下川东震旦系气井复杂处理技术实践与认识——以YT1井为例

朱占林 敬婧 钟广荣 卓云 王荣 王栋

（中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司，重庆 400000）

0 引言

震旦系气藏是川渝地区能源接替的重要层类区域，近年来，川中区域的震旦系勘探开发取得了巨大进展，形成了一系列配套的钻完井技术，支撑了磨溪、高石梯、蓬莱等构造的钻井提速与故障复杂控制［1-12］。而对于下川东地区石炭系以下地层实钻探索较少，尚未形成完整的配套技术。中国石油西南油气田公司重点探井YT1 井的构造位置为四川盆地川东地区老鹰岩构造高部位，勘探部署意义为探索四川盆地川东北部大巴山山前带灯影组、龙王庙组台缘滩储层的发育情况。设计穿越震旦系，在南华系陡山沱组完钻。该井所在区域泥盆系及以下地层基本无实钻资料，参考邻井直线距离较远，差异较大，可对比性差，地层岩性复杂，井漏、垮塌、缩径等复杂风险层位多，阻卡频繁，钻井难度大［13-17］。总结研究YT1 井成功高效的钻井经验，形成系列复杂地层钻井技术，对下川东震旦系气藏深井技术研究具有重要的实践指导意义。

1 老鹰岩构造地质特征与钻井难点

YT1 井地表出露侏罗系沙溪庙组，钻经侏罗系、三叠系、二叠系、泥盆系、志留系、奥陶系、寒武系、震旦系，进入陡山沱组完钻。结合邻井钻井地质资料，结合前期专家学者的研究成果［18-30］，分析该井沙溪庙— 自流井组存在浅层气显示；沙溪庙— 长兴组地层漏失频繁，承压能力低；飞仙关组、长兴组易发生压差卡钻；龙潭组—小河坝组可能存在异常高压层；龙潭组、栖霞组等地层可能发生井漏；高台组可能钻遇巨厚盐岩段等技术难点。

1）长兴组以下地层勘探程度低，可参考井距离较远，地层压力、温度等预测存在不确定性。高台组钻遇大段盐岩，造成阻卡；钻遇H2S气层；钻遇异常高压地层；钻遇严重井漏。

2）长兴组以上地层漏失频繁，承压能力低，通过承压堵漏提高地层压力困难，且该井预计在嘉五段1 387 m 钻遇断层，该段井漏风险大。Y1井嘉三段以上地层井漏频繁，共漏失密度为1.01～1.08 g／cm3的钻井液4 026 m3，通过各种承压堵漏，地层压力系数也难以超过1.21。Y1井飞仙关组—长兴组多次发生漏失，承压能力超过1.40较困难。

3）龙潭组、茅口组、石炭系、小河坝组可能存在异常高压层。其中MC2井在龙潭组密度为1.82 g／cm3时发生气侵。D2井在茅口组密度为1.90 g／cm3时发生气侵，提高密度至1.98 g／cm3。D4 井在石炭系密度为1.85 g／cm3时发生气侵，提高密度至2.20 g／cm3（测试压力系数为1.87）。WT1、WK1井在小河坝地层发生溢流，密度分别提高至1.75 g／cm3、1.80 g／cm3。

2 井身结构优化技术

根据邻井实钻复杂情况，结合地层压力预测，确定了YT1井嘉二3亚段低压层、龙潭组高压层、高台组低压层等3个层位为必封点，二开以下井段采用非标井身结构设计，优化形成660.4 mm× 444.5 mm×333.4 mm×241.3 mm×149.2 mm五开井身结构。一开∅660.4 mm 钻头钻至400 m，下∅508 mm 表层套管，封固上部漏层、垮塌层。二开∅444.5 mm钻头钻至嘉二3亚段中部2 000 m 见白云岩或石灰岩，下∅365.1 mm 套管，封隔上部相对低压易漏层，为下步钻飞仙关高含硫地层做准备。三开∅333.4 mm钻头钻至龙潭组顶3 050 m，下∅273.05 mm套管，封隔上部相对低压层。四开∅241.3 mm 钻头钻至灯影组顶6 100 m，悬挂回接∅177.8 mm＋∅184.15 mm 套管，封隔上部高压层。五开∅149.2 mm 钻头钻至完钻井深，下∅127 mm 尾管完井。减少了多压力系统在同一井眼段的情况，降低了复杂出现的概率。

