四川沐川大口径地质调查井（川沐地2井）钻探施工技术

樊腊生，刘伟，张统得，邓伟，陆俊泽

（1.中国地质科学院探矿工艺研究所，四川 成都 611734；2.中国地质调查局成都地质调查中心，四川 成都 610081）

1 项目概况

滇东北地区页岩气地质调查项目是中国地质调查局2019年新开二级项目，工作周期2019—2021年，由中国地质调查局成都地质调查中心（简称成都地调中心）承担。为探索评价长江上游新层系、新类型页岩气资源潜力，推进油气矿业权退出区块二次挖潜，支撑服务乌蒙山脱贫攻坚，成都地调中心2020年在四川盆地西南缘五指山—天宫堂构造带建全—龙华复向斜核部部署了一口大口径地质调查井（川沐地2井），通过钻探及配套测录井、下套管固井、目的层取心、含气性现场解析等工作，查明三叠系须家河组页岩气基础地质条件，兼探雷口坡组碳酸盐岩储层及油气水分布，评价陆相页岩气及常规天然气资源前景，力争调查发现及突破。

根据工作部署，川沐地2井的钻探、取心、下套管固井、完井等工作由预算分列项目中国地质科学院探矿工艺研究所承担，川沐地2井的录井、测井及地质工作由二级项目成都地调中心承担。

川沐地2井设计为直井，设计井深2500 m、完钻口径215.9 mm，目的层位为须家河组、雷口坡组，完钻层位为雷口坡组一段，目的层取心钻进60 m，完井方式为P110钢级Ø139.7 mm油层套管完井。预测侏罗系地层压力系数为1.00、三叠系地层压力系数为1.10～1.20。川沐地2井位于四川省沐川县底堡乡五显村17组（原麻柳村5组）的龙溪河与罗干路（村道）之间的农田。

2 钻井质量要求

（1）井身质量要求。井斜角、全角变化率、井底水平位移、目的层段平均井径扩大率按照钻井井身质量控制规范执行［1］。井斜数据采集间隔≯200 m，完钻后不要求连续复测，以二开、三开的井斜、方位角测井进行校验，并作为井身质量评定的依据。

（2）井身结构要求。采用三开次的井身结构：一开Ø339.7 mm表层套管封闭浮土层及松散基岩，水泥上返至地面；二开Ø244.5 mm技术套管封闭侏罗系，避免可能出现的缩径、井壁垮塌等复杂井况，水泥上返至地面；三开Ø139.7 mm油层套管下深长度视油气显示情况而定，水泥返至地面。

（3）取心质量要求。稳定地层段岩心采取率≮90%，破碎或松散地层段岩心采取率≮50%。

（4）钻井液要求。满足地质目的和钻井工程需要，具有经济性和低毒、低腐蚀性，有利于储层和环境保护。钻井液密度安全附加值为0.05～0.10 g/cm3。

（5）固井质量要求。固井作业要求水泥浆上返至地面，候凝时间≮48 h，水泥浆密度1.75～1.95 g/cm3。二开、三开固井候凝后进行固井质量检测测井，再对套管柱进行试压，稳压30 min压降≯0.5 MPa。

（6）井控要求。配备35 MPa的井控装置，具备远程液压控制及手动紧锁机构。立足初级井控、做好二级井控、杜绝三级井控。

3 地层及钻探施工难点分析

二级项目通过地质调查，根据二维地震解释，结合邻井（川沐地1井、幸福1井）资料，预测的川沐地2井钻遇地层情况见表1。

表1 川沐地2井地层情况Table 1 Lithology of Well Chuanmudi-2

钻探施工难点分析：

（1）浅层气、油气层。沙溪庙组下段砂体中可能含一定量的常规天然气，须家河组五-六段以煤层气为主，须家河组的四段、三段、二段为致密砂岩气，须家河组的二段、须一段的“腰带子”泥岩为页岩气层，雷口坡组为常规气。应密切关注上述可能的显示层，仔细观察记录，加强井控工作。

（2）可能钻遇断层的位置。距井口350 m的二维地震WZS2019-006测线显示，川沐地2井雷口坡组有亮点异常区。该异常区可能为逆断层造成，因测线稀疏目前尚难判断，应加强随钻地层分析。

