下川東震旦系氣井復雜處理技術實踐與認識
——以YT1井為例

朱占林 敬婧 鐘廣榮 卓云 王榮 王棟

（中國石油川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司，重慶 400000）

0 引言

震旦系氣藏是川渝地區能源接替的重要層類區域，近年來，川中區域的震旦系勘探開發取得了巨大進展，形成了一系列配套的鉆完井技術，支撐了磨溪、高石梯、蓬萊等構造的鉆井提速與故障復雜控制［1-12］。而對于下川東地區石炭系以下地層實鉆探索較少，尚未形成完整的配套技術。中國石油西南油氣田公司重點探井YT1 井的構造位置為四川盆地川東地區老鷹巖構造高部位，勘探部署意義為探索四川盆地川東北部大巴山山前帶燈影組、龍王廟組臺緣灘儲層的發育情況。設計穿越震旦系，在南華系陡山沱組完鉆。該井所在區域泥盆系及以下地層基本無實鉆資料，參考鄰井直線距離較遠，差異較大，可對比性差，地層巖性復雜，井漏、垮塌、縮徑等復雜風險層位多，阻卡頻繁，鉆井難度大［13-17］。總結研究YT1 井成功高效的鉆井經驗，形成系列復雜地層鉆井技術，對下川東震旦系氣藏深井技術研究具有重要的實踐指導意義。

1 老鷹巖構造地質特征與鉆井難點

YT1 井地表出露侏羅系沙溪廟組，鉆經侏羅系、三疊系、二疊系、泥盆系、志留系、奧陶系、寒武系、震旦系，進入陡山沱組完鉆。結合鄰井鉆井地質資料，結合前期專家學者的研究成果［18-30］，分析該井沙溪廟— 自流井組存在淺層氣顯示；沙溪廟— 長興組地層漏失頻繁，承壓能力低；飛仙關組、長興組易發生壓差卡鉆；龍潭組—小河壩組可能存在異常高壓層；龍潭組、棲霞組等地層可能發生井漏；高臺組可能鉆遇巨厚鹽巖段等技術難點。

1）長興組以下地層勘探程度低，可參考井距離較遠，地層壓力、溫度等預測存在不確定性。高臺組鉆遇大段鹽巖，造成阻卡；鉆遇H2S氣層；鉆遇異常高壓地層；鉆遇嚴重井漏。

2）長興組以上地層漏失頻繁，承壓能力低，通過承壓堵漏提高地層壓力困難，且該井預計在嘉五段1 387 m 鉆遇斷層，該段井漏風險大。Y1井嘉三段以上地層井漏頻繁，共漏失密度為1.01～1.08 g／cm3的鉆井液4 026 m3，通過各種承壓堵漏，地層壓力系數也難以超過1.21。Y1井飛仙關組—長興組多次發生漏失，承壓能力超過1.40較困難。

3）龍潭組、茅口組、石炭系、小河壩組可能存在異常高壓層。其中MC2井在龍潭組密度為1.82 g／cm3時發生氣侵。D2井在茅口組密度為1.90 g／cm3時發生氣侵，提高密度至1.98 g／cm3。D4 井在石炭系密度為1.85 g／cm3時發生氣侵，提高密度至2.20 g／cm3（測試壓力系數為1.87）。WT1、WK1井在小河壩地層發生溢流，密度分別提高至1.75 g／cm3、1.80 g／cm3。

2 井身結構優化技術

根據鄰井實鉆復雜情況，結合地層壓力預測，確定了YT1井嘉二3亞段低壓層、龍潭組高壓層、高臺組低壓層等3個層位為必封點，二開以下井段采用非標井身結構設計，優化形成660.4 mm× 444.5 mm×333.4 mm×241.3 mm×149.2 mm五開井身結構。一開?660.4 mm 鉆頭鉆至400 m，下?508 mm 表層套管，封固上部漏層、垮塌層。二開?444.5 mm鉆頭鉆至嘉二3亞段中部2 000 m 見白云巖或石灰巖，下?365.1 mm 套管，封隔上部相對低壓易漏層，為下步鉆飛仙關高含硫地層做準備。三開?333.4 mm鉆頭鉆至龍潭組頂3 050 m，下?273.05 mm套管，封隔上部相對低壓層。四開?241.3 mm 鉆頭鉆至燈影組頂6 100 m，懸掛回接?177.8 mm＋?184.15 mm 套管，封隔上部高壓層。五開?149.2 mm 鉆頭鉆至完鉆井深，下?127 mm 尾管完井。減少了多壓力系統在同一井眼段的情況，降低了復雜出現的概率。

