川西地區復雜超深井鉆井技術

楊博仲， 汪 瑤, 葉小科

(1中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2國家能源高含硫氣藏開采研發中心 3中石油西南油氣田分公司工程技術處 4中石油西南油氣田分公司工程技術研究院)

“十二五”期間，為擴大四川盆地勘探領域，中石油在川西地區以下二疊統為目的層部署了多口風險探井，其中在SYS、JLS區塊深層氣藏獲得重大勘探發現(ST1等4井單井平均測試天然氣日產量均超百萬方)，展現出廣闊的勘探前景[1]，四川油氣田主要勘探開發方向逐漸轉向川西北地區，勘探目的層深入至二疊系～寒武系，近年來該地區平均完鉆井深6 689 m，最深達7 793 m。超深井鉆探工作中始終面臨高溫、高壓、高應力環境，地質條件復雜且多變難以精確預測，常規鉆井技術手段適應能力有限等技術難題，前期探井深層鉆井施工效率低下，作業風險極大，平均鉆井周期高達498 d[2]，嚴重制約了深層油氣藏資源效益勘探開發。

為破解四川油氣田復雜超深井這一重大鉆井難題，川慶鉆探工程有限公司鉆采院在復雜超深井井身結構優化拓展、海相地層鉆井高效破巖技術、抗高溫鉆井液體系，窄安全密度窗口地層安全鉆井技術等方面開展了針對性研究，自2016年起，持續在川西地區SYS、JLS、LGX構造開展多井次技術試驗、優選、集成，形成了適合于該區超深井鉆井綜合配套技術，單井鉆井速度提高1倍以上，故障復雜率同比減少8%，鉆井同期縮短50%。

一、復雜超深井鉆井技術難點

(1)縱向上存在多套壓力系統，過路層系多，地層壓力準確預測難，安全密度窗口窄。同一裸眼井段高低壓互存，實鉆過程中常發生溢漏并發，壓差卡鉆等井下復雜或故障，鉆井風險巨大。

(2)上部大尺寸井眼長(平均段長近3 000 m)，常規鉆井速度慢，同時自侏羅系至寒武系分布多套高研磨可鉆性差地層(珍珠沖礫石，須家河，二疊系燧石層，寒武硅質云巖等)，機械鉆速均不足1 m/h，平均單井鉆頭用量高達52只。

(3)地質環境復雜，嘉陵江組地層發育高壓鹽水，二疊系及以下地層裂縫發育，井漏頻繁，地層承壓能力低，存在多套易垮地層，實鉆井下阻卡多，對鉆井液體系性能要求極高，處理周期長。

(4)目的層以碳酸鹽巖氣藏為主，埋藏較深，具有高溫(160℃)、高壓(100～140 MPa)和高含硫(30～60 g/m3)的特點。

二、復雜超深井鉆井技術

1.非常規井身結構設計優化技術

川西地區鉆探前期一直沿用?508 mm×?339.7 mm×?244.5 mm×?177.8 mm×?127 mm的API標準套管程序，但實鉆證實該區：一是不確定的地質因素較多，地質設計與實鉆差異較大，特別是地層壓力系統和流體性質均很難準確預報。造成的設計與實鉆不符，鉆井復雜與故障頻發，嚴重危及鉆井工程安全和地質目標的實現，導致了鉆井速度顯著降低，鉆井成本大幅增加；二是多個工程地質問題共存。在同一個地層段存在多個工程地質復雜，給鉆井設計和施工作業造成極大的困難。由于常規井身結構有限的套管層次不可能將可能遇見的復雜層段完全封隔開，同一個裸眼井段內不可避免地出現噴、漏、塌、卡等同時發生的嚴重復雜情況。

表1 四川油氣田非常規井身結構示意表

針對上述問題，鉆井設計人員根據國內外市場上非常規與非API標準套管(包括小接箍和無接箍套管)的應用情況，主動跳出了傳統井身結構設計思路的束縛，為實現井身結構優化設計，協同多方開展聯合攻關，研發了?114.3 mm～?365.1 mm等10種不同規格套管，并完成?135.5 mm～?333.38 mm鉆頭、鉆具、?539 mm井口裝置、固井、試油完井等20多項技術配套，形成川渝地區非常規井身結構優化方案(見表1)，最高可實現七開完鉆，解決了套管層次不足的問題，滿足超深區塊勘探開發需要。

該井身結構方案將原有五開五完的井身結構拓展為六開六完，有效應對了超深井鉆探過程中必封點多、常規井身結構難以完全封隔的技術需求。同時該套井身結構具備多樣調整性，可在常規與非常規套管程序中進行切換，若四開?241.3 mm井眼未鉆遇設計前論證的高低互存壓力系統或需下套管封隔的井下復雜，則可直接轉為下?177.8 mm套管，五開采用?149.2 mm鉆至設計完鉆井深，下?127 mm套管完井的五開五完井身結構方案，目前該井身結構方案已在SYS探井成功實踐，實現了對鉆井成本的有效控制。

