川西地区复杂超深井钻井技术

杨博仲， 汪 瑶, 叶小科

(1中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2国家能源高含硫气藏开采研发中心 3中石油西南油气田分公司工程技术处 4中石油西南油气田分公司工程技术研究院)

“十二五”期间，为扩大四川盆地勘探领域，中石油在川西地区以下二叠统为目的层部署了多口风险探井，其中在SYS、JLS区块深层气藏获得重大勘探发现(ST1等4井单井平均测试天然气日产量均超百万方)，展现出广阔的勘探前景[1]，四川油气田主要勘探开发方向逐渐转向川西北地区，勘探目的层深入至二叠系～寒武系，近年来该地区平均完钻井深6 689 m，最深达7 793 m。超深井钻探工作中始终面临高温、高压、高应力环境，地质条件复杂且多变难以精确预测，常规钻井技术手段适应能力有限等技术难题，前期探井深层钻井施工效率低下，作业风险极大，平均钻井周期高达498 d[2]，严重制约了深层油气藏资源效益勘探开发。

为破解四川油气田复杂超深井这一重大钻井难题，川庆钻探工程有限公司钻采院在复杂超深井井身结构优化拓展、海相地层钻井高效破岩技术、抗高温钻井液体系，窄安全密度窗口地层安全钻井技术等方面开展了针对性研究，自2016年起，持续在川西地区SYS、JLS、LGX构造开展多井次技术试验、优选、集成，形成了适合于该区超深井钻井综合配套技术，单井钻井速度提高1倍以上，故障复杂率同比减少8%，钻井同期缩短50%。

一、复杂超深井钻井技术难点

(1)纵向上存在多套压力系统，过路层系多，地层压力准确预测难，安全密度窗口窄。同一裸眼井段高低压互存，实钻过程中常发生溢漏并发，压差卡钻等井下复杂或故障，钻井风险巨大。

(2)上部大尺寸井眼长(平均段长近3 000 m)，常规钻井速度慢，同时自侏罗系至寒武系分布多套高研磨可钻性差地层(珍珠冲砾石，须家河，二叠系燧石层，寒武硅质云岩等)，机械钻速均不足1 m/h，平均单井钻头用量高达52只。

(3)地质环境复杂，嘉陵江组地层发育高压盐水，二叠系及以下地层裂缝发育，井漏频繁，地层承压能力低，存在多套易垮地层，实钻井下阻卡多，对钻井液体系性能要求极高，处理周期长。

(4)目的层以碳酸盐岩气藏为主，埋藏较深，具有高温(160℃)、高压(100～140 MPa)和高含硫(30～60 g/m3)的特点。

二、复杂超深井钻井技术

1.非常规井身结构设计优化技术

川西地区钻探前期一直沿用Ø508 mm×Ø339.7 mm×Ø244.5 mm×Ø177.8 mm×Ø127 mm的API标准套管程序，但实钻证实该区：一是不确定的地质因素较多，地质设计与实钻差异较大，特别是地层压力系统和流体性质均很难准确预报。造成的设计与实钻不符，钻井复杂与故障频发，严重危及钻井工程安全和地质目标的实现，导致了钻井速度显著降低，钻井成本大幅增加；二是多个工程地质问题共存。在同一个地层段存在多个工程地质复杂，给钻井设计和施工作业造成极大的困难。由于常规井身结构有限的套管层次不可能将可能遇见的复杂层段完全封隔开，同一个裸眼井段内不可避免地出现喷、漏、塌、卡等同时发生的严重复杂情况。

表1 四川油气田非常规井身结构示意表

针对上述问题，钻井设计人员根据国内外市场上非常规与非API标准套管(包括小接箍和无接箍套管)的应用情况，主动跳出了传统井身结构设计思路的束缚，为实现井身结构优化设计，协同多方开展联合攻关，研发了Ø114.3 mm～Ø365.1 mm等10种不同规格套管，并完成Ø135.5 mm～Ø333.38 mm钻头、钻具、Ø539 mm井口装置、固井、试油完井等20多项技术配套，形成川渝地区非常规井身结构优化方案(见表1)，最高可实现七开完钻，解决了套管层次不足的问题，满足超深区块勘探开发需要。

该井身结构方案将原有五开五完的井身结构拓展为六开六完，有效应对了超深井钻探过程中必封点多、常规井身结构难以完全封隔的技术需求。同时该套井身结构具备多样调整性，可在常规与非常规套管程序中进行切换，若四开Ø241.3 mm井眼未钻遇设计前论证的高低互存压力系统或需下套管封隔的井下复杂，则可直接转为下Ø177.8 mm套管，五开采用Ø149.2 mm钻至设计完钻井深，下Ø127 mm套管完井的五开五完井身结构方案，目前该井身结构方案已在SYS探井成功实践，实现了对钻井成本的有效控制。