（3）易垮塌、缩径的位置。侏罗系以紫红-灰红色泥岩为主，钻井液与地层接触时间长，粘土矿物易膨胀，井壁稳定性差，易发生井壁垮塌、缩径卡钻等复杂井况。要做好防范措施，尤其是要控制钻井液失水，确保钻井液性能持续稳定优质，需要快速钻进、快速通过。

（4）易污染钻井液的位置。雷口坡组二段发育石膏层，易污染钻井液并造成复杂井况。要及时调整钻井液性能，注意观察岩屑及钻井液性能变化，及时补充钻井液材料或更换钻井液。

（5）可钻性差的位置。可钻性差的井段主要位于须家河组的四段、三段、二段，岩性以灰-浅灰色厚层-块状细-中粒长石石英砂岩为主。要及时优化钻具组合。

（6）可能的漏层、涌水层位置。浅层侏罗系蓬莱镇组可能发育开启缝，易发生井漏或涌水。深层须家河组、雷口坡组钻遇裂缝及溶洞可能发生井漏。应稳定控制钻井液密度，及时堵漏。

4 井身结构及钻进工艺选择

4.1 井身结构设计

依据井深、完井的井径和地层层序、目的层等要求，川沐地2井采用三开结构［2-6］，一开套管封隔表层易塌的地层和地表水，二开套管封隔易垮塌的侏罗系泥岩，三开油层套管满足地层含气性测试，设计的井身结构见表2。

表2 井身结构Table 2 Wellbore structure

4.2 钻探设备选择

根据井身结构、地层条件、负荷情况、环保要求等，川沐地2井采用柴油机组驱动的ZJ40型石油钻机，主要钻探设备见表3。

表3 主要钻探设备Table 3 Main drilling equipment

4.3 钻具组合及钻进参数

根据井深、地层岩性和设计的开钻次序，一开井段采用全钻铤的塔式钻具轻压吊打防斜，二开井段采用复合钻进技术快速通过易塌的侏罗系泥岩并防止卡钻（不安装稳定器），三开井段采用复合钻进技术提高须家河组砂岩的机械钻速，川沐地2井实钻采用的钻具组合见表4。

表4 钻具组合Table 4 Bottom hole assembly

川沐地2井实钻采用的钻进参数见表5。

表5 钻进参数Table 5 Drilling parameters

5 钻探施工

5.1 一开钻进（0～97.00 m）

一开于2020年11月17日开钻，采用Ø444.5 mm牙轮钻头及PDC全面钻头钻进至井深97.00 m完钻（11月21日）。下入Ø339.7 mm×9.65 mm套管（J55钢级）至井深95.63 m，内插法固井，注入水泥浆8.70 m3（P.C.42.5R复合硅酸盐水泥12.00 t），水泥浆返出地面，水泥浆平均密度1.85 g/cm3。

候凝期间，保养设备、井场整理，利用连接法兰＋双外螺纹短节的简易套管头［7］，安装四通、2FZ35-35型双闸板防喷器及JG35节流管汇、YG35压井管汇、放喷管线、NQF800/1.6型液气分离器、FKQ320-4型防喷器控制台等。采用泥浆泵对Ø339.7 mm表 层套管试压10 MPa、稳 压30 min压力不降；对井控装置（防喷器、四通、节流管汇、压井管汇）试压10 MPa、稳压30 min压力不降。

全面钻进5个回次，平均机械钻速为1.18 m/h，基岩段（井深23.00～97.00 m）转盘钻进受轻压吊打及单泵排量的影响，牙轮钻头钻进（平均机械钻速1.03 m/h）效果好于PDC钻头钻进（平均机械钻速0.89 m/h）。一开钻进采用膨润土聚合物钻井液体系［8］，漏斗粘度30～60 s，密度1.05～1.07 g/cm3，失水量5～12 mL/30 min，pH值9～10。

