柴達木盆地井身結構多向融合設計對策探討

汪光太，李令東，張曉輝，張小寧，鄭曉峰

中國石油勘探開發研究院 勘探與生產工程監督中心（北京 100083）

井身結構設計是鉆井工程設計的先行環節和基礎，通常以地質設計為依據，按有利于取全、取準地質和工程資料，保證鉆井工程質量，發現和保護油氣層，滿足長期開采需要為基本原則。隨著柴達木盆地勘探向縱深發展，復雜深井增多，面臨著地質目標易變、事故復雜易發等多項挑戰。只有創新井身結構設計思路和方法，將井身結構設計涉及的方方面面與可行的鉆井配套技術工藝構成一個系統，采用井身結構與生產管理、鉆井配套技術工藝融合的設計方法，才能應對和削減復雜地層鉆進中所遇到的地質和鉆井風險，確保安全、優質、高效鉆進。

1 井身結構設計變化歷程和融合設計新方法

井身結構設計隨著勘探深度的增加、井控理論和相關技術的進步而發展變化，總體可分為3個主要發展階段［1］。

1）20世紀70年代以前，屬于經驗積累和從無序到有序初步規范化發展階段。因主要面向埋藏深度較淺的常規油氣藏，遇到的地質風險較少，工程復雜依靠鉆井生產實踐中積累的經驗即可解決，此階段確定了三段式井身結構的基本形式；形成了適應工業化大生產需要的鉆頭和套管API尺寸標準及其初步配套規范。

2）20世紀70年代至90年代初，是理論發展階段。為解決溢流、鉆具粘卡等工程問題，隨著地層壓力預測技術取得進展，形成了以雙壓力剖面(地層孔隙壓力剖面、地層破裂壓力剖面)為根據，以防止套管鞋處地層壓裂、適當的壓力系數為約束條件，考慮各層套管的必封點深度的井身結構設計程序化方法。此階段以制定《井身結構設計方法》(SY 5431—1992)標準為標志性事件，進一步完善了套管尺寸與鉆頭尺寸配套規范。

3）20世紀90年代初起至今，井身結構優化設計逐漸向系統工程的方向發展，形成了自下而上、自上而下以及二者相結合的設計手段［2］。

隨著勘探開發向縱深發展，面臨著井身結構設計和實現設計的難度、風險和矛盾，單純的井身結構設計方法難以應對，解決所有地質復雜和低風險鉆井工程問題，井身結構設計方法應朝融合設計的方向發展。井身結構融合設計基本思路是根據井眼壓力平衡關系、工程約束條件，采用風險決策技術和配套鉆井技術，按地質與工程一體化、當期勘探與遠期勘探一體化，將井身結構融合設計貫穿于鉆前設計、鉆進施工設計、鉆后完井和開采整個全壽命使用周期中，達到技術管理與配套設計的多向融合。

2 柴達木盆地復雜地質特點

柴達木盆地鉆井難點和工程風險都與復雜的地質特點相關，主要體現在以下幾個方面。

2.1 高陡

由于多期構造運動的影響，地層受到擠壓、拉張作用，而形成壓扭、撓曲，使地層傾角大，增加防斜打快的鉆井難度。

2.2 高溫

柴達木盆地地溫梯度平均為(28.6±4.6)℃/km，地溫梯度分布具有西部高，中、東部低的特點。2020年完鉆的堿探1井［3］，完井深度6 343 m，地層溫度達235℃，平均地溫梯度高達37.0℃/km。

2.3 高壓

膏鹽巖較多的地方容易出現異常高壓，柴西地區膏鹽巖較為發育,柴西異常高壓主要集中在下干柴溝組(E3)，根據張津寧［4］等研究表明，獅子溝地區的膏鹽巖層明顯控制著地層壓力分布。膏鹽巖與異常高壓的分布在縱向上和橫向上都具有明顯的對應關系。縱向上異常高壓主要分布在鹽間和鹽下層，鹽上為常壓；橫向上異常高壓強度隨著膏鹽巖發育厚度的變薄而遞減，說明該區膏鹽巖對地層壓力具有重要的影響和控制作用。

2.4 高礦化度

盆地中存在高壓鹽水層，因地溫高，普遍礦化度高，如柴西深部地層高達300 g/L以上［5］（圖1）。一旦發生高壓鹽水溢流，一方面破壞鉆井液性能，另一方面上返過程中形成大量鹽結晶，易造成憋泵、鹽卡等事故。

