元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策_工程实践

摘要

摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育

摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育、井漏和井控安全问题突出等施工难点，提出了安全快速钻井技术对策：①运用气体钻井技术提高机械钻速，减少井漏复杂事故；②结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数；③制订井下安全钻井技术措施，预防地层掉块和键槽卡钻、缩径和压差卡钻、断钻具和钻头等井下复杂情况的发生。

关键词：元坝地区；气体钻井；钻头优选；钻井参数；技术；四川；北

0 前言

川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分。从邻井钻探结果表明，飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉二段粒屑滩储层、三叠系须家河组砂岩储层、下侏罗统自流井组、大安寨组介壳灰岩储层在该区亦可能发育，成藏条件优越，是川东北地区寻找大型气藏的有利区带。从区域沉积特征及邻井钻井资料、露头资料综合分析，该区陆相层系可能发育有须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩储集层。海相碳酸盐岩储层可能发育有中三叠统雷口坡组中上部白云岩储层、下三叠统嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层、下三叠统飞仙关组飞三段鲕粒石灰岩储层、长兴组-飞仙关组飞二段礁滩相白云岩储层。

1 安全快速钻井难点分析

截至2008年上半年，川北元坝地区已完钻井4口，分别为元坝1.、元坝1-侧1、元坝2、元坝3等井，正钻井有10口，分别为元坝4、元坝5、元坝9、元坝11、元坝12、元坝22、元坝101、元坝102、元坝204、元坝27等井。从大量实钻资料来看，川北元坝地区超深井钻井面临诸多难题^[1～2]。

1.1 储层埋藏深、钻遇地层复杂、可钻性差、稳定性差

地层沉积厚度大(大于5000m)，发育海陆相两套地层，自上而下钻遇下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组等地层。

上部陆相地层软硬交替频繁、砂岩石英含量高、硬度大、研磨性强、可钻性差，在钻进中蹩跳钻现象严重、掉块、大井眼钻具欠尺寸等问题；沙溪庙组-自流井组地层不稳定，极易水化剥蚀掉块、易发生垮塌、钻进中易出现持续蹩停转盘现象，导致上提遇阻、反复扩划眼，造成井下复杂情况和事故，严重制约了钻井提速。下部雷口坡组雷一段-嘉陵江组嘉四段存在大段盐膏层、局部比较发育(元坝2井和元坝102井)，部分井盐膏层段有缩径现象、极易发生卡钻、下套管困难等问题。

1.2 地层压力系数高、钻井液密度大、井控难度风险大

元坝2、元坝3、元坝101、元坝102等井在须家河组的钻井液密度高达1.90～2.22g/cm³，部分井陆相地层含H₂S。气层异常活跃，在钻进时全烃值较高；起下钻后钻井液气侵、污染严重，进出口密度相差较大，每趟短起下钻到底之后均需关井循环排气，点火排气时间为2～5h，增大了井控作业的难度。

1.3 非常规井身结构、套管选型难度大、固井施工风险大

当前，川北元坝地区超深井采用五开制非常规井身结构，多数井技术套管段套管抗外挤系数设计普遍偏低(小于1.00)，且部分陆相地层含有H₂S，使得套管选型难度增大。此外，Ø273.05mm和Ø146.1mm套管固井过程中，由于裸眼井段长、井眼与套管间隙小，下套管和固井施工难度大。

1.4 钻井设备和地质录井要求、限制了深部井段应用复合钻井技术

川北元坝地区超深井设计或完钻井深均超过7000m，在五开制Ø165.1mm井眼钻进中，受钻井泵泵压或地质要求的限制，制约了复合钻井技术的应用。在元坝2井中仅使用了PDC钻头+转盘常规钻井技术，由于受泵压限制无法应用复合钻井技术，元坝3井、元坝102井受地质录井限制，均未推广应用PDC钻头。

2 安全快速钻井技术对策

2.1 运用气体钻井技术提高机械钻速，减小井漏复杂事故

上部大尺寸井眼在满足施工条件情况下尽可能地采用空气钻井^[3～4]，以提高陆相地层的机械钻速，缩短钻井周期，降低钻井液成本，减少污水排放和处理量，降低整个钻井的综合成本。截至2008年，在川北元坝地区上部陆相地层应用气体钻井提速(表1)。

