龍崗西地區首口非常規超深井鉆井技術

譚茂波　何世明，2　鄧傳光　米光勇　高德偉　王　強（. 西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都　60500；2. 西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都　60500；. 中國石油西南油氣田公司勘探事業部，四川成都　600；. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油　6200）

龍崗西地區首口非常規超深井鉆井技術

譚茂波1何世明1，2鄧傳光3米光勇4高德偉4王強4
（1. 西南石油大學石油與天然氣工程學院，四川成都610500；2. 西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都610500；3. 中國石油西南油氣田公司勘探事業部，四川成都610041；4. 中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川江油620041）

龍崗61井是四川盆地龍崗西地區第1口非常規超深井，完鉆井深6 618 m。侏羅系地層井壁穩定性差，縱向上壓力系統復雜，深部海相地層H2S含量超過30 g/m3、同時存在異常超高壓CO2氣層和鹽水層，井底壓力超過110 MPa、溫度在150℃以上。為此，龍崗61井采取了如下鉆井技術措施：采用6開制非常規套管層序封隔不同復雜層段，有效預防和控制井下地質風險；在蓬萊鎮—沙溪廟組易漏地層應用空氣鉆井防漏治漏、防斜快打；對自流井組和須家河組強研磨性地層優化鉆頭設計，并在小井眼段進行PDC鉆頭提速試驗；優化抗高溫聚磺水基鉆井液，使之具備較強的抗高溫、抗鹽及抗鈣污染能力。實踐表明，龍崗61井非常規超深井鉆井技術不僅有效解決了復雜地層所帶來的鉆井難題，實現安全快速鉆至目的層，而且還在川渝地區超深井鉆井技術上得到創新，形成了一套較完整的非常規超深井鉆井技術。

四川盆地；龍崗地區；超深井；非常規井；小井眼；抗高溫水基鉆井液

龍崗西部地區是四川盆地油氣資源重點勘探開發區域，勘探進程開始向深部海相地層深入發展。龍崗61井是中石油西南油氣田在龍崗西部地區部署的第1口非常規井身結構預探井，同時亦是中石油川渝地區第1口非常規井身結構井，鉆探目的是了解龍崗以西地區飛仙關組、長興組的含油氣性，擴大龍崗地區灘、礁氣藏勘探領域。龍崗61井在川渝地區非常規超深井鉆井技術不成熟的條件下，應用了多種新技術新工藝，成功克服了復雜地層帶來的鉆井難題，全井鉆井周期398 d，平均機械鉆速1.68 m/h。龍崗61井非常規超深井鉆井技術能為后續非常規超深井鉆井施工提供技術支撐和寶貴經驗。

1　鉆井難點分析

龍崗西部地區的地質剖面和地層壓力情況異常復雜，已經給前期預探井鉆井施工帶來了諸多困難。根據實鉆情況統計分析出了井下地質風險和復雜地層所帶來的鉆井難點，具體表現在以下幾個方面。

（1）井壁穩定性差。龍崗西部地區出露地層為白堊系下統劍門關組，巖性以砂礫巖為主，膠結疏松，表層發生竄漏和垮塌的可能性極大。整個侏羅系地層是川渝地區典型的紅層發育段，巖性主要以砂巖、泥頁巖為主，鄰井實鉆顯示，在這類地層中鉆進極易出現井壁失穩［1］。上三疊統須家河組地層間夾煤層及煤線，且地層十分破碎，將會不同程度的表現出井壁失穩。

（2）油氣水活躍，空氣鉆井受限。在勘探開發前期，空氣鉆井技術從開始的試驗研究到全面推廣均對鉆井提速起了十分顯著的成效。但是，隨著勘探開發的逐步深入，復雜地層暴露出的空氣鉆井難題也越來越多，油氣顯示頻繁、地層出水以及井壁不穩定等復雜地層因素，都將會嚴重影響空氣鉆井。