5.2 二开钻进（97.00～1523.88 m）

二开于2020年11月25日开钻，采用无线随钻测斜仪（泥浆脉冲MWD）进行轨迹跟踪监测的7LZ216×7单弯螺杆马达（弯度0.75°）加Ø311.2 mm PDC全面钻头的复合钻进技术［9-11］，配合随钻录井，复合钻进至井深1523.88 m进入须家河组顶部，二开完钻（12月21日）。

（1）扫水泥塞及套管附件后，复合钻进至井深100.00 m，循环处理好钻井液（密度1.08 g/cm3）后关井做地层破裂试验（以5 L/s的排量井口缓慢加压至1.5 MPa，停泵15 min压力不降，计算得套管鞋处当量钻井液密度为2.68 g/cm3）。

（2）复合钻井至井深231.07 m，因井斜角由0.79°（测量点井深159.83 m，方位角84.3°）增加到1.36°（测量点井深208.48 m，方位角93.2°），在不提钻的情况下由复合钻进转换为定向滑动钻进（降斜）1根单根［12］。后续复合钻进中，MWD监控井眼轨迹（钻进约50 m随钻测斜一次），井斜超标时及时进行定向滑动控斜钻进，二开累计定向滑动控斜钻进16个井段，累计进尺344.15 m、平均机械钻速2.90 m/h。

（3）复合钻进至井深699.00、940.00、978.00 m处因钻速慢分别提大钻，发生钻头泥包现象。针对沙溪庙组上段的暗紫红色泥岩，调整钻井液性能，加大包被剂（主要为聚丙烯酸钾）的使用量，同时降低失水量（提高聚阴离子纤维素及聚丙烯腈铵盐加量），适当提高钻井液密度及泥浆泵排量。

（4）复合钻进至井深1300.80 m时泵压由7.24 MPa降 低 至3.17 MPa，悬 重 由562.9 kN降 低 至518.8 kN，起钻后发现Ø203.2 mm钻铤脱扣，“鱼顶”位置1263.67 m，“落鱼”总长37.13 m，下入公锥造扣成功打捞出全部“落鱼”。

（5）复合钻进至井深1494.00 m，钻穿珍珠冲组，于井深1523.88 m（须家河组顶部）二开完钻。配合测井，第一趟测井探管下至井深965.00 m处遇阻，上测后下Ø311.2 mm牙轮钻头＋Ø308 mm稳定器通 井，划 眼 井 段960.00～991.00 m和1485.00～1523.00 m，注滴流钻井液15 m3循环携砂［13］，注封闭浆15 m3后起钻完成二开测井。

（6）测井后，下牙轮钻头通井，划眼井段1480.00～1523.00 m，注滴流钻井液30 m3循环携砂（见图1），注封闭浆15 m3后短起钻21柱至井深940.00 m（过测井遇阻点），下钻循环测后效，此时差6.00 m到底；划眼到底后反复注入滴流钻井液循环携砂，提出方钻杆加1根钻杆停泵活动钻具，静止20 min，下放仅剩0.30 m到底；注封闭浆15 m3短起钻5柱，下钻仍差0.30 m到底，划眼到底循环携砂，注封闭浆90 m3，封400.00～1523.00 m井段，起钻。下入Ø244.5 mm×10.03 mm套管（下部为J55钢级，上部396.87m为N80钢级）至井深1521.12 m（工程阻位1486.22 m），注入水泥浆106.00 m3（嘉华G级油井水泥133.00 t，早强剂3.33 t、降失水剂2.13 t、减阻剂0.40 t、缓凝剂0.67 t），清水替浆，胶塞碰压18 MPa，水泥浆返出地面约20 m3，敞压候凝，水泥浆平均密度1.84 g/cm3。

图1 携带出来的砂Fig.1 Sand brought out

（7）候凝期间，维护保养设备、安装备用泥浆泵（F-1300型）；通过卡瓦式套管悬挂器安装TF9-5/8×5-1/2-70套管头（注入密封脂后，试压19 MPa）；通过变径法兰连接四通和2FZ35-35型双闸板防喷器，恢复其他井控设备［14］。固井质量检测测井（测井解释技术套管固井质量评价为合格）后采用GJC40-17固井水泥车对Ø244.5 mm技术套管试压12 MPa、稳压30 min，对井控装置的10个部件分别试压28 MPa、稳压30 min。

