柴达木盆地井身结构多向融合设计对策探讨

汪光太，李令东，张晓辉，张小宁，郑晓峰

中国石油勘探开发研究院 勘探与生产工程监督中心（北京 100083）

井身结构设计是钻井工程设计的先行环节和基础，通常以地质设计为依据，按有利于取全、取准地质和工程资料，保证钻井工程质量，发现和保护油气层，满足长期开采需要为基本原则。随着柴达木盆地勘探向纵深发展，复杂深井增多，面临着地质目标易变、事故复杂易发等多项挑战。只有创新井身结构设计思路和方法，将井身结构设计涉及的方方面面与可行的钻井配套技术工艺构成一个系统，采用井身结构与生产管理、钻井配套技术工艺融合的设计方法，才能应对和削减复杂地层钻进中所遇到的地质和钻井风险，确保安全、优质、高效钻进。

1 井身结构设计变化历程和融合设计新方法

井身结构设计随着勘探深度的增加、井控理论和相关技术的进步而发展变化，总体可分为3个主要发展阶段［1］。

1）20世纪70年代以前，属于经验积累和从无序到有序初步规范化发展阶段。因主要面向埋藏深度较浅的常规油气藏，遇到的地质风险较少，工程复杂依靠钻井生产实践中积累的经验即可解决，此阶段确定了三段式井身结构的基本形式；形成了适应工业化大生产需要的钻头和套管API尺寸标准及其初步配套规范。

2）20世纪70年代至90年代初，是理论发展阶段。为解决溢流、钻具粘卡等工程问题，随着地层压力预测技术取得进展，形成了以双压力剖面(地层孔隙压力剖面、地层破裂压力剖面)为根据，以防止套管鞋处地层压裂、适当的压力系数为约束条件，考虑各层套管的必封点深度的井身结构设计程序化方法。此阶段以制定《井身结构设计方法》(SY 5431—1992)标准为标志性事件，进一步完善了套管尺寸与钻头尺寸配套规范。

3）20世纪90年代初起至今，井身结构优化设计逐渐向系统工程的方向发展，形成了自下而上、自上而下以及二者相结合的设计手段［2］。

随着勘探开发向纵深发展，面临着井身结构设计和实现设计的难度、风险和矛盾，单纯的井身结构设计方法难以应对，解决所有地质复杂和低风险钻井工程问题，井身结构设计方法应朝融合设计的方向发展。井身结构融合设计基本思路是根据井眼压力平衡关系、工程约束条件，采用风险决策技术和配套钻井技术，按地质与工程一体化、当期勘探与远期勘探一体化，将井身结构融合设计贯穿于钻前设计、钻进施工设计、钻后完井和开采整个全寿命使用周期中，达到技术管理与配套设计的多向融合。

2 柴达木盆地复杂地质特点

柴达木盆地钻井难点和工程风险都与复杂的地质特点相关，主要体现在以下几个方面。

2.1 高陡

由于多期构造运动的影响，地层受到挤压、拉张作用，而形成压扭、挠曲，使地层倾角大，增加防斜打快的钻井难度。

2.2 高温

柴达木盆地地温梯度平均为(28.6±4.6)℃/km，地温梯度分布具有西部高，中、东部低的特点。2020年完钻的碱探1井［3］，完井深度6 343 m，地层温度达235℃，平均地温梯度高达37.0℃/km。

2.3 高压

膏盐岩较多的地方容易出现异常高压，柴西地区膏盐岩较为发育,柴西异常高压主要集中在下干柴沟组(E3)，根据张津宁［4］等研究表明，狮子沟地区的膏盐岩层明显控制着地层压力分布。膏盐岩与异常高压的分布在纵向上和横向上都具有明显的对应关系。纵向上异常高压主要分布在盐间和盐下层，盐上为常压；横向上异常高压强度随着膏盐岩发育厚度的变薄而递减，说明该区膏盐岩对地层压力具有重要的影响和控制作用。

2.4 高矿化度

盆地中存在高压盐水层，因地温高，普遍矿化度高，如柴西深部地层高达300 g/L以上［5］（图1）。一旦发生高压盐水溢流，一方面破坏钻井液性能，另一方面上返过程中形成大量盐结晶，易造成憋泵、盐卡等事故。