（3）地層壓力系統復雜，存在多套產層。縱向上地層壓力系統復雜（見圖1），劍門關組—沙溪廟組屬于正常壓力地層，須家河組—龍潭組地層壓力較高，其中在須二段可能會鉆遇異常超高壓CO2氣層，嘉二段地層含有異常高壓鹽水層。例如，劍門1井在須二段鉆遇異常超高壓氣層，使用鉆井液最高密度為2.45 g/cm3；鄰區構造龍4井在嘉二段鉆遇異常高壓鹽水層，地層壓力系數為1.8～2.1。地層縱向上存在多套產層，自流井組、須二段、飛仙關組和長興組均含有高壓氣層顯示，但由于前期鉆探程度不高，對含氣范圍、分布情況及儲層類型還具有認識上的不足。

（4）地層研磨性強、可鉆性差。自流井組、須家河組地層巖性由頁巖、細砂巖及砂礫巖組成，可鉆性級值達到7級以上，地層研磨性強、可鉆性差。實鉆顯示機械鉆速非常低，單只鉆頭進尺少且使用壽命短。例如，劍門1井在侏羅系下統自流井組石英砂巖地層鉆進，在3 775～4193 m井段消耗鉆頭18只，單只鉆頭平均進尺23.2 m，平均機械鉆速僅為0.66 m/h。

（5）高溫、高壓及高含H2S。實鉆顯示雷口坡組—長興組海相地層含有H2S，其中飛仙關組和長興組地層H2S含量已超過30 g/m3。例如，劍門1井顯示長興組H2S含量達到80～87 g/m3。另外，井底最高地層壓力超過110 MPa、溫度在150 ℃以上，屬于油氣井領域典型的“三高”氣井。高溫、高壓及高含H2S將會給鉆井液體系、鉆井液高溫穩定性及固井水泥漿提出了更高標準的要求。

2　超深井鉆井技術

2.1非常規井身結構設計

龍崗西部地區在勘探前期均沿用的是川渝地區5開制傳統井身結構，對地層井壁穩定性差、壓力系統復雜、多產層、高溫高壓及高含H2S等復雜地質條件帶來的鉆井風險，導致井下復雜情況頻繁發生。例如，劍門1井在須二段鉆遇異常超高壓CO2氣層，被迫提前下入?177.8 mm套管，導致5開?149.2 mm井段長達2 000 m以上，嚴重制約機械鉆速；同時該井段存在多套壓力體系，多次鉆遇“漏噴同層”的井下復雜情況。

為了提高井下風險預防和控制能力［1］，龍崗61井率先在龍崗西部地區拓展了套管層次，首次使用了6開制非常規井身結構，套管層序為?508 mm×?365.1 mm×?273.1 mm×?219.07 mm×?168.28 mm×?114.3 mm（見圖1）。?508 mm套管下至蓬萊鎮組頂部封固劍門關組疏松漏失層，防止表層竄漏和垮塌；?365.1 mm表層套管下至沙溪廟組頂部，深度為1 812.07 m，封隔淺層地下水并為空氣鉆井提供條件；?273.1 mm技術套管下至須三段底部，深度為4 062.28 m，封隔上部低壓漏失層以及自流井組—須三段可能存在的垮塌層；?219.07 mm技術套管下至雷口坡組頂部，專門用于封隔須三段底部—須一段異常超高壓CO2氣層；?168.28 mm油層套管下至飛仙關組底部，封隔嘉二段高壓鹽水層及飛仙關組可能存在的高含H2S氣層，并與長興組儲層隔開，便于下步進行儲層專打；?140 mm鉆頭鉆至龍潭組頂部，下入?114.3 mm尾管射孔完井。在龍崗61井應用6開制非常規井身結構，有效提高了龍崗西部地區復雜地層條件下井下風險預防和控制能力，從開鉆到完井，無論井下、設備還是人身，均未出現任何復雜情況，達到了安全鉆進的目標。