2.个性化钻头配合长寿命螺杆复合钻井技术

复合钻井技术,即个性化钻头+井下动力工具的钻井技术目前在已被一些油田被广泛使用。该技术优点在于个性化钻头优选针对性更强，避免了牙轮钻头或普通PDC钻头对地层不适应性，造成整体机械钻速低下，钻井周期增长；其次是近年来螺杆钻具的质量不断提高,寿命大大加长，可与PDC钻头匹配进行长时间复合钻进,充分发挥PDC 钻头的破岩效能。

图1 不同构造建立的地层可钻性、研磨性剖面

由于超深井钻遇不同岩性的陆相、海相地层众多，为保证个性化钻头优选质量。通过对ST1井等10口井岩石矿物组分、强度进行测定试验，结合测井资料建立了盆周领域不同构造的地层岩石可钻性、研磨性剖面(见图1)，为个性化钻头优选提供依据。

在井下工具方面，对采用的螺杆定子进行了等壁厚改进设计，转子表面采用碳化钨喷涂，使高温等壁厚螺杆平均寿命达到190.27 h，同比提高137%，最高使用时间达406.16 h。同时针对须家河等强研磨地层，引入可附加轴向微冲击载荷的液力冲击器，使得强研磨地层整体机械钻速再次提高。

ST2、3、7等8口试验井现场均开展个性化钻头+螺杆提速试验，试验井全井复合钻进尺均占全井进尺的60%以上，整体钻井速度大幅提高，平均机械钻速达到3.65 m/h，同比研究开展前提高97.86%；平均单井使用钻头38只，同比研究开展前减少14只；平均单只钻头进尺203 m，同比提高71.35%。

3.气体钻井技术

针对盆周领域超深井上部大尺寸(Ø333.4 mm以上井眼)井眼长，常规钻井方式钻井速度慢，钻井周期长的技术难点，科技人员开展了以气体钻井井壁稳定性为核心，采用历史成果数据与测、录井辨识水层，气层结合的技术手段。通过对历史数据的多方向分析，认识到了该区为应力性释放失稳为主，得出了上部砂泥岩地层气体钻井最佳井段为沙溪庙组中上部，平均钻井进尺可达到2 000 m。

在川西地区15口井开展了现场应用，Ø444.5 mm井眼平均机械钻速10.21 m/h，Ø333.4 mm井眼机械钻速14.28 m/h,分别同比常规液相钻井提高197.15%、115.6%，钻井周期同比缩短125.41%(见表2)。

表2 气体钻井技术在超深井的应用情况表(局部)

4.适应于超深井钻井的优质钻井液体系及高效承压堵漏技术

4.1 优质钻井液体系

针对超深井前期预探井钻探过程中发现的中上部陆相地层沙溪庙、须家河组泥页岩段易水化膨胀，井壁稳定性差。中部海相地层雷口坡、嘉陵江组含长段膏盐层，部分区域发育高压盐水，二叠系以下地层含CO2，钻井液易受污染，同一裸眼段多压力系统条件下的防漏堵漏难度大。高温条件下(170℃左右)，高密度钻井液流变性控制难度大，在聚磺钻井液基础上，优化形成具有强抑制、强抗盐膏污染，强抗高温性能的有机盐钻井液体系(见表3)。

表3 优化形成的高密度抗高温有机盐钻井液体系性能表

注：pH为9。

ST3、SY001-1、LT1井、DS001-X4等井全井作业过程中钻井液性能稳定，各复杂层段井径规则，其中已完钻ST3井、DS001-X4两井因井壁不稳引起扩划眼时间为5.17 d、4.01 d，同比ST1、DS001-X1井分别降低81%、89.2%。

4.2 高效承压堵漏技术

川西北地区深部地层往往微型或小型裂缝发育，导致局部地层承压能力低，同时该区域油气显示频繁，致使钻井液密度始终处于较高的状态，井漏问题往往难以处理，常规堵漏技术往往只针对单一漏失情况或是在深部高温环境中发生化学失效，堵漏效率低下，井下复杂处理周期长。

通过相关科技工作者的努力，针对超深井深层地层较小的“致漏裂缝”与诱导裂缝性漏失，采用在钻井液中注入几方至十几方含有各种级别(A～D级)的刚性粒子的复合段塞封堵浆,主动进行承压堵漏，可有效避免裸眼段长、钻井液密度窗口窄、喷漏同层等技术难题带来的恶性井漏问题，切实减少井下复杂。该类段塞封堵浆在经过漏层时停留10～20 min，刚性堵漏粒子即时堵住开口裂缝，从而提高地层的承压能力。

