大兴场构造复杂深井井身结构设计

万夫磊, 刘素君, 刘宝军

(中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

近期的勘探成果表明，大兴场构造峨眉山玄武岩、茅口组、栖霞组具备良好的油气成藏条件，是天然气勘探重要的领域和方向[1-2]。大兴场构造的寒武系、灯影组气藏勘探面临着严重挑战。本构造已有4口井钻至茅口-栖霞组，尚未钻进灯影组。实钻显示：本区复杂断层多，上部地层低压易漏，下部存在高压盐水，沙湾组和峨眉山玄武岩组垮塌严重。4口已钻井的井身结构各不相同，暂未形成成熟的井身结构方案，导致事故复杂多。例如：DS001-X1井在雷口坡组钻遇高压盐水侵，并四次侧钻，DS001-X3井钻遇2次侧钻。因此，急需研究适合于本构造的井身结构，满足寒武系、灯影组深层油气藏的开发需求。本研究按照“低压漏失层与高压层尽量分隔、复杂层段不下延、灯影组储层专打、套管层次留有余地”的原则，依据压力系统和复杂地层特点，优化设计出2套可行的DT1井非常规井身结构。

1 邻井井身结构分析

本构造有4口已钻井，分别为DS1、DS001-X1、DS001-X3、DS001-X4，除DS1井完钻地层为寒武系九老洞组顶部外，其余井完钻地层均为栖霞组尚未钻进寒武系及以下地层。4口井均采用5开井身结构。其中，DS1、DS001-X1为常规井身结构，一开Ø660.4 mm钻头钻至60 m左右，下Ø508 mm表层套管，二开Ø444.5 mm钻头钻至须家河组顶部，下Ø339.7 mm套管，封隔上部易漏层和低压层，三开Ø311.2 mm钻头钻至嘉陵江组或雷口坡组，下Ø244.5 mm套管，四开Ø215.9/212.72 mm钻头钻至茅口组顶，悬挂Ø177.8 mm套管，五开Ø152.4 mm钻头钻至完钻，悬挂Ø127 mm套管。DS1井实钻中在嘉陵江组钻遇高压盐水，需用密度1.8 g/cm3的钻井液平衡，DS001-X1井在雷口坡钻遇盐水，提密度至2.08 g/cm3，发生卡钻、井漏复杂，被迫进行两次侧钻，在沙湾组和玄武岩组钻遇严重垮塌，发生3次卡钻，被迫进行两次侧钻。因DS001-X1井事故复杂多且井身结构无备用方案。

经前期研究优化，DS001-X3、DS001-X4井为非常规井身结构：

一开Ø660.4 mm钻头钻至150～200 m左右，下Ø508 mm表层套管，封固表层漏层、垮塌层；二开Ø444.5 mm钻头钻至沙溪庙组中部，下Ø365.1 mm套管，封隔上部低压、易漏层；三开Ø333.4 mm钻头钻至雷口坡组顶部，下Ø273.05 mm套管，确保下步雷口坡组和嘉陵江组高压盐水层安全钻进；四开2口井有所不同，DS001-X3井Ø241.3 mm钻头钻至玄武岩组底部，DS001-X4井Ø241.3 mm钻头钻至沙湾组底部，2口井均悬挂Ø219.08 mm套管；五开Ø190.5 mm钻头钻至完钻，悬挂Ø168.3 mm套管，再回接Ø193.68 mm套管；两口井均备用了六开，若四开五开钻遇复杂无法处理，可提前固井，备用六开Ø139.7 mm钻头钻至完钻井深，下Ø114.3 mm尾管完井。

DS001-X3井实钻中未发生盐水侵，Ø241.3 mm钻头钻至玄武岩组底部，因沙湾组井漏，玄武岩组发生严重垮塌，导致玄武岩组发生卡钻，解卡无效爆炸松扣被迫侧钻。DS001-X4井Ø241.3 mm钻头钻至沙湾组底部，本井虽然在雷四段发生盐水侵，但因将沙湾组和玄武岩组封隔开，在玄武岩组和后续地层钻进中较为顺利。

2 工程地质难点分析

DT1井是部署在川西南部大兴场构造一口风险探井，主探灯影组，兼探下二叠统、峨眉山玄武岩，设计井深6 646 m(垂深6 520 m)，钻探目的是探索川西南部乐山-龙女寺古隆起核部西缘大兴场构造震旦系、二叠系栖霞组、火山岩含油气性，拓展川西震旦系、二叠系勘探领域。DT1井距DS001-X1井0.94 km，因此，参考实钻资料及本井地质资料分析钻井工程地质难点如下:

1)雷口坡组以上为长段低压地层，遂宁和沙溪庙组可能存在严重井漏。DS001-X1井：在遂宁组650～652 m(进入遂宁组170 m)钻进时，漏失1.08 g/cm3密度钻井液1 27.5 m3，最大漏速180 m3/h；在须家河组3 313～3 315 m漏失1.57～1.60 g/cm3密度钻井液1 275.9 m3。DS1井：在沙溪庙组914.7～922 m(进入沙溪庙组130 m)和1 127.61～1 131 m，漏失1.17～1.33 g/cm3密度钻井液580 m3，最大漏速失返。

2)雷口坡-嘉陵江组存在高压盐水侵。本构造4口井中有3口井钻遇盐水侵，钻遇高压盐水侵概率大。DS001-X1井在雷四段密度1.52 g/cm3钻井液钻遇盐水侵，提密度至2.08 g/cm3正常。DS001-X4井在雷四段用密度1.65 g/cm3钻井液钻遇盐水侵，提密度至2.20～2.27 g/cm3井漏。

3)沙湾组、峨眉山玄武岩组漏、垮同存，易卡钻。沙湾组泥岩水化膨胀，长时间浸泡易井壁失稳；峨眉山玄武岩组存在大量裂缝、孔洞，杏仁体，导致应力垮塌，大量裂缝、气孔易导致井漏，漏、垮同存。DS001-X1、DS001-X3、DS001-X4井多次在本层段卡钻、侧钻。

4)茅口～栖霞裂缝发育，漏、喷、垮、卡风险并存。茅口组顶部存在一套薄层的玄武岩，整体强度不高，易发生井壁失稳。茅口组、栖霞组裂缝发育，易出现漏、喷、垮、卡风险。DS001-X1井使用密度1.29 g/cm3及1.77 g/cm3的钻井液在茅口组见气测异常，使用密度1.80～1.81 g/cm3的钻井液发生多次井漏。使用密度1.81～1.82 g/cm3在栖霞组见气测异常及井漏显示。

5)本构造尚未钻探震旦系，存在未知风险。本构造尚未钻探震旦系，存在未知风险，预防井漏、井喷。相邻汉王场构造HS1井位于本井西南方向25.2 km，在灯四钻井液密度1.42 g/cm3垮塌卡钻，同时存在井漏。

6)钻遇断层。地质预测DT1井将在自流井组(1 990 m)钻遇华17号断层；在雷四段(3 590 m)钻遇熊坡断层；在嘉四段(4 740 m)钻遇顺②号断层，可能引起喷、漏、卡、垮等复杂。

7)高温、含硫，井控风险高。高温：DT1井井底温度约165℃左右，对井下仪器、工具、钻井液和水泥浆的抗高温性能要求高。含硫：DS1井茅口组H2S含量为0.63 g/m3，DS001-X1井茅口组-栖霞组H2S含量为0.58 g/m3，作业过程中必须做好防硫工作。

上述工程地质难点给井身结构设计带来了很大的挑战。

3 DT1井井身结构方案设计

3.1 井身结构必封点分析

依据邻井实钻资料、DT1井的压力系统和地层特点，确定DT1井必封点如下：

1)夹关组。因为本井井场水泥桩深度为20.4 m，因此需下加深导管，以保障钻机底座安全。

2)蓬莱镇组650 m左右。因邻井表层存在疏松、易漏层，需下表层套管将其封隔，安装井口装置，为下步钻进创造条件。

3)雷口坡(下盘)顶部。因本构造4口井中有3口井在雷口坡-嘉陵江组钻遇盐水侵，钻遇高压盐水侵概率大，因此，需将上部须家河相对低压漏失层、垮塌层和熊坡断层封隔，为下部高压盐水层安全钻进创造条件。

4)沙湾组底部。因沙湾组和峨眉山玄武岩组漏、垮同存，易卡钻，分析邻井实钻资料发现，沙湾组垮塌主要因为泥岩水化膨胀，长时间浸泡导致的井壁失稳；峨眉山玄武岩组因存在大量裂缝、孔洞，杏仁体，导致应力垮塌，大量裂缝、气孔易导致井漏，漏、垮同存。邻井DS001-X1、DS001-X3井将沙湾组和玄武岩组放在同一裸眼段钻进，造成井漏垮塌同存，在玄武岩组被迫多次侧钻，但DS001-X4井因将沙湾组和玄武岩组封隔开，可避免2种不同垮塌机理的地层复杂叠加，减少了处理玄武岩井漏和垮塌复杂时对沙湾组造成的影响，玄武岩组和后续地层钻进中较为顺利。