圖1　龍崗61井非常規井身結構

2.2空氣鉆井技術

2.2.1空氣鉆井防漏治漏、提速增效

表層膠結疏松，地層層理分布差，斷層、錯層裂縫發育，對壓力非常敏感，若采用常規鉆井液鉆進遇裂縫性地層時，將會引發嚴重井漏。例如，劍門1井在劍門關組采用聚合物低固相鉆井液鉆進進尺60 m，多次發生井漏失返、堵后復漏的井下復雜情況，漏失鉆井液80 m3、消耗堵漏漿100 m3并且損失時間35 h，后改用空氣鉆井才順利鉆至固井井深。針對這樣的潛在性漏失地層，最好的措施就是采用空氣鉆井，不僅能解決常規鉆井液無法解決的防漏治漏難題，而且還能提高機械鉆速、縮短鉆井周期和延長鉆頭壽命。

在龍崗61井?444.5 mm和?333.38 mm井眼繼續使用空氣鉆井，鉆井層位為蓬萊鎮組—沙溪廟組。空氣鉆井順利完成了?444.5 mm表層井眼段的鉆井施工，未發生任何的井下復雜情況，成功解決了表層惡性漏失層防漏治漏難題。并在空氣鉆井結束后，在不替漿的情況下直接進行干井眼固井，縮短了鉆井周期，且電測顯示固井膠結質量優良。?333.38 mm井眼空氣鉆井設計鉆進至沙一段底部3100m處，但實鉆至沙二段中下部2 880.41 m地層出水，被迫提前結束空氣鉆進。龍崗61井空氣鉆井進尺2778.41 m，占全井總進尺的42%，平均機械鉆速達到了10.63 m/h，提速效果顯著。

1.1 小鼠和瘧原蟲、以及瘧原蟲感染小鼠 5～7周齡昆明小鼠，飼養于清潔級動物房。約氏瘧原蟲P.y NSM為本實驗室保存株。取1×106數量的P.y NSM原蟲通過尾靜脈感染小鼠，并記錄小鼠的原蟲血癥、紅細胞數量和體溫變化。

2.2.2空氣錘防斜快打

在空氣鉆井中，空氣錘的破巖方式不同于牙輪鉆頭壓碎剪切破巖，而采用的是沖擊回轉破巖。這樣的破巖方式不僅能夠進一步提高機械鉆速、縮短鉆井周期和延長鉆頭壽命，而且采用低鉆壓、高轉速的鉆井方式還有利于直井段的防斜打直［3-4］。

龍崗61井在空氣鉆井中使用了2只空氣錘鉆頭，單只鉆頭平均進尺477.1 m，并且均取得了較好的提速效果。在?444.5 mm井眼117.06～310.26 m井段，空氣錘平均機械鉆速5.08 m/h；在?333.38 mm井眼1 823～2 584 m井段，空氣錘平均機械鉆速18.91 m/h，同井段比牙輪鉆頭空氣鉆井提高102%，是龍崗61井全井最高鉆速記錄。另外，空氣錘鉆進時使用的鉆壓低，具有比牙輪鉆頭更好的防斜優勢。通過空氣錘和牙輪鉆頭交替鉆進地層井斜情況分析得知，在鉆具組合沒有發生變化的條件下，在117.06～310.26 m井段，空氣錘鉆進平均井斜0.61°，最大井斜為0.71°；同一裸眼井段310.26～1 814 m牙輪鉆頭鉆進平均井斜2.2°，最大井斜為5.33°。可以看出，轉換成牙輪鉆頭鉆進后，直井段井斜迅速上升，空氣鉆井中使用空氣錘鉆進具有比牙輪鉆頭更好的防斜打快優勢。

2.3鉆頭優化設計

目前國內鉆頭生產廠家較少，種類比較單一，與地層可鉆性相結合的程度較差，導致鉆頭選擇范圍較窄。尤其是在非常規鉆井配套技術裝備中，非常規鉆頭尚未形成統一標準，只能根據所需尺寸和類型聯系廠家訂制。為提高機械鉆速、縮短鉆井周期和節約鉆井成本，對強研磨性地層和小井眼段進行了鉆頭優化設計。