2.1 針對奧陶系—洗象池組復雜處理的優化思路

四開?241.3 mm 鉆頭鉆至奧陶系— 洗象池組，若井下出現復雜，繼續鉆進困難，則可提前下入?219.08 mm 懸掛套管。五開?190.5 mm 井眼鉆至燈影組頂，懸掛?168.28 mm 套管，回接?177.8 mm 套管。六開?139.7 mm 鉆頭鉆至完鉆井深，懸掛?114.3 mm尾管。

2.2 針對高臺組頂部復雜處理的優化思路

四開?241.3 mm鉆頭鉆至高臺組頂部后，若井下正常，則繼續鉆進至燈影組頂部，下入?177.8 mm＋?184.15 mm 套管，采用先懸掛再回接的固井方式。五開采用?149.2 mm鉆頭鉆至完鉆井深，下?127 mm尾管完井。

3 上部地層井漏復雜處理技術

3.1 沙溪廟—涼高山地層空氣鉆井技術

YT1井660.4 mm井眼沙溪廟—涼高山地層設計為聚合物鉆井液鉆進，第一趟鉆鉆遇裂縫性井漏，平均漏速為24 m3／h，水泥堵漏1次，恢復鉆進，損失時間88 h。后變更為空氣／霧化鉆進，提速效果顯著。空氣／霧化鉆井兩趟鉆，耗時12.50 d，作業井段61.55～401.00 m，完成進尺339.45 m，機械鉆速為1.60 m／h，未發生故障復雜，有效減少了漏失，防止了表層井漏帶來的環保風險，同時縮短了鉆井周期，為后續鉆進創造了良好條件。

3.2 自流井—龍潭組裂縫性井漏復雜處理技術

YT1 井444.5 mm、333.4 mm 井眼涼高山組、自流井組、須家河組、嘉三段、嘉二段、嘉一段、飛仙關組、長興組、龍潭組層段預測地層壓力系數介于1.00～1.25，使用密度為1.07～1.32 g／cm3的鉆井液鉆進，作業井段401～3 319 m，完成進尺2 918 m，鉆井周期126 d。鉆遇漏層15 個，綜合應用隨鉆堵漏劑＋剛性粒子堵漏劑復配、橋塞堵漏劑＋剛性粒子堵漏劑＋一袋式隨鉆承壓堵漏劑復配、水泥堵漏技術，不斷優化堵漏配方和工藝，實施堵漏30次，堵漏成功率提高到50%。該段井漏復雜損失時間為39.92 d，復雜時率為31.68%，漏失鉆井液3 899.4 m3。

4 四開241.3 mm井眼安全鉆井技術

4.1 十字鋪組—高臺組頂安全鉆井技術

4.1.1 技術難點

1）四開鉆進扭矩介于28～30 kN·m，劃眼扭矩介于30～33 kN·m，后續繼續鉆進扭矩可能會逐漸增大，鉆具疲勞損壞的風險大。

2）上部地層龍馬溪— 寶塔組漏失壓力系數低，鉆進密度1.42 g／cm3，下部壓力系數無法精準確定，若鉆遇異常高壓層，導致上漏下噴，以及漏噴轉換，井控風險大。

3）裸眼段長，長時間低密度鉆進可能造成井壁失穩垮塌。

4.1.2 優化技術

采用241.3 mm PDC 鉆頭＋1°彎螺桿（帶234 mm扶正器）組合鉆進；優選鉀聚磺鉆井液，密度介于1.37～1.45 g／cm3，黏度介于45～55 s，HTHP 失水不超過12 mL；起鉆前泵入適當密度和體積的高密度鉆井液；鉆進中振動篩使用率達100%，除砂器、除泥器使用率為85%，離心機使用率為純鉆時間的70%，除硫劑含量介于1%～3%，pH 值在10 以上；維護井漿含0.03%～0.10% KPAM、3%～5% RSTF、3%～5%SMP-1、0.5%～1.0%PAC-LV、3%～4%FK-10、3%～5% FRH、1%～3% 除硫劑、0.2%～0.3%SP-80。有井塌跡象時，增加1%～2%防塌劑用量。