全面钻进10个回次，平均回次进尺长度142.69 m，平均机械钻速为3.69 m/h，其中复合钻进的平均机械钻速4.05 m/h、定向滑动控斜钻进的平均机械钻速2.90 m/h。二开上部井段采用钾铵基聚合物钻井液体系、下部井段采用有机硅聚合物钻井液体系，漏斗粘度38～53 s，密度1.08～1.20 g/cm3，失水量5～10 mL/30 min，pH值9～10。

5.3 三开钻进（1523.88～2406.00 m）

三开于2021年1月1日开钻，采用无线随钻测斜仪＋7LZ172×7单弯螺杆马达＋Ø215.9 mm PDC全面钻头的复合钻进技术，配合随钻录井，复合钻进至井深2391.00 m（绿豆岩标志层）钻穿了设计完钻层位雷口坡组一段进入嘉陵江组五段地层，达到地质目的，于井深2406.00 m三开完钻（1月25日）。

（1）扫水泥塞及套管附件后，复合钻进至井深1527.00 m，循环处理好钻井液（密度1.18 g/cm3）后关井做地层破裂试验（以5 L/s的排量井口缓慢加压至2 MPa，停泵15 min压力不降，计算得套管鞋处当量钻井液密度为1.31 g/cm3）。

（2）复合钻进至井深1914.10 m（须家河组二段），应地质要求进行第一个回次的取心钻进至井深1930.10 m。取心钻进采用PDC取心钻头+川8-4双筒取心工具的转盘钻进［15］。

（3）复合钻进至井深1980.40 m，气测显示强烈，槽面有鱼籽状气泡，钻井液气点火着（见图2）；复合钻进至井深1982.00 m，显示未完，停钻循环排气、边循环边加重钻井液密度至1.32 g/cm3；复合钻进至井深1995.00 m见气测显示，钻进至井深1997.00 m停钻地质循环1.5 h，短起钻18柱静止观察2 h，下钻到底开泵循环15 min，关井，转液气分离器节流循环40 min，点火未着，开井循环，起大钻。

图2 录井色谱仪气路管线点火Fig.2 Gas pipeline ignition of the logging chromatograph

（4）换取心钻具下至井深1995.00 m，开泵循环24 min见后效强烈显示，关井，转液气分离器节流循环点火未着，关井循环15 min内不间断测量（测量5次）钻井液密度均为1.33～1.34 g/cm3，开井循环，取心钻进2个回次，分别至井深2013.00、2030.00 m。

（5）复合钻进至井深2135.00 m（钻井液密度1.35 g/cm3），短起下钻测后效后，起大钻换取心钻具，取心钻进至井深2146.10 m，气测显示强烈，气泡满槽，槽面上涨2 cm，钻井液增长0.5 m3。井口见井涌，钻井液涌出转盘面20～30 cm，立即关井，通过液气分离器节流循环点火，焰高1～3 m（见图3），颜色淡黄色，燃烧持续11 min。循环压井，钻井液密度提高到1.41 g/cm3，短起下钻测后效后起大钻。

图3 节流循环点火Fig.3 Throttle cycle ignition

（6）复合钻进至井深2406.00 m（嘉陵江组五段），短起下钻测后效后，起大钻三开完钻。

钻进9个回次，平均回次进尺长度98.01 m，平均机械钻速为3.21 m/h。其中，复合钻进5个回次，平均回次进尺164.40 m，平均机械钻速为3.42 m/h；取心钻进4个回次，进尺60.10 m，岩心长度58.37 m，平均岩心采取率97.12 %，平均机械钻速1.73 m/h，平均回次进尺15.03 m。三开采用有机硅聚合物钻井液体系，漏斗粘度36～56 s，密度1.14～1.50 g/cm3，失 水 量4～6 mL/30 min，pH值9～10。井 深1982.00 m后因气测显示强烈，经审批提高钻井液密度（三开设计钻井液密度1.10～1.30 g/cm3），后续钻进中在压住气、不压漏地层的前提下，逐步提高钻井液密度至1.47 g/cm3（最高达1.50 g/cm3）。