图1 柴西地层水矿化度分布特征

2.5 高含硫

英中地区深部地层高温、高压，还存在高含硫，多口井钻遇H2S。狮58井钻至井深5 451.18 m，处理溢流时见H2S气体，其含量达17 388 mg/m3，狮新58井测试时H2S含量达20 000 mg/m3，狮58-1井在控压钻进过程中最高H2S显示浓度有100 mg/m3。

2.6 油层油组多

盆地从浅至深烃源岩多，使纵向上油气藏分布层位多,不同的地区分布层位不尽相同。柴西南区尕斯凹陷主要分布于中深层E31和E32～N11,中部地区(包括阿南地区)主要分布于E32～N11和中浅层的N1～N2，北缘地区油气藏分布层位最多,跨度最大。

气藏成藏模式有上生下储式、下生上储式、自生自储式，油层又发育多套油组，油层油组压力系数还存在差异性，储层专打存在难度。

2.7 井漏多

因多期构造运动的影响，地层受到挤压、断裂、走滑作用，形成断层多、构造应力活跃、裂缝发育，使得纵向上地层漏失点多，具体漏失点深度难以预测和确定，密度窗口窄，漏后转溢、溢漏同存时有发生，安全钻井难度大。井漏、溢漏同存、地层承压改造仍是制约钻井提速的主要因素。

2.8 构造应力大

正是由于盆地受多期构造运动的影响，使构造应力活跃而长期存在，构造应力又与地层破裂压力剖面相关，从而影响井身结构设计，特别是在窄密度窗口拐点处。

2.9 地层厚深存在误差

由于缺乏深层钻井地质资料，形成的井深转换速度场精度不高，地层厚度与深度预测存在一定误差，增加地质和钻探风险对井身结构的影响。

3 柴达木盆地井身结构融合设计对策

3.1 完善基础资料进行标准井建设

针对不同区块应预先制定井身结构标准，把好技术与管理融合关，进行标准井建设，以确保双压力剖面数据的齐全和精准。

对井号的命名，要遵从相关的井号命名标准和规范，利于充分挖掘已钻邻井井身结构、地层孔隙压力、地层破裂压力、井漏、溢流等数据参数潜力。

布井方案遵从滚动勘探开发规律，区域探井(参数井)、预探井、评价井、开发井的井身结构要体现优化、优化基础上再简化的变化特征，钻井施工宜按井别顺序、目标井深从深至浅的井深顺序先后错开施工作业，确保先期完成的井取全取准各项地质和测井资料，为后续井减少地质风险、钻井事故复杂风险，提供井身结构借鉴和进一步优化、简化依据。

这样有助于按井别进行井身结构融合设计和优化，使探井井身结构按技术规范要求进行备用层设计，避免将探井井身结构设计成开发井井身结构，而评价井设计得比探井复杂。

3.2 提高技术套管下深比

提高技术套管下深比，有助于减小钻井液密度的大幅波动，稳定终完井段地层承压能力，减小油层套管下入难度，提高油层套管固井质量合格率，同时能减少油层段浸泡时间，有利于保护油气层。

通过与其他油田的对比，也可看出提升潜力。英中区块的技术套管设计下深比、实际下深比、实际/设计下深比平均只有0.89、0.89、0.86，平均实际/设计下深比低于设计下深比，说明有些井技术套管未下到设计位。而塔里木某区块其技术套管设计下深比、实际下深比、实际/设计下深比平均达0.96、0.97、0.97。

3.3 井身结构地质工程一体化融合设计

井身结构设计要了解烃源岩、储层和深部地层情况，需进行地质和钻井综合考虑，除满足当期钻井需要外，还要考虑随地震数据的完备和解释技术进步，在有利构造甜点进行远期加深勘探的可能性，设计相应的备用套管层次，达到一井两用，有助于降低综合勘探成本，这是地质工程一体化融合设计的重要方面。

柴达木盆地基岩油气藏勘探潜力巨大。当在基岩有利区带勘探时，如完钻目的层是上部地层，就需考虑远期勘探的可能性。柴达木盆地目前已发现的基岩油气藏油气主要来自第三系和侏罗系两大主力烃源岩。其中，第三系烃源岩供给柴西地区的基岩圈闭，以油为主;侏罗系烃源岩则供给阿尔金山前-柴北缘地区的基岩圈闭，以气为主［6］。

