摘要：四川盆地北部LG西区地质情况复杂，以二叠系为目的层的井深度一般都在6000m以上，地层压力高，钻井液密度均在2.00g/cm3以上，喷漏显示频繁。为了解决这一难题，提出LG61井采用非常规的超深井6开制井身结构，LG61井设计井深6690m。主要采用了如下的钻井工艺技术措施：①小井眼采用特殊小接头Φ88.9mm钻杆，以提高强度；②在小井眼井段，采用了PDC钻头，保持适当的钻压和转速，严格控制扭矩；③在确保井控安全的前提下，尽量降低钻井液密度；④Φ219.1mm、Φ168.3mm、Φ114.3mm套管均采用高强度耐腐蚀无接箍套管(尾管悬挂)，小间隙防气窜固井技术；模拟套管刚度特殊通井，经比较套管与钻柱刚度与外形尺寸，摸索出一套非常规井身结构的通井钻具组合，确保套管在小间隙情况下，顺利下至预定井深。该套成功的钻井技术为同类非常规超深井井身结构的设计和施工提供了借供了借鉴与参考。
关键词：超深井；非常规；井结构；探井；小井眼LG西区；四川盆地
0 引言
LG61井是四川盆地北部LG西区的一口预探井，设计井深为6690m。钻井难点主要表现在：纵向上存在多产层、多压力系统，喷漏转化快；地层压力高，具有较大的不确定性，有的井最高钻井液密度达2.45g/cm3以上；侏罗系地层容易井壁失稳；三叠系须家河组2浸常使钻井液受到严重污染；雷口坡组-长兴组井段含有硫化氢，含量大多数超过30g/m3；雷口坡组、嘉陵江组地层含长段石膏、膏盐，其塑性蠕动常挤毁套管。
上述地质难点，常规5开制井身结构对付复杂层段手段有限，往往为了钻达某固井深度费尽周折。为了克服这一被动局面，LG61井采用了6开制的非常规井身结构。
1 面临的主要难题
LG61井采用的非常规的6开制井身结构，与常规井身结构相比，实际上是依靠逐层压缩管间环空间隙，在开钻钻头尺寸不变，完井套管尺寸基本不变的情况下，多下一层套管。非常规井身结构钻井问题，首先是与各次非常规井眼相匹配的钻头、钻具、套管、井口装置等设备的配套问题，其次是非常规井身结构带来的特殊井下问题[1～4]，这些问题往往与压缩环空间隙密切相关。非常规井身结构钻井主要存在如下难题。
1.1 非常规井眼相匹配的钻井工具的配套问题
钻头选型受到限制，有时需要定制，特别是PDC钻头、空气锤等；小接头Φ88.9mm钻杆，扶正器、套管头、封井器半封芯子、井口试压塞等均需要定制。
1.2 非常规尺寸套管、套管附件和下套管工具问题
非常规尺寸套管和附件大都需要定购，有些还需要向国外采购或研制，如无接箍套管浮箍、碰压座等；井口工具如套管吊卡、套管卡盘卡瓦均需要定制。
1.3 非常规井身结构钻井工艺问题
钻具组合与井眼轨迹控制需要不断探索与改进；缺乏Φ190.5mm、Φ139.7mm非常规小井眼处理钻具事故的工具，处理措施受到限制；超深井小间隙井段高泵压钻进等问题。
1.4 固井工艺问题
非常规井身结构引发的小间隙井眼套管下入，无接箍套管居中，使用长段无接箍套管可能存在的连接强度，窄间隙固井水泥环有效封隔防窜等问题。
2 非常规超深井井身结构的钻井实践
LG61井于2008年5月25日用Φ444.5mm钻头第2次开钻。使用空气钻钻至井深1814m，下Φ365.1mm套管干井固井，开始了非常规井身结构的历程。2008年8月30日使用Φ333.4mm钻头，钻井液密度为1.73g/cm3，钻至井深3748.73m，层位为须四段，受到气浸和CO2严重污染，钻井液密度为2.35g/cm3，钻至井深4065m下Φ273.1mm套管，封隔以上复杂层段。2008年11月14日使用Φ241.3mm钻头，用密度为2.32g/cm3钻井液第4次开钻。2009年1月10日正常钻至井深4505m，下入Φ219.1mm无节箍尾管。2009年2月11日使用Φ190.5mm钻头，密度为1.86g/cm3钻井液第5次开钻。本次开钻基本都在32MPa左右的高泵压下钻进。从井深5469m开始，将井斜由2.08。定向造斜钻至井深6406m，井斜为28.90°，实现优质中靶。下入Φ168.3mm无节箍尾管，封上部高压层。2009年6月7日使用Φ139.7mm钻头，密度为1.80g/cm3钻井液第6次开钻。于2009年6月15日安全顺利钻达井深6618m完钻。下入Φ114.3mm尾管。该井先后应用了气体钻井、优化钻具组合及钻井参数、优选钻井液体系、加强井口和套管防磨工作、采用深井定向钻井技术、深井高密度固井技术等多项工艺技术，虽然遇到了很多复杂情况，但仍创超深井全井无事故的新纪录，圆满完成了勘探任务。该井的钻头程序和套管程序如下：
钻头程序：Φ660.4mm×102m；Φ444.5mm×1814m；Φ333.4mm×4065m；Φ241.3mm×4505m；Φ190.5mm×6392m；Φ139.7mm×6 618m。
