四川盆地火山巖優快鉆井技術

齊 玉,古閔全,曹 權

(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中石油西南油氣田公司工程技術研究院)

0 引言

隨著簡陽地區YT1井在火山巖層段測試獲高產氣流，火山巖氣藏已成為四川盆地未來油氣開發重要接替領域[1- 2]。但火山巖區塊存在壓力系統復雜、難鉆地層機械鉆速慢、火山巖井壁易失穩等多個難題，需形成優快鉆井配套技術，以滿足該區塊勘探開發進度的迫切需求。

1 鉆井工程難點

(1)縱向上壓力系統復雜，氣侵、鹽水侵、井漏同存，井身結構設計難度大。縱向上從侏羅系到二疊系分為6個壓力梯度帶，壓力系數從1.0到2.3；存在18個油氣層，有限的套管層次易造成同一裸眼段多個懸殊的壓力系統交互出現，噴漏同存現象反復出現。YT1井在須家河氣、漏并存，雷口坡及玄武巖組鉆遇高壓鹽水侵，提密度過程中均發生井漏，玄武巖組鉆進中多次出現氣侵及井漏，處理復雜時間共56 d。

(2)巖石軟硬交互頻繁、研磨性差、機械鉆速低。YS1井在須家河進尺1 213 m耗費8只鉆頭，平均機械鉆速1.3 m/h；在雷口坡—飛仙關進尺1 656 m使用6只鉆頭，平均機械鉆速2.3 m/h。

(3)玄武巖地層破碎，井壁穩定性差，易發生垮塌、卡鉆等井下復雜。YS1井后期在電纜測井時遇卡，導致電纜拉斷，下尾管接立柱過程中發生粘卡[3- 4]；YT1井在進火山巖28 m發現掉塊，最大尺寸5 cm×5 cm，在之后的各趟起下鉆中有15～20 t掛卡。

(4)儲層段埋深5 500～6 000 m，具有高溫、高壓、高產、含硫的特點，YT1井實測溫度123 ℃,壓力123 MPa，測試22.5×104m3/d的高產氣流，鉆井作業施工難度較大。

2 優快配套鉆井技術

2.1 地層三壓力剖面建立

以YT1井測井資料為基礎[5]，結合鄰井實驗測試地層壓力數據，計算分析出該井的地層壓力剖面。從圖1地層壓力梯度趨勢圖可看出，須家河組及以下地層孔隙壓力與破裂壓力曲線逐漸靠攏，鉆井液體系安全窗口密度窄，溢漏同存的安全風險高。玄武巖段坍塌壓力整體上小于地層孔隙壓力，但部分井段坍塌壓力微大于孔隙壓力，分析認為由于玄武巖地層水敏、鹽敏損害程度中等偏弱，受鉆井液浸泡影響易造成井壁失穩。

圖1 YT1井地層壓力梯度趨勢圖

2.2 井身結構優化研究

已鉆井YS1井采用六開非常規井身結構，見圖2，其中四開?241.3 mm鉆頭鉆至玄武巖頂，五開用?165.1 mm鉆頭鉆至茅口底部下入?137.9 mm套管，最后采用?114.3 mm鉆頭完鉆。研究認為，通過承壓堵漏技術，可以實現雷口坡到茅口組同一井眼合打，因此四開完鉆井深可調整鉆至茅口組底部，簡化一層套管，同時也避免小井眼鉆進風險。據此，YT1井設計五開井身結構，將四開?241.3 mm鉆頭鉆至茅口底后下入?177.8 mm套管，后用?149.2 mm鉆頭完鉆。實鉆中，四開在玄武巖鉆遇良好油氣顯示，提前下入?177.8 mm套管進行了中測，后用?149.2 mm鉆頭鉆至滄浪鋪完鉆。因玄武巖地層測試儲量豐富，為滿足后期開發需要，下?127 mm套管專封玄武巖地層。實鉆發現，玄武巖儲層專打，有利于目的層的發現、評價與保護。由此，根據建立的壓力剖面，結合實鉆工程地質特點，確定了3個必封點：①蓬萊鎮中部800 m左右，封隔地表竄漏及垮塌層，建立井控條件；②雷口坡頂，封隔下部高壓鹽水及上部相對低壓及須家河復雜層；③玄武巖頂，玄武巖儲層專打。據此對井身結構進行優化改進，形成了適用于四川盆地火山巖專層井的五開五完井身結構，有效指導了TF2井等井的井身結構設計。該井身結構能有效控制地層壓力，最大限度的封隔易漏層、活躍氣、水層和高低壓互層，且滿足儲層專打需要。目前TF2井已安全順利完鉆，實鉆井身結構與設計相符，且同比YS1井節約一次中完時間42 d，節約?139.7 mm套管638 m。

2.3 難鉆地層提速工具優選

2.3.1 鉆頭優選

巖石力學研究表明，須家河組地層硬度在1 250～1 585 MPa ,研磨性值8.3～9.2 mg，以砂巖與頁巖不等厚互層，砂巖的研磨性較強，地層軟硬交錯，鉆頭極易出現磨損[6- 9]，要求鉆頭具有較高的穿硬夾層能力和耐磨性，因此優選六刀翼、雙排齒進口PDC鉆頭和在三刀翼、兩牙輪強攻擊性復合鉆頭，該鉆頭具有較強的攻擊性和耐磨性，牙輪與PDC刀翼的復合設計使得在高轉速情況下的鉆頭反旋作用大幅減小，鉆頭工作更加平穩，更能配合井底動力鉆具高轉速鉆進，使得破巖效率最優化。雷口坡至飛仙關地層以石膏、白云巖為主，研磨性值4.8～7.2 mg，地層可鉆性較好，因此選用強攻擊性的五刀翼、16 mm梨形齒鋼體PDC鉆頭。