昆2井就是地质工程一体化融合设计的典范。其位于昆特依构造，设计成典型的常规4备1井身结构，而十多年后对昆2井加深钻探［7］，实现侏罗系凹陷区基岩气藏勘探突破。昆2井井身结构设计与昆2远期加深井引发的设计启示：

1）常规4备1井身结构利于应对钻井复杂风险和地质当期加深风险。

2）路乐河组(E1+2)下部存在烃源岩，常规4备1井身结构为远期基岩油气藏勘探创造了条件。

3）昆2井常规4备1井身结构设计客观上体现了地质工程一体化融合，实现了老井全寿命周期应用，大幅节约勘探成本。

柴西地区N1-E1+2地层均具备生油能力。当设计目标为下干柴沟组上段E32▽，预测下部有勘探潜力时，就宜考虑当期或远期加深勘探的可能性，而进行井身结构地质工程一体化融合设计。如对狮58井采用地质工程一体化融合设计思路，其最终格局就不一样［8-9］。

3.4 分组完井—高低压油组分开完井

盆地油层油组多，如在英中地区下干柴沟组上段（E32）通常含有多套油组，同时又含较厚盐膏层,此区块盐上、盐间、盐下表现出不同的地层压力系数，封盐顶、封盐底很关键，否则易造成高低压同存；对英中这种含较厚盐膏层的区块，复杂深井井身结构设计基本策略应是：二开封至盐顶，三开封过盐底，进入高压层，尽量下深，四开避开盐膏层有助于顺利下入油层套管，四开专门对付高压层，备用一层低压层。

W11-1井原井身结构设计本来是四开井，但三开未能尽量下深封过盐底而进入高压层，使四开采用精细控压钻井时因溢漏同存未能钻至设计井深6 000 m，在钻至5 788.83 m后提前下套管中完，致使五开采用101.6 mm小井眼只钻进36.17 m，无法钻至设计井深，五开钻进所用钻井液密度明显低于四开段所用钻井液密度。

所以当盐膏层与目的层有交叉重合时，因多套的油层油组压力系数存在差异性，即盐间油组与盐下油组压力系数不一致，盐下油组压力系数也有差别，使储层专打因溢漏同存而难度增加，甚至不适于储层专打，高低压油组宜分开中（终）完井。

3.5 高压盐水层全程配套对策

柴达木盆地在复杂深井钻井过程中因高压盐水层而不能实现井身结构目标的情形时有发生，对高压盐水层应有钻前、钻中、钻后全程配套技术对策，才能顺利钻至井身结构所设计的深度和发挥全寿命周期作用。

1）钻前需优选抗盐抗污能力强的钻井液体系和优化密度设计。关键是精准预测高压盐水地层及其孔隙压力，按压稳原理设计，确保设计钻井液密度不低于高压盐水层孔隙压力+高限附加系数。

2）当预计钻遇高压盐水层时，上层套管鞋处的漏失压力非常重要，漏失压力比漏失层必封点更关键，当上层套管鞋处的破裂压力系数与预计高压盐水层压力系数相差较小形成窄密度窗口时，宜设计配套采用精细控压钻井技术，并调整套管下深和层次。如某W1井设计钻井液密度与上层套管鞋附近地层破裂压力形成窄密度窗口，当发生高压盐水溢流后，难以靠提高地层承压能力而压稳高压盐水使井不漏，最终导致事故完井。

3）当钻遇盐膏层应有效防止盐膏层的蠕变及高压盐水溢流等复杂发生，钻井液密度宜就高不就低，不宜采取逐渐提高密度钻进模式，可采取“高进低出”对策［10］。

4）控压放水：井口施加合适回压，对高压盐水透镜体控压放水降压，可适当降低高压盐水层压力，但在柴达木盆地盐水层连通性好，控压放水耗时长，因高矿化度易形成盐结晶，造成起下钻阻卡，需长段划眼和引起其他复杂，如狮1-3H1等井，宜避免采用控压放水泄压。