表1 川北元坝地区上部陆相地层气体钻井统计表

井号	井眼尺寸(mm)	钻遇井段(m)	进尺(m)	纯钻时间(h)	机械钻速(m/h)
元坝1	444.50	104.00～2005.00	1901.11	217.52	8.74
元坝1	314.10	2032.00～3420.00	1387.09	136.52	10.16
元坝2	444.50	204.30～1502.80	1298.50	180.85	7.18
	311.20	1502.80～3147.59	1644.79	112.83	14.68
	241.30	3439.47～3727.82	352.01	54.17	6.50
元坝3	444.50	206.00～1540.00	1334.00	76.67	17.40
元坝3	311.20	1561.65～3521.24	2004.59	274.00	7.32
元坝4	444.50	178.00～1746.25	1548.25	282.08	5.49
元坝4	311.20	1746.25～3340.00	1593.75	152.75	10.43
元坝5	406.40	204.33～1278.42	1074.09	162.50	6.61
元坝5	311.20	1545.00～3369.48	1824.48	234.00	7.80
元坝9	444.50	207.00～2104.00	1897.00	110.83	17.12
元坝9	311.20	2104～3234.65	1130.65	119.83	9.44
元坝11	444.50	203.82～2052.02	1848.20	156.42	11.82
元坝11	311.15	2052.02～3298.00	1246.78	88.83	13.04
元坝12	444.50	206.97～2006.08	1799.11	123.35	14.59
元坝12	314.10	2015.98～2749.78	733.80	42.85	17.12
元坝22	479.42	0～164.22	164.22	80.08	2.05
元坝22	342.90	302.00～1573.68	1266.68	61.30	20.66
元坝101	444.50	239.00～2018.33	1779.33	215.00	8.28
元坝101	311.20	2018.33～3300.00	1287.67	192.50	6.69
元坝102	444.50	204.00～2053.00	1849.00	213.50	8.06
元坝102	311.20	2053.00～30308.39	1255.39	131.00	9.58
总体指标			32220.49	2771.66	11.62

从表1可知，川北元坝地区气体钻井总进尺达32220.49m，平均机械钻速为11.62m/h，应用井段达到川北元坝地区陆相地层的三分之二，有力地提高了陆相地层大尺寸井段机械钻速，同时有效地杜绝了上部陆相地层恶性井漏问题。此外，在终止气体钻井后，积极探索运用润湿反转技术转换钻井液，确保了井壁稳定，实现了快速穿越非目的层，减轻了钻井液对井壁的浸泡时间，降低了事故复杂情况发生的概率，为全井提速打下了基础(如元坝5井)。

2.2 结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数

结合邻井资料优化钻头选型(表2)，提高钻头破岩效率，认真研究评价各层段岩石可钻性、研磨性，尤其是可钻性极差的下沙溪庙组-须家河组地层，开展个性化钻头设计。此外，结合钻头类型、地层可钻性等因素进行钻井参数优化，在转速较为敏感的软-中软地层中、上部地层提高转速，下部地层属中硬级，对钻压较为敏感，适当提高钻压。水力参数选择采用最大水功率工作方式，上部地层以提高钻头水功率为主，下部地层以保证井下携带岩屑为主。

1) 上部地层适合用空气钻井工艺钻进，施工中选用轴承寿命短，但钻速较高的川石钻头。

2) 陆相地层深部井段，积极利用川东北地区实钻经验，选用江汉改型(HJT537GK)钻头，取得了很好效益。

3) 雷口坡组、嘉陵江组地层使用PDC钻头，大大减少了起下钻次数，提高了平均机械钻速，大幅度地提高了综合效益。

4) 飞仙关组、长兴组使用江汉产HA537G钻头和深圳新速通ST306SN PDC钻头，提高了机械钻速，减少了起下钻次数，应用效果良好。

表2 川北元坝地区超深井钻井钻头选型综合推荐表

钻遇地层	推荐钻头选型
蓬莱镇组、遂宁组	SHT22RG、SHT33RG、GA515G
沙溪庙组、千佛崖组、自流井组	江汉537GK、537GK HL、617系列
须家河组	HJT537GK/HJT537GHKL/HJT617G
雷口坡组	HJT537GK/M1375
嘉陵江组	PDC
飞仙关组	PDC
长兴组	PDC、537系列