圖2 井身結構圖

2.3.2 多種提速工具應用

開展了多種井下動力工具提速配套研究，如高效鉆頭+旋沖工具、個性PDC+長壽命抗高溫等壁厚螺桿等。改進后的等壁厚螺桿具有輸出功率大、高扭矩、高轉速、耐高溫、長壽命的優點[10- 12]，能有效保證提速工作的順利實施。

在ST1井?241.3 mm井眼須家河3 069～3 716 m井段開展高效鉆頭+旋沖工具現場提速試驗，在須六段、須五段使用KM623復合鉆頭，須家河下部井段使用TK66進口PDC鉆頭，并配合旋沖工具采用沖擊加剪切的綜合破巖方式，在2.18～2.36 g/cm3高密度鉆井液情況下，平均機械鉆速3.91 m/h，同比YT1井提高17%。TF2井雷口坡—飛仙關地層使用DFS1605BU異型齒鉆頭，配合高扭矩、高鉆壓的抗高溫等壁厚螺桿，兩趟鉆完成四開?241.3 mm井眼1 646 m進尺，平均機械鉆速6.58 m/h，同比YT1井提高23%。

2.4 精細控壓鉆井技術

對下部窄安全密度窗口、多壓力系統地層所引起的井漏、井涌等井下復雜，使用精細控壓鉆井技術能有效解決該難題[13]。該技術關鍵在于控制井底壓力在合理范圍，保持井筒壓力處于相對平衡狀態，避免漏噴轉換。YT1井在須家河及以下層位鉆井過程中多次發生氣侵和井漏交替，漏失鉆井液773 m3，處理復雜時間219 h，嚴重制約了鉆井周期。ST1井在須家河-長興組開展精細控壓鉆井技術現場試驗，針對裸眼井段長(3 300 m)、油氣顯示頻繁、溢漏交替、壓力系數跨度大(1.80～2.34)、雷口坡高壓鹽水、嘉陵江鹽膏層縮徑等多個難題，采用精細控壓鉆井技術，通過微流量監測系統，結合多次關節流管匯套壓情況，計算得到裸眼井段最高地層壓力系數約2.28，由此采取先逐步釋放須五段異常高壓段地層能量，使地層壓力系數從2.34下降到2.20，須三、嘉四通過高效承壓堵漏等技術手段，將地層承壓能力提至2.32，重建了安全密度窗口2.25～2.32，建立了良好的地層與井筒壓力動態平衡關系，大幅減少鉆井液漏失，該應用井同比YT1井鉆井液漏失量降低86.7%以上，節約處理復雜時間縮短89.5%以上，確保了該段安全快速鉆進。

2.5 鉆井液體系優化技術

針對火山巖地層井壁穩定問題，對火山巖井壁垮塌機理進行分析[14]，認為峨眉山玄武巖屬于杏仁狀-氣孔類玄武巖，杏仁體硬度較差，鉆井過程中應力釋放、激動壓力、機械碰撞后容易發生垮塌，伴漏失，垮塌顆粒的大小與杏仁體充填形式有關，井漏程度與氣孔發育程度、數量及分布有關。因此，鉆井液應優先強化對井壁孔、洞、縫的封堵，優選封堵材料快速封堵裂縫，并提高隨鉆堵漏能力；同時保證鉆井液體系具有一定程度高黏切性及潤滑性，提高其護壁性能和卡鉆解卡能力。通過鉆井液抑制劑、封堵劑材料技術攻關，加入了1.5%抗溫160℃的抑制劑，以及具有納米尺度柔性片狀結構的微納米封堵劑，優化出了采用“彈性材料+剛性顆粒+軟性顆粒”組成膠接強封堵防塌水基鉆井液配方。在ZJ2井上部易垮段進行現場應用，平均井徑擴大率僅為1.49%，無任何井下復雜發生。

通過黏滯系數及黏附系數測定，該防塌封堵水基鉆井液比聚磺鉆井液潤滑性好，其濾餅黏附系數<0.10，但與油基鉆井液潤滑性仍具有一定差距。由此對油基鉆井液開展處理劑抗溫性能優選和配方優化，形成了抗高溫的高密度防塌封堵油基鉆井液[15- 16]，抗溫能力可達170℃。在ZJ2井雷口坡—火山巖層段進行現場應用，在2.05～2.31 g/cm3高密度鉆井液情況下，流變性能穩定，高溫高壓濾失量僅在1.5 mL左右，具有較好的流變性能和濾失性能；火山巖段井徑擴大率也從YS1井的9.25%下降到1.60%，鉆井過程中起下鉆順利，中完電測、下套管一次到底，未出現掉塊、垮塌等復雜情況，同比YS1井減少處理復雜時間61 h。

3 應用效果

形成的以“井身結構優化、高效鉆頭和提速工具、精細控壓、防塌封堵油基鉆井液”為核心的優快鉆井技術，在TF2井進行現場應用，平均機械鉆速、鉆井周期分別為5.35 m/h、145 d，同比YT1井提高18%、縮短30%，復雜時效降低51%。

4 結論與建議

(1)優化形成的火山巖專層井五開五完井身結構方案，有效減少地層復雜導致的井下復雜，為火山巖井優快鉆進奠定基礎。

(2)應用復合鉆頭、個性PDC鉆頭與配套提速工具，鉆井提速獲得新成效。

(3)精細控壓鉆井在火山巖區塊中深部地層的成功使用，有效保證了窄安全密度窗口地層的安全快速鉆進，可在適用地區推廣應用。

(4)研究形成防塌封堵油基鉆井液體系，在火山巖地層應用效果良好，有力支撐了火山巖高溫高壓深井的安全快速鉆進。