5.4 完井

2021年1月25日配合测井后，下Ø215.9 mm牙轮钻头通井循环，下入完井Ø139.7×10.54 mm油层套管（P110钢级）至井深2287.34 m（工程阻位2255.65 m），油层套管通过芯轴式套管悬挂器（萝卜头）悬挂在套管头内，注入低密度水泥浆37.00 m3（嘉华G级油井水泥28.60 t，粉煤灰10.22 t，微硅粉2.04 t，早 强 剂1.025 t，降 失 水 剂0.655 t，缓 凝 剂0.330 t），再注入常规密度水泥浆34.00 m3（嘉华G级油井水泥42.57 t，早强剂1.065 t，降失水剂0.685 t，减阻剂0.130 t，缓凝剂0.210 t），清水替浆，胶塞碰压23 MPa，水泥浆返出地面约6 m3，敞压候凝，低密度水泥浆平均密度1.65 g/cm3、常规密度水泥浆平均密度1.92 g/cm3。候凝48 h后配合固井质量检测测井，测井解释：油层套管固井质量评价为合格，油层套管人工井底井深2237.50 m，2根短套管位置井深分别为1952.30～1955.20、2113.70～2116.60 m。候凝72 h后采用GJC40-17固井水泥车对油层套管试压40 MPa、稳压30 min，压降0.46 MPa，合格。在井口套管头上安装盖板完井（2021年1月31日）。

6 钻探技术经济效果

川沐地2井于2020年11月17日开钻，经历了一开（第四系、遂宁组）全面钻进、下表层套管并固井、安装井控系统、试压，二开（遂宁组、沙溪庙组、凉高山组、自流井组、珍珠冲组、须家河组）全面钻进（复合钻进、定向滑动控斜钻进）、地层破裂试验、防喷演习、随钻录井、测井、下技术套管并固井、安装套管头及井控系统、固井质量检测测井、试压，三开（须家河组、雷口坡组、嘉陵江组）复合钻进、地层破裂试验、防喷演习、取心钻进、随钻录井，于2021年1月25日钻达井深2406.00 m完钻，钻井周期69.08 d，完钻口径215.9 mm。完成三开测井、下油层套管并固井、固井质量检测测井、套管试压40 MPa、安装井口盖板等工作，于2021年1月31日完井，施工进展情况见图4，完井周期75.53 d，建井周期85.44 d。

图4 川沐地2井钻探施工进展曲线Fig.4 Drilling progress curve of Well Chuanmudi-2

川沐地2井钻进24个回次（见表6），平均机械钻速3.24 m/h，平均回次进尺100.25 m。其中，全面钻进20个回次，平均机械钻速3.31 m/h，平均回次进尺117.30 m；取心钻进4个回次、平均机械钻速1.73 m/h，平均回次进尺15.03 m，平均岩心采取率97.12 %。钻探施工中采取的工艺参数（单根数据采集）见图5。纯钻进时间742.92 h（30.95 d），占完井周期的40.98 %（见图6）。

图5 川沐地2井钻探施工主要工艺参数Fig.5 Main drilling parameters for Well Chuanmudi-2

图6 川沐地2井钻探施工时间利用分析Fig.6 Analysis on drilling time utilization of Well Chuanmudi-2

表6 川沐地2井钻进回次统计Table 6 Drilling trips of Well Chuanmudi-2

川沐地2井最大井斜角位于井底，井底井斜角3.19°（见图7）、方位角54.95°，最 大全角变化率为1.83 °/30 m，井底水平距48.17 m、垂深2405.01 m、闭合方位角81.64 °。二开平均井径365.8 mm，井径扩大率17.54 %，三开平均井径237.4 mm，井径扩大率9.96 %。井身质量符合设计要求。

图7 川沐地2井井斜、井径测井数据曲线Fig.7 Deviation and caliper logging data curve of Well Chuanmudi-2