圖1 柴西地層水礦化度分布特征

2.5 高含硫

英中地區深部地層高溫、高壓，還存在高含硫，多口井鉆遇H2S。獅58井鉆至井深5 451.18 m，處理溢流時見H2S氣體，其含量達17 388 mg/m3，獅新58井測試時H2S含量達20 000 mg/m3，獅58-1井在控壓鉆進過程中最高H2S顯示濃度有100 mg/m3。

2.6 油層油組多

盆地從淺至深烴源巖多，使縱向上油氣藏分布層位多,不同的地區分布層位不盡相同。柴西南區尕斯凹陷主要分布于中深層E31和E32～N11,中部地區(包括阿南地區)主要分布于E32～N11和中淺層的N1～N2，北緣地區油氣藏分布層位最多,跨度最大。

氣藏成藏模式有上生下儲式、下生上儲式、自生自儲式，油層又發育多套油組，油層油組壓力系數還存在差異性，儲層專打存在難度。

2.7 井漏多

因多期構造運動的影響，地層受到擠壓、斷裂、走滑作用，形成斷層多、構造應力活躍、裂縫發育，使得縱向上地層漏失點多，具體漏失點深度難以預測和確定，密度窗口窄，漏后轉溢、溢漏同存時有發生，安全鉆井難度大。井漏、溢漏同存、地層承壓改造仍是制約鉆井提速的主要因素。

2.8 構造應力大

正是由于盆地受多期構造運動的影響，使構造應力活躍而長期存在，構造應力又與地層破裂壓力剖面相關，從而影響井身結構設計，特別是在窄密度窗口拐點處。

2.9 地層厚深存在誤差

由于缺乏深層鉆井地質資料，形成的井深轉換速度場精度不高，地層厚度與深度預測存在一定誤差，增加地質和鉆探風險對井身結構的影響。

3 柴達木盆地井身結構融合設計對策

3.1 完善基礎資料進行標準井建設

針對不同區塊應預先制定井身結構標準，把好技術與管理融合關，進行標準井建設，以確保雙壓力剖面數據的齊全和精準。

對井號的命名，要遵從相關的井號命名標準和規范，利于充分挖掘已鉆鄰井井身結構、地層孔隙壓力、地層破裂壓力、井漏、溢流等數據參數潛力。

布井方案遵從滾動勘探開發規律，區域探井(參數井)、預探井、評價井、開發井的井身結構要體現優化、優化基礎上再簡化的變化特征，鉆井施工宜按井別順序、目標井深從深至淺的井深順序先后錯開施工作業，確保先期完成的井取全取準各項地質和測井資料，為后續井減少地質風險、鉆井事故復雜風險，提供井身結構借鑒和進一步優化、簡化依據。

這樣有助于按井別進行井身結構融合設計和優化，使探井井身結構按技術規范要求進行備用層設計，避免將探井井身結構設計成開發井井身結構，而評價井設計得比探井復雜。

3.2 提高技術套管下深比

提高技術套管下深比，有助于減小鉆井液密度的大幅波動，穩定終完井段地層承壓能力，減小油層套管下入難度，提高油層套管固井質量合格率，同時能減少油層段浸泡時間，有利于保護油氣層。

通過與其他油田的對比，也可看出提升潛力。英中區塊的技術套管設計下深比、實際下深比、實際/設計下深比平均只有0.89、0.89、0.86，平均實際/設計下深比低于設計下深比，說明有些井技術套管未下到設計位。而塔里木某區塊其技術套管設計下深比、實際下深比、實際/設計下深比平均達0.96、0.97、0.97。

3.3 井身結構地質工程一體化融合設計

井身結構設計要了解烴源巖、儲層和深部地層情況，需進行地質和鉆井綜合考慮，除滿足當期鉆井需要外，還要考慮隨地震數據的完備和解釋技術進步，在有利構造甜點進行遠期加深勘探的可能性，設計相應的備用套管層次，達到一井兩用，有助于降低綜合勘探成本，這是地質工程一體化融合設計的重要方面。

柴達木盆地基巖油氣藏勘探潛力巨大。當在基巖有利區帶勘探時，如完鉆目的層是上部地層，就需考慮遠期勘探的可能性。柴達木盆地目前已發現的基巖油氣藏油氣主要來自第三系和侏羅系兩大主力烴源巖。其中，第三系烴源巖供給柴西地區的基巖圈閉，以油為主;侏羅系烴源巖則供給阿爾金山前-柴北緣地區的基巖圈閉，以氣為主［6］。