4.1.3 現場應用效果

綜合應用YT1井十字鋪組—高臺組頂鉆具組合優化、鉆井液性能控制技術，作業井段4 788～5 242 m，完成進尺454 m，鉆井周期59 d。鉆進中井漏21次，堵漏21 次，堵漏效果較好。損失時間27.21 d，復雜時率46.12%，漏失鉆井液1 269.8 m3。通過優化方案，精細操作，沒有發生溢流、垮塌、鉆具故障、卡鉆故障。

4.2 高臺組安全鉆井技術

4.2.1 技術難點

YT1井四開241.3 mm井眼龍潭組—高臺組頂預測地層壓力系數介于1.25～1.65。用密度為1.42 g／cm3的鉆井液安全鉆至奧陶系十字鋪組井深4 788 m。精細開展地質資料分析，下調高臺組地層壓力系數至1.30，后續鉆進中寒武系存在大斷層，存在地質情況難以預測、設計與實鉆差異大導致地層易漏、易塌、高扭矩、漏噴風險大、低密度鉆進易塌等作業難點。

4.2.2 優化技術

針對高臺組地層存在的高扭矩（頂驅啟動扭矩33 kN·m，常規鐘擺組合鉆進扭矩25～27 kN·m）、大摩阻（上提摩阻75～80 t，下放摩阻30～35 t）、漏噴風險大的安全鉆井技術難題，從鉆具組合優化、鉆具保障、鉆井液性能優化、井下液面監測、精細控壓鉆井等方面制訂了復雜預防與安全鉆井技術措施。

4.2.3 現場應用效果

鉆井作業中，首先全井混入使用3%～6%隨堵，鉆進至井深5 393.47 m 井漏失返；使用50%～57%的高濃度堵漏劑實施3 次堵漏、處理9 d，效果不明顯；其后實施降密度作業，制訂了降密度鉆進的防溢流、防沉砂卡鉆、防石膏縮徑卡鉆等安全施工方案，鉆井液密度由1.27↓1.20 g／cm3，用4 d 安全鉆至高臺組底井深5 500 m中完。實鉆在高臺組作業井段5 242～5 500 m，完成進尺258 m，鉆井周期22 d，實現了安全鉆進，沒有發生鉆井故障。

5 復雜處理新技術試驗

5.1 試驗多次開關旁通閥，實現不起鉆堵漏工藝

在韓家店組井漏井段使用多次開關旁通閥，共投球打開旁通閥4 次，關閉旁通閥3 次，順利進行3次堵漏施工，通過旁通閥進行堵漏循環33 h，旁通閥正常工作時間476 h，解決了現場進行大粒徑材料堵漏作業需起鉆更換鉆具組合的問題，大幅度降低了堵漏施工時間。

5.2 強增斜井段定向穩斜技術

241.3 mm 井眼龍潭— 滄浪鋪地層增斜趨勢明顯，采用復合鉆進輕壓吊打穩斜效果不佳，鉆壓降低至3～6 t仍然增斜，增斜率為0.2°～0.3°／30 m（表1）。后采用PDC 鉆頭＋185 mm × 1.25°（或1.00°、1.50°）螺桿（帶234 mm 或236 mm 扶正器）、鐘擺鉆具等多種鉆具組合，11 趟鉆完成定向作業井段3 319～5 500 m，進尺2 181 m。

