河坝区块井身结构和钻井工艺探索与实践

李凯贤 狄 杰

1.中国石化西南石油工程有限公司重庆钻井分公司 重庆 400042；2.河南技师学院 河南郑州 450007

川东北河坝区块由于地质环境极其复杂，地层非均质性强，不确定性因素多，主要表现在以下几个方面：一是低压层易漏失，目的层高压同时又为漏层，同一裸眼井段钻井液密度安全窗口窄，以至于井漏和堵漏贯穿整个钻井施工过程；二是地层倾角大，易井斜；三是地层非均质性强，预测地层压力误差大；四是同一裸眼段存在多套压力体系，漏、塌、卡等井下故障发生率高。

1 钻井工程难点分析

结合河坝区块地质特征及前期施工情况析，本区块钻井工程难点主要体现在以下两个方面。

1.1 井漏风险极高

根据已施工井情况看，河坝构造浅表层地层裂缝较发育，地层承压能力低，井漏频繁，部分井施工中井漏和堵漏工作贯穿整个施工过程，HB1 井井深442.91m 上沙溪庙组即开始出现井漏，全井累计发生井漏14 次，漏失量813.86m3；HB1- 1D 井全井漏失8 次，漏失层位在须家河组和嘉陵江组，累计漏失量701.5m3；HB101 井漏失贯穿全井所有地层，全井漏失次数341 次，累计漏失量达到15613.47m3。

1.2 部分地层倾角大、易井斜

由于受区域构造运动影响，工区陆相地层高陡，地层倾角测井表明沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组井段地层倾角较大，在7°～10°，HB1 井实测地层倾角达到38°～43°，钻井过程中易自然造斜，井斜失控对轨迹控制、套管防磨等造成巨大影响。HB1 井采用牙轮钻头施工导管，井深53m 井斜达3.27°，控制参数小钻压（40～140kN）吊打，井斜降至0.58°，一开Φ444.5mm 井眼在井深1900m 井斜达到3.86°；河坝101 井上部井段采用空气、泡沫钻井，井深2100m，井斜达到12.9°。

2 前期施工井概况

河坝区块由于地质构造极其复杂，地层压力差异大，地质预测资料存在不确定性，给该区域井身结构设计带来了巨大挑战。

HB1 井钻井过程中先后钻遇了大段盐膏层、低压漏失层、高压天然气层等复杂地层，地层压力层系复杂，为了完成地质目标，实钻中多次调整井身结构设计，全井共下入7 层10 种套管。

HB101 井施工一直频繁恶性井漏，并伴随有严重井壁垮塌现象，因地层的低承压问题等造成井身结构多次更改，原设计井身结构为四开制，套管完井，最终完钻井身结构为五开制，五开采用Φ116mm 小井眼裸眼完井。

2017 年部署的HJ201H、HJ202H 井两口开发井均以嘉陵江组二段为目的层，设计为三开制井身结构，全井设计两个必封点，第一必封点位于上沙溪庙组下部，封上沙溪庙组中上部地层，第二必封点设置在嘉陵江组二段顶部稳定白云岩层段，具体井身结构如表1 所示。

表1 HJ201H、HJ202H 井井身结构表

3 井身结构设计优化

3.1 必封点设置优化

为降低开发成本，结合地层特性进行必封点设置的优化如下：

（1）河坝区块地表普遍存在河流，浅层水资源较为丰富，部分地区居民饮用水为山泉水，该区域探井HB101 井施工过程中出现表层井漏污染居民取水点的情况，因此井身结构设计中有必要在地表浅水层以下设置第一个必封点，以防下部高压地层施工中高密度钻井液压漏浅部地层，保护水资源。

（2）该区域地层压力预测数据表明，上沙溪庙组地层易漏，下沙溪庙组有微含气层，考虑隔断上沙溪庙组易漏地层和下部有油气显示地层需求，在上沙溪庙组下部设置第二个必封点，为下部地层井控安全创造有利条件。

（3）下沙溪庙组至嘉三段压力梯度预测为1.00～1.60MPa/ 100m， 嘉二段地层压力梯度高达2.20MPa/ 100m；同时为了多钻遇优质储层，井眼轨迹设计以定向井或者水平井为主，进入嘉陵江组开始造斜施工，嘉二段上亚段上中部为灰白色硬石膏岩夹灰色云岩，下部为灰色含泥白云岩，岩性较为稳定，优质储层位于中亚段，因此第三个必封点设置在嘉二段上亚段下部的白云岩层段，为三开嘉二段高压储层专层专打创造有利条件。

3.2 钻头及套管程序优化

兼顾完井方式及后期储层改造需要，三开采用元坝区块较为成熟的Φ165.1mm 井眼，下入衬管完井，考虑到陆相地层稳定性差的问题，为保证套管顺利下入，增加井眼间隙，二开采用Φ241.3mm 钻头，下入Φ193.7mm 套管；一开采用Φ320.68mm 钻头，下入273.1mm 套管，导管2 采用Φ444.5mm 钻头，下入Φ346.1mm 套管，导管1 采用Φ660.4mm 钻头，下入Φ508mm 导管。

