酸泡酸解卡。泵车注入隔离液2.0 m³、酸液12.0 m³，酸液配方为18.0%HCl+2.0%WD-11(高效缓蚀剂)+1.0%WDZ-2(缓蚀增效剂)+1.5%WD-8(铁离子稳定剂)+1.0%WD-12(助排剂)+1.5%堵漏材料；注后置隔离液1.7 m³。钻井泵替浆(排量18 L/s)至36.5 m³时(酸液刚出钻头)发现立压下降，井口失返。钻具加扭20圈，在悬重1 700～2 500 kN范围内活动无效，继续大排量替浆11.8 m³，将酸全部替出钻具，配合活动钻具仍未解卡。

第二次为变黏酸泡酸解卡。 泵车注入隔离液1.8 m³、变黏酸液4.0 m³，变黏酸液配方为20.0％HCl+ 4.0%WD-11A(缓蚀剂)＋1.0%WD-8(铁离子稳定剂)＋5.0%WD-10表面活性剂；注中间隔离液1.0 m³、酸9.0 m³;注后置隔离液1.6 m³。钻井泵替井浆(排量16 L/s)至32.5 m³，钻具加扭20圈，在悬重1 700～2 500 kN范围内活动，降排量至2.5 L/s继续顶浆至34.5 m³时井口失返(变黏酸刚出水眼)，继续顶浆至44.08 m³，加扭23圈，在悬重1 000~2 650 kN范围内活动，井口未返浆，酸液完全漏失。

第一次常规酸泡酸解卡，酸液出钻头水眼发生快速漏失;第二次变黏酸泡酸解卡，变黏酸刚出钻头水眼就发生漏失。两次泡酸解卡，在酸出钻头后均快速发生漏失导致酸液无法与地层充分反应，未达到解卡目的。

施工前大排量循环清洁井眼并准备40.0 m³冷却的井浆，先注入冷却井浆，之后采用泵车以10.0 L/s排量注入2.0 m³前置隔离液，注入防漏型乳化酸9.2 m³，注后置隔离液1.2 m³，用钻井泵替浆(排量18.0 L/s，泵压24.0 MPa)，在酸液出钻具前加扭23圈，在悬重1 700～2 500 kN范围内活动。替浆至46.4 m³(乳化酸出钻头水眼进入环空6.8 m³)井口液面未见下降，继续顶替，将酸液全部替出钻具，停泵、活动钻具，静停30 min后乳化酸开始破乳，环空液面缓慢下降，继续保持钻具加扭23圈，控制悬重在1 500～2 600 kN范围内活动。活动钻具5 min后，上提钻具至悬重2 500 kN，随钻具上行悬重保持不变，上下活动钻具正常，成功解卡。

1) 在元坝气田长兴组地层钻水平井具有储层渗透性好、钻具接触面积大等特点，易发生压差卡钻，合理的钻井液密度可有效降低压差卡钻风险。

2) 常规酸因酸岩反应速度快，在压差作用下易漏失，不能在卡点位置充分反应，因而在长兴组地层水平段卡钻后解卡成功率低。

3) 研制的防漏型乳化酸体系能有效溶蚀、破坏碳酸盐岩的基岩和泥饼，使被卡钻具与地层之间的粘结物、岩屑或掉块发生反应，使泥饼疏松掉落，基岩溶解，从而使被卡钻具解卡。

4) 研制的防漏型乳化酸具有缓速酸性能和防漏堵漏效果，能解决常规酸在高渗易漏碳酸盐岩地层快速反应、漏失，无法在卡点位置充分反应因而达不到解卡目的的问题，适用于在高渗碳酸盐岩水平井卡钻事故处理中。