昆2井就是地質工程一體化融合設計的典范。其位于昆特依構造，設計成典型的常規4備1井身結構，而十多年后對昆2井加深鉆探［7］，實現侏羅系凹陷區基巖氣藏勘探突破。昆2井井身結構設計與昆2遠期加深井引發的設計啟示：

1）常規4備1井身結構利于應對鉆井復雜風險和地質當期加深風險。

2）路樂河組(E1+2)下部存在烴源巖，常規4備1井身結構為遠期基巖油氣藏勘探創造了條件。

3）昆2井常規4備1井身結構設計客觀上體現了地質工程一體化融合，實現了老井全壽命周期應用，大幅節約勘探成本。

柴西地區N1-E1+2地層均具備生油能力。當設計目標為下干柴溝組上段E32▽，預測下部有勘探潛力時，就宜考慮當期或遠期加深勘探的可能性，而進行井身結構地質工程一體化融合設計。如對獅58井采用地質工程一體化融合設計思路，其最終格局就不一樣［8-9］。

3.4 分組完井—高低壓油組分開完井

盆地油層油組多，如在英中地區下干柴溝組上段（E32）通常含有多套油組，同時又含較厚鹽膏層,此區塊鹽上、鹽間、鹽下表現出不同的地層壓力系數，封鹽頂、封鹽底很關鍵，否則易造成高低壓同存；對英中這種含較厚鹽膏層的區塊，復雜深井井身結構設計基本策略應是：二開封至鹽頂，三開封過鹽底，進入高壓層，盡量下深，四開避開鹽膏層有助于順利下入油層套管，四開專門對付高壓層，備用一層低壓層。

W11-1井原井身結構設計本來是四開井，但三開未能盡量下深封過鹽底而進入高壓層，使四開采用精細控壓鉆井時因溢漏同存未能鉆至設計井深6 000 m，在鉆至5 788.83 m后提前下套管中完，致使五開采用101.6 mm小井眼只鉆進36.17 m，無法鉆至設計井深，五開鉆進所用鉆井液密度明顯低于四開段所用鉆井液密度。

所以當鹽膏層與目的層有交叉重合時，因多套的油層油組壓力系數存在差異性，即鹽間油組與鹽下油組壓力系數不一致，鹽下油組壓力系數也有差別，使儲層專打因溢漏同存而難度增加，甚至不適于儲層專打，高低壓油組宜分開中（終）完井。

3.5 高壓鹽水層全程配套對策

柴達木盆地在復雜深井鉆井過程中因高壓鹽水層而不能實現井身結構目標的情形時有發生，對高壓鹽水層應有鉆前、鉆中、鉆后全程配套技術對策，才能順利鉆至井身結構所設計的深度和發揮全壽命周期作用。

1）鉆前需優選抗鹽抗污能力強的鉆井液體系和優化密度設計。關鍵是精準預測高壓鹽水地層及其孔隙壓力，按壓穩原理設計，確保設計鉆井液密度不低于高壓鹽水層孔隙壓力+高限附加系數。

2）當預計鉆遇高壓鹽水層時，上層套管鞋處的漏失壓力非常重要，漏失壓力比漏失層必封點更關鍵，當上層套管鞋處的破裂壓力系數與預計高壓鹽水層壓力系數相差較小形成窄密度窗口時，宜設計配套采用精細控壓鉆井技術，并調整套管下深和層次。如某W1井設計鉆井液密度與上層套管鞋附近地層破裂壓力形成窄密度窗口，當發生高壓鹽水溢流后，難以靠提高地層承壓能力而壓穩高壓鹽水使井不漏，最終導致事故完井。

3）當鉆遇鹽膏層應有效防止鹽膏層的蠕變及高壓鹽水溢流等復雜發生，鉆井液密度宜就高不就低，不宜采取逐漸提高密度鉆進模式，可采取“高進低出”對策［10］。

4）控壓放水：井口施加合適回壓，對高壓鹽水透鏡體控壓放水降壓，可適當降低高壓鹽水層壓力，但在柴達木盆地鹽水層連通性好，控壓放水耗時長，因高礦化度易形成鹽結晶，造成起下鉆阻卡，需長段劃眼和引起其他復雜，如獅1-3H1等井，宜避免采用控壓放水泄壓。

