川中高石梯區塊優快鉆井技術及其應用

牟長林 張 杰 羅 超 曾令佳 卓 云 李曉端 胡 誠

（1.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司川東鉆探公司，重慶 401120；2.中國石油西南油氣田公司工程項目造價中心，四川 成都 610051；3.中國石油集團西南油氣田分公司蜀南氣礦，四川 瀘州 646000）

0 引言

四川盆地中部高石梯區塊震旦系巖層埋藏深度達到了5 500 m，工程地質環境較為復雜，鉆井周期長、提速慢、成本高等因素極大地抑制了鉆探開發進程。20 世紀完鉆的安平X 井與高科X 井完鉆周期分別為894 d和402 d，不僅機械鉆速低，還出現了較多鉆井復雜。2010 年該區塊鉆井周期最短的高石X井，在全井未發生重大事故的情況下，鉆井周期仍高達300 d［1-6］。

伴隨著高石X 井在震旦系燈影組獲得較佳的天然氣勘測結果，2011 年以寒武系龍王廟組為目的層勘探開發的磨溪X井等接連4口井獲得天然氣產量超過100×104m3／d，展現了該地區豐富的自然資源與龐大的勘測發掘潛力。因此高石梯—磨溪區塊成為近幾年來天然氣勘測的重要區塊之一，迫切需要鉆井以提速加速區塊天然氣開發步伐。

1 探區鉆井工程地質特點及技術難點

高石梯區塊震旦系探井鉆遇地層從上到下分別為侏羅系、三疊系、二疊系、志留系、奧陶系、寒武系和震旦系，鉆遇的地層巖性多種多樣，存在較多不明確的地質問題，特別是地層壓力與流體性質無法準確預測［7-12］。難以預料的工程地質情況致使設計和實鉆符合性較差，出現較多鉆井事故，不但影響鉆井工程安全與地質勘探開發，同時也制約了鉆井的提速，致使鉆井成本持續上升［13］。通過分析發現，影響鉆井速度提升的技術問題大致在以下幾方面：①上部侏羅系井壁穩固性差，地層欠壓實且含油、氣、水，氣體鉆井難以實施。上部侏羅系砂泥巖頻繁交替、巖石強度與可鉆性差別大、鉆頭選型較為棘手、大尺寸井眼實施氣體鉆井提速效果差。②在縱向上存在多壓力體系，有著局部高壓。在?311.2 mm 井段，沙溪廟組地層壓力系數為1.00，而須家河組地層壓力系數為1.35，局部區域高達1.50；?215.9 mm 井段，嘉陵江組二段、嘉陵江組一段地層壓力系數則高達2.00，長興組—棲霞組地層壓力系數為1.90，飛仙關組地層壓力系數僅為1.65，同一裸眼井段內并存2個及以上高、低壓層［14］（圖1）。單一的技術套管不能夠把眾多復雜層段全部分開，存在井下噴、漏、塌、卡等復雜情況相互轉換伴生，鉆井作業風險較大。③鉆頭適應性差。鉆遇地層夾層多，巖石強度高，鉆頭不能滿足地層的抗研磨和沖擊性要求，單只鉆頭機械鉆速低，很大限度制約了鉆井提速。④高密度鉆井液性能難以滿足鉆進要求。中深部海相地層，有著高溫、高壓、高含硫的特點。三疊系以下長興組—棲霞組地層局部有著異常高壓，且都是區域性含油氣水層。地層壓力系數普遍高于1.5，局部高達2.10。對井下器具、水泥漿、鉆井液性能及流變參數的抗高溫性能限制較多［15］。 ⑤燈影組地層噴漏同存。燈影組產層為裂縫—孔隙型儲層，鉆井液密度窗口較窄，鉆井液密度略高則井漏，略低則出現溢流，出現井漏時須采取堵漏方可恢復地層承壓能力，潛存著由于井漏后液柱壓力降低而導致溢流的風險，且該區域含有H2S，對井控要求高。

圖1 典型地層壓力分布圖

2 高石梯區塊鉆井提速技術

2.1 優化井身結構

2011 年經過對高石梯—磨溪區塊上部地層的3個壓力剖面及含油氣測井解釋剖析發現，要實行氣體鉆井提速，一定要將侏羅系的水層隔斷［16］。前期大部分444.5 mm井眼已鉆井的井深超過1 000 m，鉆進速度慢、周期長。2010 年高石X 井444.5 mm 井眼采用空氣鉆進進行提速，?339.7 mm 套管下至井深800 m，在?311.2 mm 井眼繼續采用空氣鉆進至井深為1 026 m時地層出水。因此停止氣體鉆進，未達到氣體鉆進提速的預期效果，全井周期達300 d。