ST8井采用密度2.05 g/cm3钻井液钻至7 134.52 m(茅二)，发生井漏，漏速15.7 m3，降密度至2.01 g/cm3后又发生井涌，井底漏溢同存，采用35%浓度的刚性粒子+高失水材料复合堵漏浆一次堵漏成功，最终地层承压能力提高到2.03 g/cm3，顺利钻至7 279 m(栖霞顶)中完井深。在SYS构造，该项技术使得原有吴家坪以上地层承压能力由1.85 g/cm3提高至2.00 g/cm3以上，承压能力最高可提高13 MPa，单井实现节省原设计下至吴家坪顶封上部低承压地层的Ø219.08 mm套管2 200 m左右，现已成为该构造优化井身结构的重点技术。

5.精细控压钻井技术

针对深部地层钻井密度窗口窄、溢漏同存的难题，在LT1、LG70、ST7、8井开展了川庆钻采工程技术院自主研发的精细控压钻井系统现场试验。

LG70井Ø139.7 mm井眼采用2.05 g/cm3的钻井液钻至7 252.29 m(茅口组)，开泵即井漏，停泵后效严重，采用密度2.02～2.05 g/cm3的钻井液钻进，漏喷同存，常规工艺难以满足安全起钻要求，起下一趟钻耗时最长15.92 d。下部栖霞组地层设计压力系数1.36，采用密度2.10 g/cm3钻井液钻进，井底压差最高达57 MPa，压差卡钻和井漏风险极高，钻井作业一度面临瘫痪。

该井采用精细控压钻井前，技术人员通过节流循环，有效释放地层压力19次，使得整体钻井液密度降至1.96 g/cm3，同时对井漏井段集成刚性材料架桥、片状材料楔入、“柔性材料+复合桥浆”多项堵漏技术，提高地层承压能力，建立2.05～2.11 g/cm3安全钻井液密度窗口，采用配合“分段重浆帽”方式实现安全起钻(控制ECD 2.06～2.10 g/cm3)，确保井筒整体压力系统平稳，短起下拉划井壁，集合“模拟接单根法”优化接立柱操作，缩短钻具静止时间，防粘卡；全过程配合优化高密度钻井液配方，确保钻井液流变性、高温稳定性，实现了环空循环压耗良好控制，起钻过程中保证回压精细输送，井底压力恒定，井下风险得到有效控制，最终顺利钻至 7 793 m完钻井深，创造了中石油川渝地区最深井记录。

6.钻井工程技术信息一体化集成与辅助决策技术

川西地区超深井井位往往位于野外较为偏僻的地区，传统信息传送方式效率低，无法保证信息数据的实时性，对重大技术决策产生时差性影响。川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院研发了一款基于钻、测、录井信息数据收集和分析的监督管理平台，采用实时放送工程信息数据、图形、视频、现场实时互联等技术手段，加强对作业现场的监管和联络，实时监控重点工程节点作业，确保探井钻井安全有序完成。目前该系统已完全覆盖四川油气田超深井作业现场，覆盖率100%，信息实时传送成功率100%，有效提高了后方技术决策的时效性和有效性。

三、建议

(1)为满足未来更为复杂的超深井钻探作业，建议研发或引入国内外先进可靠的裸眼膨胀管技术，进一步拓展现有非常规井身结构。

(2)建立精细数量级的个性化钻头、提速配套工具、钻井液性能参数信息库，采用深部数据分析法，进一步挖掘钻井提速潜力。

(3)研发密闭式欠平衡钻井技术，减少含硫地层窄安全密度窗口地层作业风险。

(4)以信息数据的监督管理平台为基础，建立大数据下的构造工程地质信息模型，为超深井钻探提供更为精确的技术依据和强大的助力。

四、结论

(1)形成满足川西地区超深复杂深层构造安全高效钻井的非标井身结构1套，为该区深井超深井顺利钻成奠定了坚实基础。

(2)形成以“个性化钻头+配套提速工具+优质钻井液”为主体的四川油气田深井超深井钻井提速配套技术，有效加快了川西地区超深井钻探整体进度。

(3)通过应用自主研发的精细控压钻井系统，大幅度减少了窄安全密度窗口地层溢流同存的井下复杂和处理时间，为超深井深部地层安全钻井提供了强有力的支撑。

(4)实时信息化管理与辅助决策系统的研发和应用，实现了超深井钻井技术管理由经验化、单一化向实时化、综合化方向转移，有效保证了技术管理的时效性和合理性。