2.3.1高抗研磨性牙輪鉆頭的應用

自流井組和須家河組地層巖性由頁巖、細砂巖和砂礫巖組成，地層研磨性強、可鉆性差，鉆進時機械鉆速低、單只鉆頭進尺少并且鉆頭磨損嚴重。為了在強研磨性地層中提高機械鉆速和延長鉆頭壽命，龍崗61井使用了高抗研磨性牙輪鉆頭。

2.3.2小井眼段試驗PDC鉆頭

牙輪鉆頭在小井眼段鉆進具有軸承磨損快、使用壽命短以及不適應高轉速等缺點，而且其密封圈在溫度超過150℃便會急劇老化，無法正常使用。故為了防止井下鉆具事故，國外在超深井小井眼段主要采用PDC鉆頭鉆進。PDC鉆頭采用低鉆壓、高轉速的鉆井方式，在小井眼中具有使用壽命長和機械鉆速高等優勢。另外，PDC鉆頭在600℃以下高溫環境能正常穩定工作。

?190.5 mm和?140 mm井眼所在地層為雷口坡—長興組，巖性以碳酸鹽巖為主，較為單一。在?190.5 mm井眼中交替使用了六刀翼M1365SS和五刀翼DF1605BUM鉆頭。2只PDC鉆頭累計進尺1 733.5 m，平均機械鉆速2.18 m/h，多次入井后起出的鉆頭未見明顯磨損。在?140 mm井眼使用了1只PDC鉆頭STR445，進尺177.65 m，平均機械鉆速2.29 m/h，同井段機械鉆速比牙輪鉆頭提高80.32%。在小井眼段試驗PDC鉆頭取得了非常好的效果，不僅能提高機械鉆速、節約鉆井成本，而且避免了井下鉆具事故的發生，實現了安全快速經濟鉆井。

2.4抗高溫鉆井液技術

龍崗西部地區主要產氣層為飛仙關組鮞灘和長興組生物礁儲層，埋藏深度超過6 000 m，儲層壓力超過110 MPa、溫度在150 ℃以上，鉆井過程中極易出現掉塊坍塌、鹽膏層卡鉆和處理劑失效等井下風險。因此，要求鉆井液具備良好的抗高溫、防硫、防塌、防卡以及抗鹽抗鈣污染性能。

表1　抗高溫鉆井液高溫穩定性能

表2　抗高溫鉆井液抗鹽污染能力

表3　抗高溫鉆井液抗鈣污染能力

龍崗61井在海相超深井段采用的鉆井液配方是，井漿+(4～5)% PPL+(4～6)% 磺化酚醛樹脂SMP-1+(0.2～0.4)% PAC-LV+(3～4)% 高溫抗鹽降濾失劑RSTF+(0.2～0.5)% NaOH+(3～5)% MEG+(2～3)% PEG+(0.5～1)% 除硫劑+適量降黏劑+加重劑。通過室內實驗測定不同密度的抗高溫水基鉆井液在180℃下滾動16 h前后的流變性及降濾失性，以評價鉆井液的高溫穩定性；在相同實驗條件下，分別向抗高溫水基鉆井液中加入NaCl和CaCl2，以評價鉆井液的抗鹽和抗鈣污染能力［6］，實驗結果見表1～3。FLHTHP的測定溫度和壓力分別為150℃、3.5 MPa；黏度統一在50 ℃下測定。

在鉆井液中加入PPL、磺化酚醛樹脂SMP-1及高溫抗鹽降濾失劑RSTF等處理劑后，大幅度的提高了鉆井液的高溫穩定性和抗膏鹽污染能力。由表1可知，不同密度的鉆井液在180 ℃下滾動16 h后均還具有非常好的流變性和較低的高溫高壓濾失量，這表明該鉆井液具有很好的抗高溫性能。由表2～3可知，鉆井液抗鹽污染能力達到15%以上，抗鈣污染能力達到1 000 mg/L以上。這樣的鉆井液在理論上完全能滿足龍崗西部地區超深井段抗高溫穩定性、抗鹽及抗鈣污染能力的要求。