表1 YT1井241.3 mm井眼定向作業效果統計表

5.3 定向托壓復雜防治技術

190 mm 井眼高臺組、龍王廟、滄浪鋪地層定向托壓嚴重、工具面不穩，影響作業效率。采用190.5 mm PDC（復合）鉆頭＋159 mm×1.25°（或1.50°）彎螺桿（帶180 mm扶正器）等多種鉆具組合鉆進，燈四段和燈二段定向復合增斜，提前優化設計，做好井斜預留量，盡量減少定向作業；用復合鉆頭能有效穿越茅口組和棲霞組的硅質和燧石地層，并緩解托壓；190 mm 井眼15 趟鉆完成定向作業井段5 500.00～6 704.20 m，進尺1 204.20 m。

5.4 縮徑井段擴眼技術試驗

190 mm 井眼整體井徑擴大率僅2.7%，二疊系膏巖和筇竹寺組頁巖井段普遍存在縮徑現象，最小井徑為186.66 mm（井深5 748 m 處），下套管阻卡風險大。用185 mm雙向微擴眼器開展擴眼試驗，完成擴眼井段5 539.20～5 900.60 m，6 097.60～6 151.60 m，擴眼長度415.40 m，第一次擴眼后井徑擴大率提高到4.3%，第二次擴眼后整體井徑擴大率達到5.6%，較擴眼前提高1.2倍，保障了套管順利下放到位。

5.5 精細控壓鉆井技術

5.5.1 精細控壓防漏堵漏

四開鉆進應用精細控壓鉆井技術，摸索出龍潭組至高臺組地層漏失壓力，通過控壓循環逐步摸索將鉆井液密度由1.42 g／cm3下調至1.20 g／cm3，降低了井漏損失。后期鉆進中通過對精細控壓出入口流量的對比、立壓實時監測等措施，及時發現、預警漏層20 個，通過精細控壓循環實施堵漏作業達70余次，成功避免了惡性漏失引起的卡鉆。

5.5.2 精細控壓固井

四開裸眼井段長達2 190 m，漏層多，反復堵漏僅能提高地層承壓能力至1.31，為確保固井作業中不漏不溢、井壁穩定，保證固井質量，通過精細控壓循環降密度至1.16 g／cm3，采用多級漿柱架構、精細控壓固井自動閉環控壓系統，實現了固井全過程井筒壓力自適應精準控制，維持固井全過程井底壓力系數為1.26，“零漏失”完成了固井施工。

6 應用效果

YT1 井原設計五開149.2 mm 鉆頭鉆至燈影組6 297 m完鉆。實鉆鉆進至設計完鉆層位后，由于目的層無顯示，更改設計后加深鉆至陡山沱組井深7 284 m完鉆。通過集成應用井漏、縮徑、阻卡等復雜處理技術，穿越漏層21個，縮徑井段長268 m，復雜時率17.47%，避免了惡性卡鉆。鉆井周期662.42 d（不含組停），鉆機月速為329.87 m／臺月。

7 結論

1）優化形成五開非標井身結構，并備用套管，提高了井下惡性復雜處理能力，減少了多壓力系統在同一井眼段情況，降低了復雜出現的概率。

2）持續優化鉆具組合、鉆井液性能、綜合堵漏技術，依托地層壓力精準預測，解決了十字鋪組—高臺組斷層發育、地層壓力預測不準導致的地層易漏、易塌、低密度鉆進漏噴風險大、高扭矩等作業難點，安全穿越十字鋪組—高臺組，實現了加深鉆進。

3）開展復雜處理技術試驗，取得了積極效果。實施氣體鉆井技術，能夠快速穿過表層井漏復雜井段，縮短鉆井周期。在漏層多、頻發井漏風險大的層段使用多次開關旁通閥，可以減少起下鉆趟數及作業時間，有效縮短了井漏處理時間，同時減小了井控風險。在地層壓力預測不精準層段，運用精細控壓鉆井裝備及技術能實現井底壓力及安全密度窗口的探索，通過精準使用合適的鉆井液密度，減少鉆井液漏失，降低了井控風險。

4）鉆頭適應性還不強，總體機械鉆速較低，單只鉆頭進尺少，起下鉆次數多，還有待繼續攻關。高臺組井漏段地層造斜趨勢難以把握，井眼軌跡控制困難，定向作業效率低。需要繼續應用鉆井新工藝、新技術系統解決鉆井復雜難題。