优化后的河坝区块嘉陵江组开发井井身结构如表2。

表2 优化后的井身结构数据表

采用该井身结构主要优点：①本区域地表普遍存在河流，浅部地层缝隙发育，第一必封点采用Φ346.1mm 导管封隔地表水层，防止地表水污染。根据施工井所处位置实际浅表水层深度，调整导管封隔深度，同时上部易漏地层可采用空气/ 泡沫欠平衡钻井，有效的克服井漏的难题，并实现提速提效的目的；②同一裸眼井段地层压力梯度相近，有利于钻井液对井筒的平衡；③将上下高低地层压力梯度不同的地层有效隔开，为嘉二段高压储层采用高密度钻井液钻进提供了保障，有利于井控安全。

4 钻井工艺优化

4.1 总体思路

由于该区域施工中无预埋导管，开孔无井口，岩屑返至方井，采用坂土浆钻至基岩，下入套管建立井口，而根据前期施工井情况，上沙溪庙组上部地层具备实施气体/泡沫钻井条件，而上沙溪庙组下部井段井段由于油气显示活跃，地层稳定性差等问题，宜采用钻井液钻井。

4.2 钻井方式优化方案

（1）导管1：钻头尺寸Φ660.4mm，表层地质疏松，浅水层发育，稳定性差，易塌、易漏，采用牙轮钻头+ 塔式钻具组合常规钻井，钻至基岩后，下入Ф660.4mm 导管固井，封隔浅水层并建立一开井口。

（2）导管2：钻头尺寸Φ444.5mm，导管段地层疏松、稳定性差，易塌、易漏、地下水丰富，地层倾角大，易井斜，采用牙轮钻头+ 塔式钻具组合，应用泡沫钻井工艺，应对地层出水的问题，防止钻井液漏失污染地表水层。

（3）一开：钻头尺寸Φ320.7mm，主要钻遇上沙溪庙组地层，于上沙溪庙组下部中完，采用空气锤/ 牙轮钻头+ 塔式钻具组合，应用气体钻井工艺，规避漏失风险，提高钻井效率。

（4）二开：钻头尺寸Φ241.3mm，主要钻遇上沙溪庙组至嘉陵江组地层，采用钻井液钻井，主要是以PDC 钻头配合预弯曲钻具组合施工，钻遇漏失层根据漏失情况选择堵漏方式，必要时简化钻具组合进行专项堵漏施工或者钻穿大型漏失层段，钻至中完井深后进行全裸眼专项堵漏承压。

（5）三开：钻头尺寸Φ165.1mm，钻遇嘉陵江组二段目的层，一是受嘉二段目的层优质储层厚度限制，施工中井眼轨迹调整较为频繁，要控制好钻进速度，调整井眼轨迹；二是高密度施工，有粘卡风险；三是局部井段含有膏岩，有井眼缩径风险，要增加划眼频次，修整好井眼。

5 优化后的井身结构及钻井工艺使用情况

将优化后的井身结构及钻井工艺方案应用于HJ204H 井，并取得了成功，该井井型为水平井，设计井深6006m（垂深4683m），目的层为嘉陵江组二段。实际完钻井深6228m，全井水平段长1307.81m，钻井周期134.58d，较设计146d 提前11.42d，较前期施工的HJ201H 井提前9.42d。

该井0～1902m 井段平均机械钻速达到9.19m/ h，分别较HJ202H 井和 HJ201H 井提高 21.56%和116.75%，并且有效的避免了上部井段井漏，二开施工中漏失21 次，累计漏失钻井液1602.29m3，采用桥浆堵漏和专项承压相结合的方式，有效的缩短了井漏引起的复杂时间，整个二开井漏引起的时效损失为11.67d，而HJ206H井井漏损失达到28.67d，有效的减少了漏失引起的复杂时效。

6 结论及建议

(1) 本文所提出的优化方在HJ204H 井使用中取得了成功，证明其存在一定和科学性和合理性，为下步该区域施工井具有借鉴和指导意义；

（2）HJ204H 井应用优化后的井身结构及钻井工艺带来了机械钻速及周期缩短率上的提高，但是起漏失量仍然达到1600m3，下步要在该区块堵漏工艺及理念上进一步优化；

（3）浅部地层采用泡沫/ 空气钻井具有较好的防漏效果，但是由于该区域布井相对紧密，存在钻采同步的情况，因此需要找到在泡沫/ 空气钻井条件下能进行随钻井斜监测的工具，以保证钻采同步情况下的施工安全；

（4）由于该区块目前施工井数量较少，而且区域偏于集中，而河坝区块地层特性变化极大，本文所提出的优化方案在其他区域需要进一步验证。