2.個性化鉆頭配合長壽命螺桿復合鉆井技術

復合鉆井技術,即個性化鉆頭+井下動力工具的鉆井技術目前在已被一些油田被廣泛使用。該技術優點在于個性化鉆頭優選針對性更強，避免了牙輪鉆頭或普通PDC鉆頭對地層不適應性，造成整體機械鉆速低下，鉆井周期增長；其次是近年來螺桿鉆具的質量不斷提高,壽命大大加長，可與PDC鉆頭匹配進行長時間復合鉆進,充分發揮PDC 鉆頭的破巖效能。

圖1 不同構造建立的地層可鉆性、研磨性剖面

由于超深井鉆遇不同巖性的陸相、海相地層眾多，為保證個性化鉆頭優選質量。通過對ST1井等10口井巖石礦物組分、強度進行測定試驗，結合測井資料建立了盆周領域不同構造的地層巖石可鉆性、研磨性剖面(見圖1)，為個性化鉆頭優選提供依據。

在井下工具方面，對采用的螺桿定子進行了等壁厚改進設計，轉子表面采用碳化鎢噴涂，使高溫等壁厚螺桿平均壽命達到190.27 h，同比提高137%，最高使用時間達406.16 h。同時針對須家河等強研磨地層，引入可附加軸向微沖擊載荷的液力沖擊器，使得強研磨地層整體機械鉆速再次提高。

ST2、3、7等8口試驗井現場均開展個性化鉆頭+螺桿提速試驗，試驗井全井復合鉆進尺均占全井進尺的60%以上，整體鉆井速度大幅提高，平均機械鉆速達到3.65 m/h，同比研究開展前提高97.86%；平均單井使用鉆頭38只，同比研究開展前減少14只；平均單只鉆頭進尺203 m，同比提高71.35%。

3.氣體鉆井技術

針對盆周領域超深井上部大尺寸(?333.4 mm以上井眼)井眼長，常規鉆井方式鉆井速度慢，鉆井周期長的技術難點，科技人員開展了以氣體鉆井井壁穩定性為核心，采用歷史成果數據與測、錄井辨識水層，氣層結合的技術手段。通過對歷史數據的多方向分析，認識到了該區為應力性釋放失穩為主，得出了上部砂泥巖地層氣體鉆井最佳井段為沙溪廟組中上部，平均鉆井進尺可達到2 000 m。

在川西地區15口井開展了現場應用，?444.5 mm井眼平均機械鉆速10.21 m/h，?333.4 mm井眼機械鉆速14.28 m/h,分別同比常規液相鉆井提高197.15%、115.6%，鉆井周期同比縮短125.41%(見表2)。

表2 氣體鉆井技術在超深井的應用情況表(局部)

4.適應于超深井鉆井的優質鉆井液體系及高效承壓堵漏技術

4.1 優質鉆井液體系

針對超深井前期預探井鉆探過程中發現的中上部陸相地層沙溪廟、須家河組泥頁巖段易水化膨脹，井壁穩定性差。中部海相地層雷口坡、嘉陵江組含長段膏鹽層，部分區域發育高壓鹽水，二疊系以下地層含CO2，鉆井液易受污染，同一裸眼段多壓力系統條件下的防漏堵漏難度大。高溫條件下(170℃左右)，高密度鉆井液流變性控制難度大，在聚磺鉆井液基礎上，優化形成具有強抑制、強抗鹽膏污染，強抗高溫性能的有機鹽鉆井液體系(見表3)。

表3 優化形成的高密度抗高溫有機鹽鉆井液體系性能表

注：pH為9。

ST3、SY001-1、LT1井、DS001-X4等井全井作業過程中鉆井液性能穩定，各復雜層段井徑規則，其中已完鉆ST3井、DS001-X4兩井因井壁不穩引起擴劃眼時間為5.17 d、4.01 d，同比ST1、DS001-X1井分別降低81%、89.2%。

4.2 高效承壓堵漏技術

川西北地區深部地層往往微型或小型裂縫發育，導致局部地層承壓能力低，同時該區域油氣顯示頻繁，致使鉆井液密度始終處于較高的狀態，井漏問題往往難以處理，常規堵漏技術往往只針對單一漏失情況或是在深部高溫環境中發生化學失效，堵漏效率低下，井下復雜處理周期長。

通過相關科技工作者的努力，針對超深井深層地層較小的“致漏裂縫”與誘導裂縫性漏失，采用在鉆井液中注入幾方至十幾方含有各種級別(A～D級)的剛性粒子的復合段塞封堵漿,主動進行承壓堵漏，可有效避免裸眼段長、鉆井液密度窗口窄、噴漏同層等技術難題帶來的惡性井漏問題，切實減少井下復雜。該類段塞封堵漿在經過漏層時停留10～20 min，剛性堵漏粒子即時堵住開口裂縫，從而提高地層的承壓能力。