5)灯影组顶部。茅口组和栖霞组地层压力系数虽然设计为1.0，但邻井实钻中，茅口组和栖霞组的实钻钻井液密度为1.24～1.85 g/cm3，密度较高。因灯影组产层裂缝发育，低压且易漏、易喷，为避免高密度钻井液对灯影组产层造成的影响，将灯影组低压易漏层与上部地层隔开，实现灯影组专打。

6)备选封隔点一：沙溪庙组中部。邻井实钻中在遂宁组、沙溪庙组发生了多次井漏。如DS001-X1井在遂宁组用密度1.08 g/cm3的钻井液钻进发生漏失，最大漏速180 m3/h。DS1井在沙溪庙组用密度1.17～1.33 g/cm3的钻井液钻进发生漏失，最大漏速失返。

7)备选封隔点二：茅口组顶。茅口～栖霞组裂缝发育，漏、喷、垮、卡风险并存,若玄武岩垮塌严重，提高密度后钻茅口、栖霞组可能造成严重井漏，可备封茅口组顶部。同时应注意，茅口组顶部存在一套薄层的玄武岩，整体强度不高，易发生井壁失稳。因此应将茅口组顶部的玄武岩层完全钻穿后再下入套管封隔。

3.2 井身结构方案设计

按照必封点和套管封隔的分析，优化设计出DT1井井身结构方案2套：

方案一：一开Ø914.4 mm钻头钻至35 m左右，下Ø720 mm加深导管，保障钻机底座安全。二开：Ø660.4 mm钻头钻至150 m左右，下Ø508 mm表层套管，封固地表水层、漏层、垮塌层，安装井口。三开：Ø444.5 mm钻头钻至须家河组顶部，下Ø365.1 mm套管，封隔上部相对低压层、易漏地层和华17断层。四开：Ø333.4 mm钻头钻至雷口坡(下盘)顶，设计下Ø273.05 mm套管，为下部高压盐水层安全钻进创造条件。五开：Ø241.3 mm钻头钻至沙湾组底，悬挂Ø219.08 mm套管，封固上部高压盐水层、沙湾易垮层。六开：Ø190.5 mm钻头钻至灯影组顶部，悬挂Ø168.3 mm套管，再回接Ø177.8 mm套管。七开：用Ø139.7 mm钻头钻至完钻，下Ø114.3 mm尾管固井。

图1 DT1井井身结构方案

方案二：一开Ø914.4 mm钻头钻至35 m左右，下Ø720 mm加深导管。二开：Ø660.4 mm钻头钻至650 m左右，下Ø508 mm表层套管，封固上部水层、漏层、垮塌层，安装井口。三开：Ø444.5 mm钻头钻至雷口坡(下盘)顶，下Ø365.1 mm+Ø374.65 mm套管，封隔上部相对低压层、易漏地层和华17和熊坡断层，为下部高压盐水层安全钻进创造条件。四开：Ø333.4 mm钻头钻至沙湾组底，设计先悬挂Ø282.58 mm套管，再回接Ø273.05 mm套管，封固上部高压盐水层、沙湾易垮层。五开：Ø241.3 mm钻头钻至灯影组顶部，悬挂Ø219.08 mm套管，封隔玄武岩、茅口栖霞易漏、易垮层，为灯影组安全钻进创造条件。六开：Ø190.5 mm钻头钻至完钻，悬挂Ø168.3 mm套管，再回接Ø177.8 mm套管。备用七开：若五开钻遇垮、漏复杂处理困难，可提前固井，六开钻至灯影组顶部，悬挂Ø168.3 mm套管，再回接Ø177.8 mm套管后，最后采用Ø139.7 mm钻头钻至井底，下Ø114.3 mm尾管固井。

邻井实钻中，在蓬莱镇、遂宁组、沙溪庙组发生了多次井漏，甚至发生井漏失返，方案一将须家河组顶部作为一个封固点，套管层次已经用尽，深层钻进无备用方案。而方案二为了保障深层的安全钻进，并预留一开备用套管，未将沙溪庙中部或须家河组作为必封点，实钻中若钻遇井漏复杂，可采用注水泥堵漏等措施处理。综合对比认为，方案二更加合理。因此推荐方案二作为DT1井的井身结构方案。方案如图1所示。

4 结论

本研究按照“低压漏失层与高压层尽量分隔、复杂层段不下延、灯影组储层专打、套管层次留有余地”的原则，在分析钻井工程面临的难点和风险的基础上，结合邻井实钻情况、DT1井的压力系统特点、高压盐水层、易垮易漏层特性，确定井身结构必封点和套管层次，优化设计2套可行的非常规井身结构，为川西南部大兴场构造后续灯影组深层天然气藏开发提供了有效方案。