2.1 针对奥陶系—洗象池组复杂处理的优化思路

四开∅241.3 mm 钻头钻至奥陶系— 洗象池组，若井下出现复杂，继续钻进困难，则可提前下入∅219.08 mm 悬挂套管。五开∅190.5 mm 井眼钻至灯影组顶，悬挂∅168.28 mm 套管，回接∅177.8 mm 套管。六开∅139.7 mm 钻头钻至完钻井深，悬挂∅114.3 mm尾管。

2.2 针对高台组顶部复杂处理的优化思路

四开∅241.3 mm钻头钻至高台组顶部后，若井下正常，则继续钻进至灯影组顶部，下入∅177.8 mm＋∅184.15 mm 套管，采用先悬挂再回接的固井方式。五开采用∅149.2 mm钻头钻至完钻井深，下∅127 mm尾管完井。

3 上部地层井漏复杂处理技术

3.1 沙溪庙—凉高山地层空气钻井技术

YT1井660.4 mm井眼沙溪庙—凉高山地层设计为聚合物钻井液钻进，第一趟钻钻遇裂缝性井漏，平均漏速为24 m3／h，水泥堵漏1次，恢复钻进，损失时间88 h。后变更为空气／雾化钻进，提速效果显著。空气／雾化钻井两趟钻，耗时12.50 d，作业井段61.55～401.00 m，完成进尺339.45 m，机械钻速为1.60 m／h，未发生故障复杂，有效减少了漏失，防止了表层井漏带来的环保风险，同时缩短了钻井周期，为后续钻进创造了良好条件。

3.2 自流井—龙潭组裂缝性井漏复杂处理技术

YT1 井444.5 mm、333.4 mm 井眼凉高山组、自流井组、须家河组、嘉三段、嘉二段、嘉一段、飞仙关组、长兴组、龙潭组层段预测地层压力系数介于1.00～1.25，使用密度为1.07～1.32 g／cm3的钻井液钻进，作业井段401～3 319 m，完成进尺2 918 m，钻井周期126 d。钻遇漏层15 个，综合应用随钻堵漏剂＋刚性粒子堵漏剂复配、桥塞堵漏剂＋刚性粒子堵漏剂＋一袋式随钻承压堵漏剂复配、水泥堵漏技术，不断优化堵漏配方和工艺，实施堵漏30次，堵漏成功率提高到50%。该段井漏复杂损失时间为39.92 d，复杂时率为31.68%，漏失钻井液3 899.4 m3。

4 四开241.3 mm井眼安全钻井技术

4.1 十字铺组—高台组顶安全钻井技术

4.1.1 技术难点

1）四开钻进扭矩介于28～30 kN·m，划眼扭矩介于30～33 kN·m，后续继续钻进扭矩可能会逐渐增大，钻具疲劳损坏的风险大。

2）上部地层龙马溪— 宝塔组漏失压力系数低，钻进密度1.42 g／cm3，下部压力系数无法精准确定，若钻遇异常高压层，导致上漏下喷，以及漏喷转换，井控风险大。

3）裸眼段长，长时间低密度钻进可能造成井壁失稳垮塌。

4.1.2 优化技术

采用241.3 mm PDC 钻头＋1°弯螺杆（带234 mm扶正器）组合钻进；优选钾聚磺钻井液，密度介于1.37～1.45 g／cm3，黏度介于45～55 s，HTHP 失水不超过12 mL；起钻前泵入适当密度和体积的高密度钻井液；钻进中振动筛使用率达100%，除砂器、除泥器使用率为85%，离心机使用率为纯钻时间的70%，除硫剂含量介于1%～3%，pH 值在10 以上；维护井浆含0.03%～0.10% KPAM、3%～5% RSTF、3%～5%SMP-1、0.5%～1.0%PAC-LV、3%～4%FK-10、3%～5% FRH、1%～3% 除硫剂、0.2%～0.3%SP-80。有井塌迹象时，增加1%～2%防塌剂用量。