ST8井采用密度2.05 g/cm3鉆井液鉆至7 134.52 m(茅二)，發生井漏，漏速15.7 m3，降密度至2.01 g/cm3后又發生井涌，井底漏溢同存，采用35%濃度的剛性粒子+高失水材料復合堵漏漿一次堵漏成功，最終地層承壓能力提高到2.03 g/cm3，順利鉆至7 279 m(棲霞頂)中完井深。在SYS構造，該項技術使得原有吳家坪以上地層承壓能力由1.85 g/cm3提高至2.00 g/cm3以上，承壓能力最高可提高13 MPa，單井實現節省原設計下至吳家坪頂封上部低承壓地層的?219.08 mm套管2 200 m左右，現已成為該構造優化井身結構的重點技術。

5.精細控壓鉆井技術

針對深部地層鉆井密度窗口窄、溢漏同存的難題，在LT1、LG70、ST7、8井開展了川慶鉆采工程技術院自主研發的精細控壓鉆井系統現場試驗。

LG70井?139.7 mm井眼采用2.05 g/cm3的鉆井液鉆至7 252.29 m(茅口組)，開泵即井漏，停泵后效嚴重，采用密度2.02～2.05 g/cm3的鉆井液鉆進，漏噴同存，常規工藝難以滿足安全起鉆要求，起下一趟鉆耗時最長15.92 d。下部棲霞組地層設計壓力系數1.36，采用密度2.10 g/cm3鉆井液鉆進，井底壓差最高達57 MPa，壓差卡鉆和井漏風險極高，鉆井作業一度面臨癱瘓。

該井采用精細控壓鉆井前，技術人員通過節流循環，有效釋放地層壓力19次，使得整體鉆井液密度降至1.96 g/cm3，同時對井漏井段集成剛性材料架橋、片狀材料楔入、“柔性材料+復合橋漿”多項堵漏技術，提高地層承壓能力，建立2.05～2.11 g/cm3安全鉆井液密度窗口，采用配合“分段重漿帽”方式實現安全起鉆(控制ECD 2.06～2.10 g/cm3)，確保井筒整體壓力系統平穩，短起下拉劃井壁，集合“模擬接單根法”優化接立柱操作，縮短鉆具靜止時間，防粘卡；全過程配合優化高密度鉆井液配方，確保鉆井液流變性、高溫穩定性，實現了環空循環壓耗良好控制，起鉆過程中保證回壓精細輸送，井底壓力恒定，井下風險得到有效控制，最終順利鉆至 7 793 m完鉆井深，創造了中石油川渝地區最深井記錄。

6.鉆井工程技術信息一體化集成與輔助決策技術

川西地區超深井井位往往位于野外較為偏僻的地區，傳統信息傳送方式效率低，無法保證信息數據的實時性，對重大技術決策產生時差性影響。川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院研發了一款基于鉆、測、錄井信息數據收集和分析的監督管理平臺，采用實時放送工程信息數據、圖形、視頻、現場實時互聯等技術手段，加強對作業現場的監管和聯絡，實時監控重點工程節點作業，確保探井鉆井安全有序完成。目前該系統已完全覆蓋四川油氣田超深井作業現場，覆蓋率100%，信息實時傳送成功率100%，有效提高了后方技術決策的時效性和有效性。

三、建議

(1)為滿足未來更為復雜的超深井鉆探作業，建議研發或引入國內外先進可靠的裸眼膨脹管技術，進一步拓展現有非常規井身結構。

(2)建立精細數量級的個性化鉆頭、提速配套工具、鉆井液性能參數信息庫，采用深部數據分析法，進一步挖掘鉆井提速潛力。

(3)研發密閉式欠平衡鉆井技術，減少含硫地層窄安全密度窗口地層作業風險。

(4)以信息數據的監督管理平臺為基礎，建立大數據下的構造工程地質信息模型，為超深井鉆探提供更為精確的技術依據和強大的助力。

四、結論

(1)形成滿足川西地區超深復雜深層構造安全高效鉆井的非標井身結構1套，為該區深井超深井順利鉆成奠定了堅實基礎。

(2)形成以“個性化鉆頭+配套提速工具+優質鉆井液”為主體的四川油氣田深井超深井鉆井提速配套技術，有效加快了川西地區超深井鉆探整體進度。

(3)通過應用自主研發的精細控壓鉆井系統，大幅度減少了窄安全密度窗口地層溢流同存的井下復雜和處理時間，為超深井深部地層安全鉆井提供了強有力的支撐。

(4)實時信息化管理與輔助決策系統的研發和應用，實現了超深井鉆井技術管理由經驗化、單一化向實時化、綜合化方向轉移，有效保證了技術管理的時效性和合理性。