套管程序：Φ508mm×101.50m；Φ365.1mm×1812.07m；Φ273.1mm×4062.28m；Φ219.1mm×3895.41～4504.68m；Φ193.7mm×177.8mm×0～3708.55m回接；Φ168.3mm×3708.55～6392.00m悬挂。
3 采取的主要技术措施
3.1 主要钻井工艺技术措施
3.1.1小井眼采用特殊的钻具
在正常情况下，下入Φ168.3mm套管后，应采用Φ73.03mm钻杆。由于Φ73.03mm钻杆强度有限，超深井钻井是不安全的。同时，如果采用Φ73.03mm钻杆，排量为10L/s，钻至6700m时，泵压将达到30MPa以上。因此，决定用小接头Φ88.9mm钻杆，以提高强度，降低循环压耗。实际完钻时，密度为1.80g/cm3，排量为15L/s；泵压为29MPa。由于采用了相应的钻具安全使用措施，钻进中没发生钻具事故。
3.1.2钻井参数
在小井眼井段，为了防止钻头钻具事故，主要采用了PDC钻头，采用适当钻压和转速，严格控制扭矩。为了保证上部Φ273.1mm套管段的返速，仍然采用较大排量，钻井液保持适当的黏切，施工泵压大都保持在29～30MPa。
3.1.3钻井液技术
在确保井控安全的前提下，尽量降低钻井液密度，在保证携砂能力的前提下，提高钻井液的流变性和润滑性，根据钻进和起下钻不同情况，适时调低和提高钻井液密度，以降低循环泵压。
3.1.4井控技术
该井井控难点是，在采用多级悬挂后，特别是采用高密度钻井液时，Φ273.1mm套管允许的关井压力十分有限，理论井口最大关井压力仅7MPa。为此，在钻井过程中，加强地层压力跟踪，注意钻进和起下钻时显示情况及后效强度，及时调整钻井液密度，避免发生溢流和关井；为加强Φ273.1mm套管保护，坚持在上部套管内钻具中加非金属防磨接头；定期检查井口防磨套和上部套管试压。虽然钻井中气侵显示频繁，但没有发生过溢流关井。
3.1.5工艺技术准备
各次开钻前，认真进行工艺技术的准备。Φ219.1mm、Φ168.3mm、Φ114.3mm套管均采用尾管悬挂，减小了套管头研制的难度。二级套管头Φ273.1mm悬挂采用特殊设计，解决了小台阶承载面(8.3mm)，大载荷(360t)难题。其他特殊尺寸的钻头、工具，超前计划，提前准备好。在整个钻井过程中，没有出现过组织停工的情况。
3.2 固井工艺技术
3.2.1采用高强度耐腐蚀无接箍套管
针对三叠系、二叠系地层异常高压，CO2、H2S腐蚀，石膏、膏盐层，选用110、140高强度耐腐蚀套管，并在Φ219.1mm、Φ193.7mm、Φ168.3mm套管固井中，使用无接箍套管，以便选用厚壁套管，提高套管强度。
3.2.2小间隙防窜固井技术
该井地层压力异常高，纵向气侵显示活跃，固井防气窜长期是一大难点。有理论研究认为，小于Φ25.4mm的小间隙固井，不利于固井质量。该井Φ219.1mm、Φ168.3mm、Φ114.3mm尾管固井，3次固井环空间隙均只有Φ11mm～13mm，固井防气窜难度大。该井综合采用多项防气窜固井技术解决了防气窜问题。
3.2.3模拟套管刚度特殊通井措施
经比较套管与钻柱刚度与外形尺寸，摸索出一套非常规井身结构的通井钻具组合，确保套管在小间隙情况下，顺利下至预定井深。
3.2.4非标准套管附件与工具的选择
非标准套管附件的加工目前受丝扣加工条件的限制，该井采用内置式附件。Φ365.1mm套管浮箍、内管注水泥器采用台阶内置式连接；Φ219.1mm、Φ168.3mm套管浮箍、碰压座采用BAKER内置式；Φ168.3mm套管悬挂器直接悬挂在Φ219.1mm悬挂器之上的Φ273.1mm套管上，便于Φ193.7mm套管回接。
4 结论
1) 该井采用非常规井身结构，遇到不少困难和问题，经过努力，顺利钻达目的层，表明采用非常规超深井井身结构是可行的，是一次有益的尝试。但还需改进和完善。
2) Φ273.1mm套管固井后，以下3次固井均采用尾管悬挂，使用高密度钻井液钻井，溢流后关井压力受到限制。建议对井身结构进行改进，采用强度更高的套管，以提高处理复杂情况的能力。
3) 该井采取了自行研制、委托采购、国外引进的不同方式，配套了非常规井身结构钻井专用工具，基本上满足了生产需要。建议继续进行完善改进，提高产品质量。
参考文献
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[2] 王越之，段异生，金业权，等.非常规井身结构中套管选用技术研究[J].石油天然气学报.2006，28(4)：93-95.
[3] 郑有成，钱浩东，常洪渠.关于采用非常规套管程序改进四川深井井身结构的探讨[J].钻采工艺，2007，4：7-11.
[4] 刘汕山，曾义金.复杂条件下钻井技术难点及对策[M].北京：中国石化出版社，2005.
(本文作者：干建华 程常修 林强 陈小华 代孟清 川庆钻探工程公司川西钻探公司)
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