5）敞口放水：井口不施加回壓，不適合應對連通性高壓鹽水層，地面環保壓力大，持續時間長，壓力降低緩慢。敞口放水會充分釋放構造應力和地層彈性能，加上小井眼竄流，使后期壓井難度大，鹽卡、井塌風險高，易造成事故完井，如獅41H6-2-414井，應禁止采用敞口放水泄壓。

6）對鉆后生產優化完井，宜采用套管完井。最好不要進行裸眼試采，這樣可避免因強烈吞吐而污染儲層和因鹽卡等風險造成事故性裸眼完井。套管完井產量遞減沒有裸眼完井那樣快，發生鹽堵、鹽卡頻次較低，作業周期長，總采出量相對較高。

3.6 井身結構配套精細控壓鉆井融合設計

精細控壓鉆井可在不調密度情況下快速應對井下復雜情況的變化，解決常規鉆井不可鉆的井、常規鉆井存在技術風險的井、鉆井效益低的難題。當遇到以下情況，井身結構設計宜考慮配套精細控壓鉆井。

1）存在窄密度窗口和溢漏同存問題。精細控壓鉆井可降低鉆井液密度，使循環時的井底壓力低于漏失壓力，實現在密度窗口較小的地層中受控鉆進。

2）存在高壓鹽水層和鹽卡風險。精細控壓鉆井可使井底壓差波動幅度非常小，確保壓穩高壓鹽水層。

3）需減小鉆井液密度波動，提高行程鉆速。精細控壓鉆井可在不調密度情況下，快速應對井下情況的變化，可控制溢流和減小溢流量、避免井漏或減小井漏，減少了處理溢流、井漏復雜處理時間，提高了行程鉆速。如英中區塊鹽膏層段壓力波動大，宜配套精細控壓鉆井。

4）地層孔隙壓力和破裂壓力預測不準，需減輕對產層傷害。精細控壓鉆井實施平衡或近平衡控壓鉆進，避免和減小鉆井液漏失，減輕了鉆井液對產層的傷害。

5）需提高油層套管固井質量。采用精細控壓壓力平衡法固井，實現窄安全密度窗口地層的固井施工全過程井筒壓力平穩，避免了小間隙尾管常規固井保頂替效率時的井漏問題，提高了小間隙固井質量。

6）需保護和發現油氣層，提高油氣井產量。

7）需延長裸眼段長度和套管下深。精細控壓鉆井可減少循環壓力對井底壓力的不利影響，相對延長裸眼段鉆進長度。

在選用精細控壓鉆井后，還需注重精細控壓鉆井與控壓模式參數優化、壓井工藝融合配套。

3.7 承壓改造的局限性和技術配套的完善

鉆井過程中發生漏失時，還會寄望于利用裂縫穩定機理，封堵微裂縫來提高地層承壓能力。承壓堵漏就是封堵微裂縫，避免裂縫重張和延伸，確保裂縫穩定，通過承壓堵漏來承壓改造地層，存在其局限性。當液柱壓力超過地層破裂壓力時，實際上裂縫是難以穩定的。

井身結構設計離不開地層破裂壓力剖面，值得注意的是，當地質設計所提供的是上覆地層壓力系數時，就需對地層破裂壓力系數進行估算，而地層破裂壓力系數與地層孔隙壓力系數、上覆地層壓力系數相關。

式中：Pf為地層破裂壓力系數；Pp為地層孔隙壓力系數；Po為上覆地層壓力系數；μ為地層泊松比；ξ為構造應力系數；K為側壓力系數。

通常，K＜1，故Pf＜Po，即地層破裂壓力系數小于上覆地層壓力系數。上覆地層壓力系數可以作為地層破裂壓力系數的參考，有文獻介紹K可取經驗值0.5［11］，但地層破裂壓力系數計算值偏低，這是未考慮構造應力系數的結果。

柴達木盆地受多期構造運動的影響，構造應力長期存在，地層破裂壓力系數計算時不可忽略構造應力系數的影響。通過類似油田實測統計分析，側壓力系數K取經驗值0.71較合理。

例如：某W1井設計井身結構二開套管下深2 900 m，根據鄰井壓力剖面預測計算，2 900 m處上覆地層壓力系數2.3，地層孔隙壓力系數1.9，按上式計算，2 900 m處，破裂壓力系數為：

