川深1超深井钻井优化设计

胡大梁，欧 彪 ，张道平, 肖国益，严焱诚， 易世友

(1中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院 2中国石油长庆油田分公司第三采油厂 3中石化西南石油工程公司重庆钻井分公司)

四川盆地海相下组合烃源发育，发育多套大规模储层，源储匹配好，目前已经发现磨溪龙王庙组、高石梯灯影组等四个气藏，其中龙王庙组探明储量4 403.83×108m3，是迄今为止我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏[1-2]，盆地内中石化探区海相下组合初步估算圈闭资源量超过1.7×1012m3，是天然气勘探的重点领域。川深1井是中石化部署在四川盆地的超深风险探井，设计井深8 690 m，是当时亚洲陆上设计最深直井，以震旦系灯影组为主要目的层，兼探寒武系龙王庙组。

一、工程地质特征

同构造实施的最深井为阆中1井，完钻井深6 660 m，层位为栖霞组，栖霞组以下尚未钻探，深部地层不可预见因素多。地层压力预测(表1)仅能参考通南巴构造带的马深1井，两口井相距148 km，实钻地质情况可能与预测有较大差别[3]。

根据马深1井测井曲线，利用GMI地应力软件建立井壁稳定性模型，分析结果表明地层坍塌压力随深度增加而增大，海相地层坍塌压力均小于地层压力，以地层压力设计的钻井密度能够维持井壁稳定。

二、钻井技术难点

(2)设计井深8 690 m，开孔井眼尺寸大，大尺寸套管下入深度超过4 000 m，最大重量超过500 t，钻机承受负荷大，施工周期长，对井架结构强度、设备性能、套管保护等要求高。

(3)陆相沙溪庙组、须家河组地层井壁稳定性差，海相嘉陵江组地层膏盐岩发育，筇竹寺组泥页岩易水化失稳，灯影组地层温度预计180℃～187℃，高温、高压、酸根污染等苛刻条件对钻井液抗高温、抑制性等要求高。

(4)三开Ø273.1 mm套管下深接近7 000 m，四开Ø193.7 mm套管下深8 300 m、回接段长约6 600 m，大尺寸套管刚性强，长裸眼条件安全下入难度大，超长封固井段的水泥浆顶替效率低，固井质量难以保障。

表1 钻遇地层压力预测

三、井身结构设计

1. 必封点设置及优化

1.1 理论计算

应用CasingSeat软件按地层孔隙压力和破裂压力剖面计算，要分隔不同的压力层系，需设置3个必封点，分别是遂宁组顶部、须家河组顶部和筇竹寺组中部。

1.2 必封点优化调整

软件理论计算的必封点是以地层三压力剖面为基础，未考虑地层复杂情况等因素，存在二开井控能力较弱、三开裸眼段过长(>5 200 m)的问题。考虑本构造栖霞组及以深地层未钻探，具有地质不确定性，在井身结构设计中，对上部已知井段设计采用大尺寸井眼承担更多进尺，为深部未知地层钻探留下调整余地，同时尽量将区域主力气层分隔处于不同开次[4-5]，以减少相互干扰。将必封点调整为4个，尽量封隔不同的压力体系和复杂地层，必封点设置如下：

1.4 术后治疗 硬膜下积液患者早期治疗以观察随访为主，对于去骨瓣减压者观察期间骨窗适当加压包扎；2017年初开始对发生硬膜下积液患者常规予阿托伐他汀(立普妥)20 mg/d治疗。慢性硬膜下血肿厚度<1.5 cm者以随访观察为主，血肿厚度大于1.5 cm伴颅高压或神经根功能障碍者行钻孔引流术治疗。

必封点1：设置在遂宁组顶部地层，封隔上部不稳定、易漏、易坍塌、出水地层，为二开采用空气钻井提速和陆相地层安全钻进提供井口控制条件。

必封点2：设置在雷口坡组顶部地层，封隔上部的陆相不稳定地层和气层，为下一开海相地层安全钻进和大套管长井段下入创造条件，原则上封过雷四段顶部破碎带。

必封点3：考虑邻井阆中1井将长兴组低压层与茅口组高压地层放在同一井段，未发生井漏等复杂情况，因此必封点3封过茅口组高压地层，避免在四开钻进同时面临茅口组和龙王庙两个区域高压气层，防止出现“上漏下喷”复杂情况，以保障四开井控安全。

必封点4：目的层灯影组地层压力低，易发生漏失，为保证目的层专封专打，必封点4设置在筇竹寺组中下部，封隔上部的龙王庙组高压气层，有利于主要目的层的发现、评价及保护。