4.1.3 现场应用效果

综合应用YT1井十字铺组—高台组顶钻具组合优化、钻井液性能控制技术，作业井段4 788～5 242 m，完成进尺454 m，钻井周期59 d。钻进中井漏21次，堵漏21 次，堵漏效果较好。损失时间27.21 d，复杂时率46.12%，漏失钻井液1 269.8 m3。通过优化方案，精细操作，没有发生溢流、垮塌、钻具故障、卡钻故障。

4.2 高台组安全钻井技术

4.2.1 技术难点

YT1井四开241.3 mm井眼龙潭组—高台组顶预测地层压力系数介于1.25～1.65。用密度为1.42 g／cm3的钻井液安全钻至奥陶系十字铺组井深4 788 m。精细开展地质资料分析，下调高台组地层压力系数至1.30，后续钻进中寒武系存在大断层，存在地质情况难以预测、设计与实钻差异大导致地层易漏、易塌、高扭矩、漏喷风险大、低密度钻进易塌等作业难点。

4.2.2 优化技术

针对高台组地层存在的高扭矩（顶驱启动扭矩33 kN·m，常规钟摆组合钻进扭矩25～27 kN·m）、大摩阻（上提摩阻75～80 t，下放摩阻30～35 t）、漏喷风险大的安全钻井技术难题，从钻具组合优化、钻具保障、钻井液性能优化、井下液面监测、精细控压钻井等方面制订了复杂预防与安全钻井技术措施。

4.2.3 现场应用效果

钻井作业中，首先全井混入使用3%～6%随堵，钻进至井深5 393.47 m 井漏失返；使用50%～57%的高浓度堵漏剂实施3 次堵漏、处理9 d，效果不明显；其后实施降密度作业，制订了降密度钻进的防溢流、防沉砂卡钻、防石膏缩径卡钻等安全施工方案，钻井液密度由1.27↓1.20 g／cm3，用4 d 安全钻至高台组底井深5 500 m中完。实钻在高台组作业井段5 242～5 500 m，完成进尺258 m，钻井周期22 d，实现了安全钻进，没有发生钻井故障。

5 复杂处理新技术试验

5.1 试验多次开关旁通阀，实现不起钻堵漏工艺

在韩家店组井漏井段使用多次开关旁通阀，共投球打开旁通阀4 次，关闭旁通阀3 次，顺利进行3次堵漏施工，通过旁通阀进行堵漏循环33 h，旁通阀正常工作时间476 h，解决了现场进行大粒径材料堵漏作业需起钻更换钻具组合的问题，大幅度降低了堵漏施工时间。

5.2 强增斜井段定向稳斜技术

241.3 mm 井眼龙潭— 沧浪铺地层增斜趋势明显，采用复合钻进轻压吊打稳斜效果不佳，钻压降低至3～6 t仍然增斜，增斜率为0.2°～0.3°／30 m（表1）。后采用PDC 钻头＋185 mm × 1.25°（或1.00°、1.50°）螺杆（带234 mm 或236 mm 扶正器）、钟摆钻具等多种钻具组合，11 趟钻完成定向作业井段3 319～5 500 m，进尺2 181 m。