為了封隔侏羅系的出水地層，減小對氣體鉆進的影響，2011 年在磨溪X 井、高石X 井合理改變?339.7 mm 套管下深至1 099 m，且施行了試驗。然而高石X 井在?311.2 mm 井眼鉆進至井深為1 458.51 m時地層出油，導致氣體鉆進有效井段受限，再次影響提速效果。根據數據顯示，機械鉆速提升獲得了較為突出的成效，然而由于地層出水、出油致使符合氣體鉆進的井段有限，所以整體提速形勢并不理想，全井周期也達220 d［17］。

在后續的探井中，為了進一步提升大井眼段的機械鉆速，根據實驗地層破裂壓力系數與鉆井液密度的設計，將井身結構中的上部表層套管下入深度由1 000 m 縮短至500 m 左右，不僅封隔了上部沙溪廟組一段的垮塌層，同時縮減了大尺寸井眼鉆井進尺，減少了事故復雜時效。例如，高石X 井在井身結構優化中，把?339.7 mm套管下深從1 100 m縮減至500 m。此井身結構已成為高石梯區塊震旦系鉆井施工的標準井身結構（表1、圖2），不但有效提升了機械鉆速，同時大幅縮短了?311.2 mm井段的鉆井周期。

表1 井身結構優化情況一覽表 單位：m

圖2 高石梯區塊優化后的井身結構圖

2.2 合理選擇使用鉆頭

對高石梯區塊整體的鉆井工程地質特點進行剖析，運用測井參數分析，得到了巖石的硬度、抗壓強度、抗剪強度等數據，分析得出高石梯區塊須家河組上部地層軟硬交錯，下部地層相對較均質，但巖性致密、研磨性強等特點，所以一直存在單只鉆頭進尺少、平均機械鉆速低的提速難題［18］。

高石梯區塊震旦系前期在須家河組均采用PDC或牙輪鉆頭鉆進，平均機械鉆速僅2.64 m／h（表2）。后續漸漸改進了高石梯震旦系須家河組及其他層位的鉆頭選型，機械鉆速與單只鉆頭進尺得到了一定程度的提升。須家河組采用復合鉆頭鉆進后效果顯著，平均機械鉆速達到5.37 m／h［19］（表3、表4）。

表2 牙輪／PDC鉆頭使用情況表

表3 復合鉆頭使用情況表

表4 分層位鉆頭選型綜合推薦表

2.3 強化、優化鉆井施工參數與工藝

提升鉆進排量和劃眼時效對解決高石梯區塊上部井段易發生阻卡問題有著顯著的效果。保證?311.2 mm 井段鉆井排量為55～60 L／s，同時堅持每鉆進200～300 m 短程起下鉆拉劃井壁；?215.9 mm井段采用低黏切鉆井液鉆進，采用固控設備降低鉆井液中的有害固相含量，嚴格按照固控設備要求使用振動篩，保證一體機100%運行，離心機使用時間不低于純鉆時間的60%。選擇大功率、高扭矩、工作時間更長的螺桿，會提升機械鉆速、減少起下鉆次數，從而提高?215.9 mm井段的鉆井速度。

針對?311.2 mm 井段雷口坡組—嘉陵江組大段石膏層，使用排量為50～55 L／s 的鉀聚磺鉆井液體系鉆進，每鉆進30 m 利用頂驅進行倒劃眼和正劃眼，鉆遇石膏段則縮短到3～5 m 拉劃一次井壁［20］。如高石001-XX井在該段鉆進的純鉆時間為300.26 h，劃眼時間為36.51 h，劃眼時間占鉆進時間的比例高達13.5%，利用頂驅倒劃眼與正劃眼反復修整井壁保證井眼光滑，使得后期通井、電測、下套管都十分順利，無阻卡。?311.2 mm井眼電測耗時為12.5 h，三扶通井時間僅為15.5 h，下套管12 h 到位，說明?311.2 mm 井眼在經過反復劃眼操作后，通井和下套管過程順利，石膏段的縮徑問題得到有效控制，如表5所示，列出了各層對應鉆井提速參數。

表5 鉆井提速參數表

3 提速技術應用情況

通過三輪實驗井的技術探索，對?339.7 mm套管下深的調整、鉆頭選擇及鉆井參數的不斷優化，頂驅＋螺桿鉆具復合鉆進技術的推廣應用，鉆井周期由220 d下降到目前的150 d，獲得了較為理想的鉆井提速效果，高石001-XX 井創造了井深達6 165 m 且137.05 d 完鉆的記錄，如表6 所示，列出了實施的井次及完鉆周期情況。

表6 高石梯區塊震旦系鉆井提速情況表

4 結論

1）通過近年來的持續探索，優化井身結構，優選和應用個性化PDC鉆頭、復合鉆頭，采用復合鉆井技術并優化鉆井施工參數等措施，總結出一套適用于高石梯區塊鉆井地質環境的震旦系鉆井提速技術。

2）通過對?339.7 mm 套管下深的調整、鉆頭及鉆井參數的不斷優化，平均鉆井周期同比下降了75 d，對加快國內最大整裝氣田——高石梯氣田的鉆探開發起到了促進作用。