5）敞口放水：井口不施加回压，不适合应对连通性高压盐水层，地面环保压力大，持续时间长，压力降低缓慢。敞口放水会充分释放构造应力和地层弹性能，加上小井眼窜流，使后期压井难度大，盐卡、井塌风险高，易造成事故完井，如狮41H6-2-414井，应禁止采用敞口放水泄压。

6）对钻后生产优化完井，宜采用套管完井。最好不要进行裸眼试采，这样可避免因强烈吞吐而污染储层和因盐卡等风险造成事故性裸眼完井。套管完井产量递减没有裸眼完井那样快，发生盐堵、盐卡频次较低，作业周期长，总采出量相对较高。

3.6 井身结构配套精细控压钻井融合设计

精细控压钻井可在不调密度情况下快速应对井下复杂情况的变化，解决常规钻井不可钻的井、常规钻井存在技术风险的井、钻井效益低的难题。当遇到以下情况，井身结构设计宜考虑配套精细控压钻井。

1）存在窄密度窗口和溢漏同存问题。精细控压钻井可降低钻井液密度，使循环时的井底压力低于漏失压力，实现在密度窗口较小的地层中受控钻进。

2）存在高压盐水层和盐卡风险。精细控压钻井可使井底压差波动幅度非常小，确保压稳高压盐水层。

3）需减小钻井液密度波动，提高行程钻速。精细控压钻井可在不调密度情况下，快速应对井下情况的变化，可控制溢流和减小溢流量、避免井漏或减小井漏，减少了处理溢流、井漏复杂处理时间，提高了行程钻速。如英中区块盐膏层段压力波动大，宜配套精细控压钻井。

4）地层孔隙压力和破裂压力预测不准，需减轻对产层伤害。精细控压钻井实施平衡或近平衡控压钻进，避免和减小钻井液漏失，减轻了钻井液对产层的伤害。

5）需提高油层套管固井质量。采用精细控压压力平衡法固井，实现窄安全密度窗口地层的固井施工全过程井筒压力平稳，避免了小间隙尾管常规固井保顶替效率时的井漏问题，提高了小间隙固井质量。

6）需保护和发现油气层，提高油气井产量。

7）需延长裸眼段长度和套管下深。精细控压钻井可减少循环压力对井底压力的不利影响，相对延长裸眼段钻进长度。

在选用精细控压钻井后，还需注重精细控压钻井与控压模式参数优化、压井工艺融合配套。

3.7 承压改造的局限性和技术配套的完善

钻井过程中发生漏失时，还会寄望于利用裂缝稳定机理，封堵微裂缝来提高地层承压能力。承压堵漏就是封堵微裂缝，避免裂缝重张和延伸，确保裂缝稳定，通过承压堵漏来承压改造地层，存在其局限性。当液柱压力超过地层破裂压力时，实际上裂缝是难以稳定的。

井身结构设计离不开地层破裂压力剖面，值得注意的是，当地质设计所提供的是上覆地层压力系数时，就需对地层破裂压力系数进行估算，而地层破裂压力系数与地层孔隙压力系数、上覆地层压力系数相关。

式中：Pf为地层破裂压力系数；Pp为地层孔隙压力系数；Po为上覆地层压力系数；μ为地层泊松比；ξ为构造应力系数；K为侧压力系数。

通常，K＜1，故Pf＜Po，即地层破裂压力系数小于上覆地层压力系数。上覆地层压力系数可以作为地层破裂压力系数的参考，有文献介绍K可取经验值0.5［11］，但地层破裂压力系数计算值偏低，这是未考虑构造应力系数的结果。

柴达木盆地受多期构造运动的影响，构造应力长期存在，地层破裂压力系数计算时不可忽略构造应力系数的影响。通过类似油田实测统计分析，侧压力系数K取经验值0.71较合理。

例如：某W1井设计井身结构二开套管下深2 900 m，根据邻井压力剖面预测计算，2 900 m处上覆地层压力系数2.3，地层孔隙压力系数1.9，按上式计算，2 900 m处，破裂压力系数为：