2. 井身结构设计方案

完井方式为Ø139.7 mm套管射孔完井，首先确定完钻井眼尺寸Ø165.1 mm，按照由内而外、自下而上逐层确定各开次钻头/套管尺寸，尽量选择API标准尺寸系列。考虑到钻井过程中面临的复杂情况，五开Ø139.7 mm套管有提前下入的可能，备用Ø114.3 mm裸眼完井(表2)。

四、钻井工艺设计

1. 钻具组合优化设计

为提高钻具抗拉强度，三开使用Ø139.7 mm钻杆×3 000 m+Ø127 mm钻杆×4 000 m，三开6 000 m以深井段和四开选用Ø149.2 mm双台阶钻杆替代Ø139.7 mm钻杆，拉力余量达到120 t，比Ø139.7 mm钻杆增大60 t以上，接头过流面积增大15%，有利于降低循环压耗；五开选用Ø149.2 mm钻杆×4 000 m+ Ø101.6 mm钻杆×4 500 m；选用SS105/G105材质，不使用S135等高钢级钻杆，以避免氢脆。

表2 井身结构数据表

2. 钻井提速技术方案

本井要钻达目的层，纵向上要穿越27套地层，需要针对不同地层的工程地质特点，分井段优选合适的配套钻井工艺[6-8]。针对一开井眼尺寸大、对钻压不敏感、地层易出水、常规钻井机械钻速低的问题，优选泡沫钻井技术；二开地层可钻性差，大尺寸钻头吃入地层困难的问题，推荐PDC+旋冲工具钻井技术，将部分泥浆泵能量转化为机械能，增加冲击破岩能，提高扭矩传递效率；避免钻头粘滑、跳钻，保证钻头平稳切屑与钻进；海相地层可钻性较好，为了实现防斜打快目标，推荐预弯曲动力学防斜技术，在钻具中接入具有弯曲度的螺杆，利用钻具组合在井眼中的涡动特征，在钻头上形成一个远大于钟摆降斜力的防斜力，同时优选攻击性强的5刀翼16～19 mm齿PDC钻头，实现防斜打快。

3. 钻井液体系设计

二开钻遇蓬莱镇组、沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、雷口坡组地层，沙溪庙组泥质含量较高，须家河组层理裂缝发育、雷口坡组顶部可能存在破碎带，井壁稳定性差，设计钾基聚磺钻井液体系，强化防塌抑制性能。

海相嘉陵江组膏岩发育，邻井钻遇高压盐水层，要求钻井液具有一定的抗膏侵、盐水侵能力；井底温度预计超过180℃，设计抗高温耐盐聚磺钻井液体系，优选高温稳定剂和处理剂，抗高温材料应提前一个温度台阶入井，防止因长时间使用老化造成的钻井液高温增稠或减稠发生性能恶化[9-10]。储层段密度较低(1.15～1.35 g/cm3)，从储层保护角度考虑，应选择酸溶性的钛铁矿或石灰石加重剂；与石灰石相比，钛铁矿密度高，高密度钻井液固相含量低，有利于钻井液性能调控和钻井提速，若钻遇高压气层，钻井液加重时效较高，可降低井控风险。

4. 固井技术方案

二开Ø444. 5 mm井眼下入Ø365.1 mm套管，设计乳化冲洗液+抗污染加重隔离液+防气窜水泥浆。

三开Ø282.6 mm/Ø273.1 mm套管重量大，送放钻具拉力余量小；茅口组高压气层防气窜难度高；井底温度高、水泥浆抗高温要求高。设计先悬挂后回接的方式，优选抗高温耐腐蚀的防窜水泥浆，解决高温、防窜、防腐及大温差的难题，采用在川东北工区使用效果明显的除油先导浆进一步提高一、二界面的胶结质量。

四开和五开具有超深、井底高温高压等特点，对工具附件可靠性及密封性要求高；五开小井眼、小间隙、高温、酸性气藏等对水泥浆的抗高温、耐腐蚀、防气窜性能及水泥石的抗冲击性能要求高[11-12]。设计除油先导浆+乳化冲洗液+加重抗污染隔离液+冲洗液的前置液，选用胶乳增韧防窜水泥浆；优选抗高温带顶封的悬挂器，降低环空气窜的风险。

