牟长林 张 杰 罗 超 曾令佳 卓 云 李晓端 胡 诚

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司，重庆 401120；2.中国石油西南油气田公司工程项目造价中心，四川 成都 610051；3.中国石油集团西南油气田分公司蜀南气矿，四川 泸州 646000）

0 引言

四川盆地中部高石梯区块震旦系岩层埋藏深度达到了5 500 m，工程地质环境较为复杂，钻井周期长、提速慢、成本高等因素极大地抑制了钻探开发进程。20 世纪完钻的安平X 井与高科X 井完钻周期分别为894 d和402 d，不仅机械钻速低，还出现了较多钻井复杂。2010 年该区块钻井周期最短的高石X井，在全井未发生重大事故的情况下，钻井周期仍高达300 d［1-6］。

伴随着高石X 井在震旦系灯影组获得较佳的天然气勘测结果，2011 年以寒武系龙王庙组为目的层勘探开发的磨溪X井等接连4口井获得天然气产量超过100×104m3／d，展现了该地区丰富的自然资源与庞大的勘测发掘潜力。因此高石梯—磨溪区块成为近几年来天然气勘测的重要区块之一，迫切需要钻井以提速加速区块天然气开发步伐。

1 探区钻井工程地质特点及技术难点

高石梯区块震旦系探井钻遇地层从上到下分别为侏罗系、三叠系、二叠系、志留系、奥陶系、寒武系和震旦系，钻遇的地层岩性多种多样，存在较多不明确的地质问题，特别是地层压力与流体性质无法准确预测［7-12］。难以预料的工程地质情况致使设计和实钻符合性较差，出现较多钻井事故，不但影响钻井工程安全与地质勘探开发，同时也制约了钻井的提速，致使钻井成本持续上升［13］。通过分析发现，影响钻井速度提升的技术问题大致在以下几方面：①上部侏罗系井壁稳固性差，地层欠压实且含油、气、水，气体钻井难以实施。上部侏罗系砂泥岩频繁交替、岩石强度与可钻性差别大、钻头选型较为棘手、大尺寸井眼实施气体钻井提速效果差。②在纵向上存在多压力体系，有着局部高压。在∅311.2 mm 井段，沙溪庙组地层压力系数为1.00，而须家河组地层压力系数为1.35，局部区域高达1.50；∅215.9 mm 井段，嘉陵江组二段、嘉陵江组一段地层压力系数则高达2.00，长兴组—栖霞组地层压力系数为1.90，飞仙关组地层压力系数仅为1.65，同一裸眼井段内并存2个及以上高、低压层［14］（图1）。单一的技术套管不能够把众多复杂层段全部分开，存在井下喷、漏、塌、卡等复杂情况相互转换伴生，钻井作业风险较大。③钻头适应性差。钻遇地层夹层多，岩石强度高，钻头不能满足地层的抗研磨和冲击性要求，单只钻头机械钻速低，很大限度制约了钻井提速。④高密度钻井液性能难以满足钻进要求。中深部海相地层，有着高温、高压、高含硫的特点。三叠系以下长兴组—栖霞组地层局部有着异常高压，且都是区域性含油气水层。地层压力系数普遍高于1.5，局部高达2.10。对井下器具、水泥浆、钻井液性能及流变参数的抗高温性能限制较多［15］。 ⑤灯影组地层喷漏同存。灯影组产层为裂缝—孔隙型储层，钻井液密度窗口较窄，钻井液密度略高则井漏，略低则出现溢流，出现井漏时须采取堵漏方可恢复地层承压能力，潜存着由于井漏后液柱压力降低而导致溢流的风险，且该区域含有H2S，对井控要求高。

图1 典型地层压力分布图

2 高石梯区块钻井提速技术

2.1 优化井身结构

2011 年经过对高石梯—磨溪区块上部地层的3个压力剖面及含油气测井解释剖析发现，要实行气体钻井提速，一定要将侏罗系的水层隔断［16］。前期大部分444.5 mm井眼已钻井的井深超过1 000 m，钻进速度慢、周期长。2010 年高石X 井444.5 mm 井眼采用空气钻进进行提速，∅339.7 mm 套管下至井深800 m，在∅311.2 mm 井眼继续采用空气钻进至井深为1 026 m时地层出水。因此停止气体钻进，未达到气体钻进提速的预期效果，全井周期达300 d。