三开段存在2.07～2.18的窄密度窗口，三开段如遇溢流或高压盐水层，进行溢流压井或承压堵漏时，欲提高地层承压能力会受到局限性，该井未针对既定井身结构设计技术配套方案来应对窄密度窗口和高压盐水层等溢漏同存风险。实钻结果也表明,当采用2.18 g/cm3以上的压井液压井或钻井液钻井时，不可能压稳，会压漏地层，形成压井→井漏→漏转溢→压井的恶性循环，且易造成卡钻；该井三开钻进多次发生溢流、井漏、卡钻、侧钻，在地层承压能力受限情况下多次实施承压堵漏改造也未能见效。

地层承压能力受限而形成窄密度窗口时，往往存在井漏、溢漏同存的风险，除宜配套精细控压钻井、随钻堵漏、密度可视化随钻跟踪等技术措施外，还需不定点监测地层承压能力，即每钻进一定进尺监测一次地层承压能力。

3.8 合理提密控制气侵—中途求产测试后压力系数降低的启示

在W11-1等井进行中途测试后，产液量不高，均出现所用钻井液密度降低情况，测试前密度的提升与全烃显示相关，说明因气侵过大而提高了钻井液密度。应综合考虑防气侵措施，合理提升钻井液密度，使三开套管下得更深,减少密度波动，防止发生井漏，避免误判。

4 结论与建议

融合设计是将井身结构设计与实现设计统一进行考虑，是一种解决复杂地质和工程问题的全面优化的系统方法，充分考虑配套技术措施和管理对井身结构的影响；这种融合具有多向性，涉及时空、地质、工程、技术、监督和管理多个方面，是贯穿钻前设计、钻进施工设计、钻后完井和开采及二次开发整个全寿命使用周期中的时空融合。通过分析柴达木盆地烃源和储层地质特点、钻井难点和典型复杂深井案例，突破只以必封点和双压力剖面为基础的传统井身结构设计而创新提出的多向融合设计理念（图2），就是要达到技术与管理的融合、地质与工程的融合、井身结构与钻井工艺的融合、钻前与钻中钻后全寿命周期的融合，对此提出了一些策略性考虑，有些关键点在进行多向融合设计时值得强调。

图2 井身结构多向融合设计示意图

1）技术与管理的融合有助于标准井建设和控制滚动节奏，确保先期完成的井取全取准各项地质和测井资料，为后续井减少风险建立学习曲线，提供井身结构进一步优化、简化依据，体现井身结构的井别层次性和优化痕迹。

2）提高技术套管下深比，可减小油层套管下入难度，降低终完井段的钻井风险，确保井身结构的完整性。

3）充分研判烃源岩、储层和深部地层情况，考虑当期地质加深风险和远期深部近源勘探需求、基岩勘探的潜力，变静态井身结构设计为动态井身结构设计，实现井身结构的地质与工程一体化全寿命周期融合设计。

4）英中地区因盐上、盐间、盐下表现出不同的地层压力系数，封盐顶、封盐底很关键；盐间油组与盐下油组压力系数不一致，盐下油组压力系数也有差别，盐间、盐下多套油组情形不适于储层专打，高低压油组宜分开完井。

5）应探索高压盐水层的预测、监测技术。实施钻前、钻中、钻后全程配套应对高压盐水层的技术对策，自始至终坚持压稳原理，有利于设计井身结构的实现。

6）存在窄密度窗口、溢漏同存问题时，需减小钻井液密度波动，井身结构设计应考虑配套精细控压钻井。

7）当地层孔隙压力与上覆地层压力间密度窗口窄时，地层孔隙压力与地层破裂压力间的密度窗口也会窄，通过承压堵漏来提高地层承压能力存在其局限性，也宜配套精细控压钻井，并在钻遇下部高压地层前设计套管及时封隔。

8）全烃显示好时，应控压循环排气，合理调整钻井液性能，不要一气侵就单方面过大提高钻井液密度或进行中途求产测试，宜探索随钻暂堵防气侵的可行性，尽量减少密度波动，防止发生井漏和测试过程中的井眼坍塌、盐卡盐堵等复杂故障，避免误判而提前下套管，影响地质目标的实现和井身结构设计的完整性。

9）钻井监督可强化过程控制，及时进行密度可视化随钻跟踪，有助于严把设计执行关，按设计深度下套管，确保井身结构的安全性和完整性，特别是钻进到位需加深时应进行风险评估，防范和削减井身结构变动的风险。