表1 YT1井241.3 mm井眼定向作业效果统计表

5.3 定向托压复杂防治技术

190 mm 井眼高台组、龙王庙、沧浪铺地层定向托压严重、工具面不稳，影响作业效率。采用190.5 mm PDC（复合）钻头＋159 mm×1.25°（或1.50°）弯螺杆（带180 mm扶正器）等多种钻具组合钻进，灯四段和灯二段定向复合增斜，提前优化设计，做好井斜预留量，尽量减少定向作业；用复合钻头能有效穿越茅口组和栖霞组的硅质和燧石地层，并缓解托压；190 mm 井眼15 趟钻完成定向作业井段5 500.00～6 704.20 m，进尺1 204.20 m。

5.4 缩径井段扩眼技术试验

190 mm 井眼整体井径扩大率仅2.7%，二叠系膏岩和筇竹寺组页岩井段普遍存在缩径现象，最小井径为186.66 mm（井深5 748 m 处），下套管阻卡风险大。用185 mm双向微扩眼器开展扩眼试验，完成扩眼井段5 539.20～5 900.60 m，6 097.60～6 151.60 m，扩眼长度415.40 m，第一次扩眼后井径扩大率提高到4.3%，第二次扩眼后整体井径扩大率达到5.6%，较扩眼前提高1.2倍，保障了套管顺利下放到位。

5.5 精细控压钻井技术

5.5.1 精细控压防漏堵漏

四开钻进应用精细控压钻井技术，摸索出龙潭组至高台组地层漏失压力，通过控压循环逐步摸索将钻井液密度由1.42 g／cm3下调至1.20 g／cm3，降低了井漏损失。后期钻进中通过对精细控压出入口流量的对比、立压实时监测等措施，及时发现、预警漏层20 个，通过精细控压循环实施堵漏作业达70余次，成功避免了恶性漏失引起的卡钻。

5.5.2 精细控压固井

四开裸眼井段长达2 190 m，漏层多，反复堵漏仅能提高地层承压能力至1.31，为确保固井作业中不漏不溢、井壁稳定，保证固井质量，通过精细控压循环降密度至1.16 g／cm3，采用多级浆柱架构、精细控压固井自动闭环控压系统，实现了固井全过程井筒压力自适应精准控制，维持固井全过程井底压力系数为1.26，“零漏失”完成了固井施工。

6 应用效果

YT1 井原设计五开149.2 mm 钻头钻至灯影组6 297 m完钻。实钻钻进至设计完钻层位后，由于目的层无显示，更改设计后加深钻至陡山沱组井深7 284 m完钻。通过集成应用井漏、缩径、阻卡等复杂处理技术，穿越漏层21个，缩径井段长268 m，复杂时率17.47%，避免了恶性卡钻。钻井周期662.42 d（不含组停），钻机月速为329.87 m／台月。

7 结论

1）优化形成五开非标井身结构，并备用套管，提高了井下恶性复杂处理能力，减少了多压力系统在同一井眼段情况，降低了复杂出现的概率。

2）持续优化钻具组合、钻井液性能、综合堵漏技术，依托地层压力精准预测，解决了十字铺组—高台组断层发育、地层压力预测不准导致的地层易漏、易塌、低密度钻进漏喷风险大、高扭矩等作业难点，安全穿越十字铺组—高台组，实现了加深钻进。

3）开展复杂处理技术试验，取得了积极效果。实施气体钻井技术，能够快速穿过表层井漏复杂井段，缩短钻井周期。在漏层多、频发井漏风险大的层段使用多次开关旁通阀，可以减少起下钻趟数及作业时间，有效缩短了井漏处理时间，同时减小了井控风险。在地层压力预测不精准层段，运用精细控压钻井装备及技术能实现井底压力及安全密度窗口的探索，通过精准使用合适的钻井液密度，减少钻井液漏失，降低了井控风险。

4）钻头适应性还不强，总体机械钻速较低，单只钻头进尺少，起下钻次数多，还有待继续攻关。高台组井漏段地层造斜趋势难以把握，井眼轨迹控制困难，定向作业效率低。需要继续应用钻井新工艺、新技术系统解决钻井复杂难题。