三開段存在2.07～2.18的窄密度窗口，三開段如遇溢流或高壓鹽水層，進行溢流壓井或承壓堵漏時，欲提高地層承壓能力會受到局限性，該井未針對既定井身結構設計技術配套方案來應對窄密度窗口和高壓鹽水層等溢漏同存風險。實鉆結果也表明,當采用2.18 g/cm3以上的壓井液壓井或鉆井液鉆井時，不可能壓穩，會壓漏地層，形成壓井→井漏→漏轉溢→壓井的惡性循環，且易造成卡鉆；該井三開鉆進多次發生溢流、井漏、卡鉆、側鉆，在地層承壓能力受限情況下多次實施承壓堵漏改造也未能見效。

地層承壓能力受限而形成窄密度窗口時，往往存在井漏、溢漏同存的風險，除宜配套精細控壓鉆井、隨鉆堵漏、密度可視化隨鉆跟蹤等技術措施外，還需不定點監測地層承壓能力，即每鉆進一定進尺監測一次地層承壓能力。

3.8 合理提密控制氣侵—中途求產測試后壓力系數降低的啟示

在W11-1等井進行中途測試后，產液量不高，均出現所用鉆井液密度降低情況，測試前密度的提升與全烴顯示相關，說明因氣侵過大而提高了鉆井液密度。應綜合考慮防氣侵措施，合理提升鉆井液密度，使三開套管下得更深,減少密度波動，防止發生井漏，避免誤判。

4 結論與建議

融合設計是將井身結構設計與實現設計統一進行考慮，是一種解決復雜地質和工程問題的全面優化的系統方法，充分考慮配套技術措施和管理對井身結構的影響；這種融合具有多向性，涉及時空、地質、工程、技術、監督和管理多個方面，是貫穿鉆前設計、鉆進施工設計、鉆后完井和開采及二次開發整個全壽命使用周期中的時空融合。通過分析柴達木盆地烴源和儲層地質特點、鉆井難點和典型復雜深井案例，突破只以必封點和雙壓力剖面為基礎的傳統井身結構設計而創新提出的多向融合設計理念（圖2），就是要達到技術與管理的融合、地質與工程的融合、井身結構與鉆井工藝的融合、鉆前與鉆中鉆后全壽命周期的融合，對此提出了一些策略性考慮，有些關鍵點在進行多向融合設計時值得強調。

圖2 井身結構多向融合設計示意圖

1）技術與管理的融合有助于標準井建設和控制滾動節奏，確保先期完成的井取全取準各項地質和測井資料，為后續井減少風險建立學習曲線，提供井身結構進一步優化、簡化依據，體現井身結構的井別層次性和優化痕跡。

2）提高技術套管下深比，可減小油層套管下入難度，降低終完井段的鉆井風險，確保井身結構的完整性。

3）充分研判烴源巖、儲層和深部地層情況，考慮當期地質加深風險和遠期深部近源勘探需求、基巖勘探的潛力，變靜態井身結構設計為動態井身結構設計，實現井身結構的地質與工程一體化全壽命周期融合設計。

4）英中地區因鹽上、鹽間、鹽下表現出不同的地層壓力系數，封鹽頂、封鹽底很關鍵；鹽間油組與鹽下油組壓力系數不一致，鹽下油組壓力系數也有差別，鹽間、鹽下多套油組情形不適于儲層專打，高低壓油組宜分開完井。

5）應探索高壓鹽水層的預測、監測技術。實施鉆前、鉆中、鉆后全程配套應對高壓鹽水層的技術對策，自始至終堅持壓穩原理，有利于設計井身結構的實現。

6）存在窄密度窗口、溢漏同存問題時，需減小鉆井液密度波動，井身結構設計應考慮配套精細控壓鉆井。

7）當地層孔隙壓力與上覆地層壓力間密度窗口窄時，地層孔隙壓力與地層破裂壓力間的密度窗口也會窄，通過承壓堵漏來提高地層承壓能力存在其局限性，也宜配套精細控壓鉆井，并在鉆遇下部高壓地層前設計套管及時封隔。

8）全烴顯示好時，應控壓循環排氣，合理調整鉆井液性能，不要一氣侵就單方面過大提高鉆井液密度或進行中途求產測試，宜探索隨鉆暫堵防氣侵的可行性，盡量減少密度波動，防止發生井漏和測試過程中的井眼坍塌、鹽卡鹽堵等復雜故障，避免誤判而提前下套管，影響地質目標的實現和井身結構設計的完整性。

9）鉆井監督可強化過程控制，及時進行密度可視化隨鉆跟蹤，有助于嚴把設計執行關，按設計深度下套管，確保井身結構的安全性和完整性，特別是鉆進到位需加深時應進行風險評估，防范和削減井身結構變動的風險。