五、现场应用

1. 井身结构适应性评价

本井实钻为五开结构，各开次的必封点基本与设计一致，有效分隔了各复杂层位，确保了钻达地质目标。导管实际下深20 m，比设计减少30 m，未有效封隔表层疏松地层，导致一开泡沫钻井窜浆至地面；设计时考虑地层预测可能存在误差，四开钻至筇竹寺组下部，不揭开灯影组，实际钻至8 060 m中完，距筇竹寺组底界87 m，五开钻遇筇竹寺底部的灰黑色页岩，发生井壁失稳掉块。在地质认识清楚的条件下，后续井建议加深至灯影组顶部中完，实现目的层专封专打。

2. 钻井提速技术应用效果

2.1 大尺寸井眼气体钻井技术

一开泡沫钻进总进尺890.00 m，平均机械钻速5.67 m/h，提速效果较好。二开空气钻井段910.00～2 318.10 m，累计进尺1 408.10 m，平均钻速6.24 m/h，主要是由于该段地层井斜对钻压比较敏感，为控制井斜，钻压维持40 kN；进入上沙溪庙组后，接立柱后有一定的沉砂，从安全角度需要控时钻进，钻速未达预期目标。

2.2 PDC钻头+旋冲工具钻井技术

在上沙溪庙、下沙溪庙、千佛崖及自流井马鞍山段采用PDC+旋冲工具钻进，钻进井段2 318.10～2 909.30 m和3 065.00～3 080.94 m，使用4只PDC钻头和4套旋冲工具，总进尺607.14 m，平均机械钻速2.02 m/h，比邻井阆中1井同层位牙轮钻头钻速提高1.3倍。

2.3 预弯曲动力学钻具防斜打直技术

在三开Ø320.68 mm井眼雷口坡组三段至长兴组应用预弯曲动力学钻具防斜打直技术，钻进井段4 548.86～6 317.57 m，进尺1768.71 m，平均机械钻速3.86 m/h；四开Ø241.3 mm井眼栖霞组～洗象池群应用，钻进井段6 885.00～7 359.11 m，进尺474.11 m，平均机械钻速2.96 m/h，井斜控制在1°以内，防斜打快效果显著。

3. 钻井液技术

自流井组和须家河组五段砂岩、泥岩和页岩发育，采用“三强一低”钻井液，加大沥青类防塌剂用量，提高聚合物和钾抑制剂的浓度，保持钾离子浓度不低于18 000 ppm，氯离子不低于25 000 ppm，起下钻中未出现遇阻卡现象；三开雷口坡组和嘉陵江组膏盐层长达1 100 m，钙离子最高1 200 ppm，氯离子最高65 000 ppm，加入抗膏盐处理剂胶液，补充低黏切抗膏盐重浆稳定密度，顺利钻穿膏盐层。四开井底温度高，加入SMP-3、SPNH、CaCO3、抗高温合成聚合物等材料，严格控制API失水≤4 mL，高温高压失水≤12 mL，对龙马溪组和洗象池组易塌地层，加入1.5%抗温180℃聚胺抑制剂，保障井壁稳定；五开井温超过180℃，配制密度1.20 g/cm3抗高温耐盐聚磺钻井液，添加抗高温材料，磺化类处理剂加量不低于7%，聚合物抗高温抗盐降滤失剂加量不低于0.8%，增强体系抗温抗污染能力，钻井液的pH值维持在10以上，消除硫化氢对井浆的污染。

4. 综合应用效果

川深1井2016年12月30日开钻，2018年6月24日五开钻至井深8 420 m完钻，通过分段优化提速方案，强化一级井控，加强环空液面监测等手段，克服了高压致密地层大尺寸井眼钻进、长裸眼大尺寸套管安全下入、区域性高压气层发育等诸多技术难题，平均机械钻速2.08 m/h，全井钻井周期549.23 d，同比马深1井钻速提高13%，周期缩短7.5%。

六、结论及建议

(1)川深1井主体采用五开井身结构，一开封隔浅部地层建立井控条件，二开封隔陆相地层，三开和四开分隔高低压地层，五开专打目的层，能够满足现场安全钻井及地质变化的调整需要。

(2)陆相大尺寸井眼应用气体钻井技术，坚硬难钻地层应用旋冲钻井技术，海相地层应用预弯曲动力学防斜打直技术，可以有效提高机械钻速，同时保障井身质量。

(3)超高温耐盐聚磺钻井液体系具有较强的抗温能力，在高温高压作用下保持较好的高温流变性，能有效抑制水敏性地层的水化，抗污染能力较强，能够满足超深井高温条件的井眼润滑、携岩要求。