2.3 制订井下安全钻井技术措施，预防井下复杂情况的发生

川北元坝地区钻井复杂事故主要有卡钻、断钻具和钻头事故。实钻资料表明：该地区卡钻可归纳为井壁掉块硬卡、键槽卡钻、缩径卡钻和压差卡钻等，其中井壁掉块硬卡和键槽卡钻一般发生在深部陆相地层；缩径卡钻和压差卡钻则易出现在海相地层盐膏层和产层段。

1) 预防地层掉块和键槽卡钻。①保证循环排量、强化接单根操作措施、监控好井下异常，遇卡不能用力上提，下压转动是有效的方法。须家河组煤层段是防范重点的井段。②搞好井身质量，及时发现键槽初期征兆，先期破坏键槽是关键。采用细致的倒划眼措施一般能起出键槽井段，切忌强力上提把钻具卡死。

2) 预防缩径和压差卡钻。①雷口坡组与嘉陵江组含有盐、膏层。应做好划眼和保护井壁的措施；钻压放空时注意控制好钻时，监控好钻井液性能变化。主要油气层段、漏层段钻进时，为确保井下安全，更好地处理好井下复杂情况，钻具组合中不带井下动力钻具。②压差卡钻在产层的定向井段表现突出，预防粘卡现象的关键在于：发现前期征兆并立即采取有效措施。

3) 预防断钻具和钻头事故。川北元坝地区陆相地层蹩跳钻严重，特别是空气钻井，大尺寸钻头钻进中应加入减震器，尽可能使用新钻具，并且对钻具进行定期探伤，蹩跳钻严重的井段，加密探伤，每趟钻倒换钻具，更换中和点位置，力争避免钻具事故。

3 结论与建议

1) 上部陆相地层应当兼顾提速和控制井身质量并重的原则，为钻井提速提供条件。①软硬胶结与破碎地层易引起蹩跳钻，在严重蹩跳钻井段使用减震器或水力加压器，确保钻头工作的平稳性，有利于井身质量的控制。②上部大尺寸井段采用Ø279.4mm大尺寸钻铤塔式钻具组合及Ø228.6mm钻铤柔性钟摆钻具组合防斜、稳斜效果良好，可适当增加钻压，提高机械钻速。

2) 充分运用好气体钻井技术，确保气体钻井顺利安全，防止气体钻井相关事故的发生。气体钻井能大幅度地提高上部陆相地层的机械钻速，但要严格控制井身质量，严防井斜超标。同时防止气体钻井断钻具事故及后期转换为钻井液体系带来的一系列井下复杂问题。

3) 海相地层钻井液体系钻井，要做好井控安全，承压堵漏和油气层保护工作，防止海相地层恶性井漏和油气层污染，确保海相地层安全钻进。

4) 总结区域堵漏经验，针对井漏的预防和处理，要合理控制钻井液密度、改善流变性能、使用防漏防渗材料、精细钻井操作、严格井口压力控制，综合防止诱导裂缝性井漏。

5) 在进行承压堵漏时要充分分析漏失原因，结合地层岩石骨架的承压能力，优选堵漏浆的配方，避免因承压堵漏造成井壁破碎坍塌。做好裂缝性又喷又漏气层的井控工作。使用酸溶性堵漏工艺，避免漏失对气层产生严重污染。

6) 川北元坝地区属于高含硫气田，超深井钻井配套技术(如气体钻井轨迹控制、钻井液以及超深井固井等)还有待进一步通过攻关来完善。

参考文献

[1] 王关清，陈元顿，周煜辉.深探井和超深探井钻井的难点分析和对策探讨[J].石油钻采工艺，1998,20(1)：1-5.

[2] 羽保林，王荣，庞建新，等.提高深井硬地层钻井速度技术难点及对策[J].钻采工艺，2006，29(1)：24-26.

[3] 王希勇，蒋祖军，钟水清，等.川东北钻井新工艺应用与效果[J].钻采工艺，2008，31(1)：125-128.

[4] 王希勇，熊继有，钟水清，等.川东北井漏现状及井漏处理对策研究[J].钻采工艺，2007，30(2)：135-137.

(本文作者：涂茂川¹ 王希勇² 朱礼平² 李群生² 胡大梁² 熊继有³ 1.中国石化石油工程西南有限公司重庆钻井分公司；2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院；3.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学)