7 取得的成果

7.1 查明了该井区地层情况

通过钻探施工及取心，配合录井及测井工作，获取了川沐地2井的原始资料和数据，查明了该井区的地层层序（见表1），为该井区的油气发现奠定了良好基础。

7.2 油气发现

川沐地2井在三叠系须家河组—雷口坡组钻遇37层油气显示（页岩气11层71 m、致密砂岩气17层114 m、碳酸盐岩常规气9层20.5 m）。其中，须家河组二段、雷口坡组三段显示强烈，3个井段气测录井全烃大于90%，累计厚度10 m，气泡满槽。雷口坡组三段实施液气分离器循环获得天然气流，点火焰高1～3 m。为资源评价提供了基础资料。

7.3 复合钻进技术的应用

针对沐川地区的地层特点，二开、三开开展了无线随钻测斜仪＋单弯螺杆马达（弯度0.75°或1.25°）＋PDC全面钻头高效提速钻具组合的应用。通过实施该项复合钻进技术，可实现随钻监测井斜变化情况，一旦出现井斜超标或快速增大趋势可实现不提大钻立即定向滑动控斜钻进，降低了辅助工作时间，提高了工作效率。二开Ø311.2 mm全面钻进10个回次，平均回次进尺142.69 m，平均机械钻速3.69 m/h（其中复合钻进的平均机械钻速4.05 m/h、定向滑动控斜钻进的平均机械钻速2.90 m/h）。三开Ø215.9 mm复合钻进5个回次，平均回次进尺164.40 m，平均机械钻速3.42 m/h。全井最大井斜角3.19°，最大全角变化率1.83°/30 m，符合规范和设计要求，确保套管顺利下入到位。

7.4 有机硅聚合物钻井液体系的应用

在川沐地2井钻进过程中，钻遇深厚沙溪庙组泥岩地层，该类地层粘土矿物含量高，容易水化膨胀缩径，钻井液性能难以控制，易造成井内复杂情况；而在雷口坡组钻遇长段石膏层，钻井液易遭受钙侵污染。针对此情况，优选了有机硅聚合物钻井液体系，其主要以有机硅聚合物抑制剂、抗污染剂、聚阴离子纤维素、聚丙烯腈铵盐为基础，配合聚丙烯酸钾、无荧光防塌剂等其他处理剂形成具有较强抑制性和优良流变性的钻井液体系。钻探施工中未发生严重的井内复杂情况，全井平均机械钻速达到3.24 m/h，纯钻时间利率为40.98%。

7.5 侏罗系垮塌地层下套管固井工艺

二开测井后，针对侏罗系垮塌地层，下钻通井，通过注滴流钻井液循环携砂，注封闭浆后短起钻过测井遇阻点后，下钻循环测后效，检验循环排砂效果；再划眼到底后反复注入滴流钻井液循环携砂，提出方钻杆加1根钻杆停泵活动钻具，探底。又注封闭浆后短起下钻，下钻探底，划眼到底循环携砂，确保井内干净；再注封闭浆，封闭超径井段后起钻。通过循环携砂、注封闭浆，确保Ø244.5 mm技术套管顺利下入至预定井深1521.12 m并完成固井，为三开目的层钻进提供了安全保障。

7.6 建成了一口可供地层含气性测试的合格井

通过钻探、下套管固井、完井等工作，建成一口可供地层含气性测试的合格井。井身质量满足测试要求，全井下入3层套管，安装了TF244.5×139.7-70套管头，Ø139.7 mm油层套管试压40 MPa，人工井底井深2237.50 m，工程阻位2255.65 m。

8 结语

在四川沐川地区完成了大口径地质调查井的钻探、取心、下套管固井、完井等施工任务，配合随钻录井、测井等工作，查明了该井区的地质结构及主要岩性，获取了地层岩性、物性、电性、岩相及含油气水等基础地质特征以及须家河组富有机质页岩厚度，为四川盆地西南缘页岩气新层系资源潜力评价提供了基础资料。开展了高效提速复合钻进、复杂地层钻井液、侏罗系易塌地层下套管固井工艺等应用研究，钻探效率较邻井有较大幅度提高，建成了一口可供地层含气性测试的合格井。在三叠系须家河组—雷口坡组钻遇37层油气显示，证实了该区域具有良好的油气资源前景，为盘活退出区块，服务油气矿权体制改革奠定了坚实基础，有望形成多层位立体勘探开发格局，对巩固乌蒙山区脱贫攻坚成果具有重要意义。