龍崗61井在五開（4 505～6 392 m）、六開（6392～6618 m）深井超深井段使用了該體系的抗高溫聚磺水基鉆井液。實鉆時在井底溫度超過150℃條件下，鉆井液依舊保持著良好的流變性和降濾失性，表現出了非常好的抗高溫性能；在雷口坡組—嘉陵江組地層中的5 057～5 447 m和5 594～5 742 m井段鉆遇了長段石膏層和鹽水層，鉆井液中Ca2+離子、Cl-離子雖然大幅度增加，但鉆井液性能保持穩定，表現出了非常好的抗鹽及抗鈣污染能力。抗高溫聚磺水基鉆井液體系成功解決了龍崗61井深井超深井段的抗高溫、防卡、抗鹽和抗鈣污染的復雜井下問題。

3　結論與認識

（1）拓展套管層序后的6開制非常規井身結構要比傳統5開制井身結構具有更好的井下風險預防和控制能力，非常規井身結構為川渝地區復雜深井超深井鉆井提供了技術儲備。但由非常規井身結構本身帶來的諸多鉆井難題，亟需有待進一步的解決。

（2）龍崗西部地區蓬萊鎮組、遂寧組和沙溪廟組上部地層井壁穩定好、無油氣顯示以及出水非常少，適合采用空氣鉆井以提高機械鉆速。但沙二段底部存在井壁失穩問題，為了減少井下復雜情況，需保障不鉆開沙二段垮塌層，建議在距沙二段底界200 m左右提前結束空氣鉆井。

（3）自流井組等強研磨性地層采用高抗研磨鑲齒牙輪鉆頭、提速效果不太明顯，其主要原因是不成熟的非常規鉆井配套技術造成的，下一步應著力研究非常規鉆井配套技術和裝備。在?190.5 mm和?140 mm小井眼試驗PDC鉆進，取得了較好的鉆井成效。

（4）雷口坡組和嘉陵江組地層鉆遇了長段石膏層和鹽水層，鉆井液性能保持穩定，以致未發生任何的井下復雜情況。抗高溫聚磺水基鉆井液成功應用表明，該鉆井液體系完全能夠應對龍崗西部地區深井超深井段的復雜地質條件，能夠滿足安全快速鉆井的鉆井液性能要求。

［1］ 鄒靈戰，葛云華，張軍，等.龍崗地區復雜壓力層系下非常規井身結構設計與應用［J］.石油學報， 2012， 33（S2）： 189-196.

［2］ 程常修，肖波，賈華雄，等.劍門1井超深超長小井眼鉆井技術［J］.天然氣工業， 2009 ， 29（7）： 52-54.

［3］ 孟慶昆，王向東，于興勝. KQC系列空氣錘在油田氣體鉆井中的應用［J］.石油礦場機械， 2007， 36（11）： 54-57.

［4］ 孫海芳，韓烈祥，張治發，等.提高四川深井超深井鉆井速度的技術途徑［J］.天然氣工業， 2007， 27（6）： 57-60.

［5］ 王蘭，馬光長，吳琦.抗高溫水基鉆井液在龍崗地區的應用［J］.精細石油化工進展， 2010， 11（10）： 23-26.

［6］ 何世明，安文華，唐繼平，等.滿東2井氮氣鉆井實踐與認識［J］.石油鉆采工藝， 2008， 30（3）： 15-18.

［7］ 王樹江，曹強，陳彥彪.氮氣鉆井技術在普光202-1井的應用［J］.石油鉆采工藝， 2007， 29（5）： 23-25.

［8］ 高如軍，何世明，陳佳玉，等.氣體鉆井井斜機理與控制初探［J］.石油鉆采工藝， 2008， 30（2）： 42-45.

［9］ 干建華，程常修，林強，等.非常規超深井井身結構在LG61井的應用［J］.天然氣工業， 2010，，30（5）： 81-83.

［10］ 譚茂波，何世明，范興亮，等.相國寺地下儲氣庫低壓裂縫性地層鉆井防漏堵漏技術［J］.天然氣工業，2014 ， 34（1）： 97-101.

［11］ 魏武，何仲，馬光長，等.氣體鉆井技術用于防漏治漏［J］.鉆井液與完井液， 2007， 24（S）： 35-37.

［12］ 伍賢柱，晏凌，侯斌.氣體鉆井技術在龍崗地區的應用與發展［J］.石油科技論壇， 2007， 32（6）： 44-50.

［13］ 王興武.鹽下水平井YM7-H4大井眼段鉆井技術［J］.石油鉆探技術， 2010， 38（1）： 97-100.

［14］ 韋忠良，劉志洲，蔡鏡侖，等.螺桿鉆具配合PDC鉆頭快速鉆進試驗研究［J］.石油鉆探技術， 1997， 25（3）：42-43.

［15］ 何世明，湯明，刑景寶，等.大牛地氣田盒1段氣層氮氣泡沫鉆水平井技術［J］.天然氣工業， 2010， 30（10）：49-52.

［16］ 張繼國，楊永勝，紀樹偉，等.查深1井鉆井液技術［J］.石油鉆采工藝， 2013， 35（5）： 56-58.

［17］ 郭元恒，何世明，劉忠飛，等.長水平段水平井鉆井技術難點分析及對策［J］.石油鉆采工藝， 2013， 35（1）：14-18.

（修改稿收到日期2015-02-13）

〔編輯薛改珍〕

Drilling technology for the first unconventional ultra-deep well in West Longgang Region

TAN Maobo1, HE Shiming1,2, DENG Chuanguang3, MI Guangyong4, GAO Dewei4, WANG Qiang4
（1. Petroleum and Gas Engineering Colleg, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3. Exploration Division of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Chengdu 610041, China; 4. Northwestern Sichuan Gasfield District of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Jiangyou 620041, China）

Well Longgang-61 is the first unconventional ultradeep well in West Longgang Region in Sichuan Basin with a total depth of 6 618 m. The Jurassic wellbore wall is poor in stability; the vertical pressure system is complex; the H2S content in deep marine formation is over 30 g/m3; there also exists CO2zone and brine zone with abnormally high pressure; the bottom hole pressure is over 110 MPa and the temperature is over 150 ℃. For this reason, Well Longgang-61 adopted the following drilling techniques: using 6-spud system and unconventional casing program to isolate various complex intervals, effectively preventing and controlling downhole geologic risks; using air drilling in leakage-prone formations in Penglai Town-Shaxi Temple Formation to prevent fluid loss and prevent deviation and ensure fast drilling; for formations with strong abrasivity in Ziliujing Formation and Xujiahe Formation, the drilling bit desing was optimized and accelerating test was performed for PDC drilling bit in slim hole section; and optimizing high temperature poly-suphonated water-based drilling fluid so as to provide it with strong capability in resistance to high temperature, salt and calcium. Practice shows that the drilling technology for unconventional ultra-deep well Longgang-61 not only addressed the drilling difficulty caused by formation complexity and realized safe and fast drilling to the target zone, but it was innovated in drilling of ultra-deep wells in Sichuan and Qiongchong areas, creating a set of complete drilling technologies for ultra-deep wells.

Sichuan Basin; Longgang Region; ultra-deep well; unconventional well; slim hole; heat resistance water-based drilling fluid

TE243

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0019 – 05

10.13639/j.odpt.2015.02.006

國家自然科學基金“基于流-固-化耦合理論的欠平衡鉆水平井井壁失穩機理研究”（編號：51474186）；中國石油川西北氣礦科技項目“劍閣區塊高溫高壓超深井鉆井技術研究”（編號：XNS05JS2013-158）。

譚茂波，1988年生。西南石油大學油氣井工程專業2012級在讀碩士研究生，現主要從事石油工程方面的研究工作。電話：18780229390。E-mail：tanmbo@163.com。

引用格式：譚茂波，何世明，鄧傳光，等.龍崗西地區首口非常規超深井鉆井技術［J］.石油鉆采工藝，2015，37（2）：19-23.