为了封隔侏罗系的出水地层，减小对气体钻进的影响，2011 年在磨溪X 井、高石X 井合理改变∅339.7 mm 套管下深至1 099 m，且施行了试验。然而高石X 井在∅311.2 mm 井眼钻进至井深为1 458.51 m时地层出油，导致气体钻进有效井段受限，再次影响提速效果。根据数据显示，机械钻速提升获得了较为突出的成效，然而由于地层出水、出油致使符合气体钻进的井段有限，所以整体提速形势并不理想，全井周期也达220 d［17］。

在后续的探井中，为了进一步提升大井眼段的机械钻速，根据实验地层破裂压力系数与钻井液密度的设计，将井身结构中的上部表层套管下入深度由1 000 m 缩短至500 m 左右，不仅封隔了上部沙溪庙组一段的垮塌层，同时缩减了大尺寸井眼钻井进尺，减少了事故复杂时效。例如，高石X 井在井身结构优化中，把∅339.7 mm套管下深从1 100 m缩减至500 m。此井身结构已成为高石梯区块震旦系钻井施工的标准井身结构（表1、图2），不但有效提升了机械钻速，同时大幅缩短了∅311.2 mm井段的钻井周期。

表1 井身结构优化情况一览表 单位：m

图2 高石梯区块优化后的井身结构图

2.2 合理选择使用钻头

对高石梯区块整体的钻井工程地质特点进行剖析，运用测井参数分析，得到了岩石的硬度、抗压强度、抗剪强度等数据，分析得出高石梯区块须家河组上部地层软硬交错，下部地层相对较均质，但岩性致密、研磨性强等特点，所以一直存在单只钻头进尺少、平均机械钻速低的提速难题［18］。

高石梯区块震旦系前期在须家河组均采用PDC或牙轮钻头钻进，平均机械钻速仅2.64 m／h（表2）。后续渐渐改进了高石梯震旦系须家河组及其他层位的钻头选型，机械钻速与单只钻头进尺得到了一定程度的提升。须家河组采用复合钻头钻进后效果显著，平均机械钻速达到5.37 m／h［19］（表3、表4）。

表2 牙轮／PDC钻头使用情况表

表3 复合钻头使用情况表

表4 分层位钻头选型综合推荐表

2.3 强化、优化钻井施工参数与工艺

提升钻进排量和划眼时效对解决高石梯区块上部井段易发生阻卡问题有着显著的效果。保证∅311.2 mm 井段钻井排量为55～60 L／s，同时坚持每钻进200～300 m 短程起下钻拉划井壁；∅215.9 mm井段采用低黏切钻井液钻进，采用固控设备降低钻井液中的有害固相含量，严格按照固控设备要求使用振动筛，保证一体机100%运行，离心机使用时间不低于纯钻时间的60%。选择大功率、高扭矩、工作时间更长的螺杆，会提升机械钻速、减少起下钻次数，从而提高∅215.9 mm井段的钻井速度。

针对∅311.2 mm 井段雷口坡组—嘉陵江组大段石膏层，使用排量为50～55 L／s 的钾聚磺钻井液体系钻进，每钻进30 m 利用顶驱进行倒划眼和正划眼，钻遇石膏段则缩短到3～5 m 拉划一次井壁［20］。如高石001-XX井在该段钻进的纯钻时间为300.26 h，划眼时间为36.51 h，划眼时间占钻进时间的比例高达13.5%，利用顶驱倒划眼与正划眼反复修整井壁保证井眼光滑，使得后期通井、电测、下套管都十分顺利，无阻卡。∅311.2 mm井眼电测耗时为12.5 h，三扶通井时间仅为15.5 h，下套管12 h 到位，说明∅311.2 mm 井眼在经过反复划眼操作后，通井和下套管过程顺利，石膏段的缩径问题得到有效控制，如表5所示，列出了各层对应钻井提速参数。

表5 钻井提速参数表

3 提速技术应用情况

通过三轮实验井的技术探索，对∅339.7 mm套管下深的调整、钻头选择及钻井参数的不断优化，顶驱＋螺杆钻具复合钻进技术的推广应用，钻井周期由220 d下降到目前的150 d，获得了较为理想的钻井提速效果，高石001-XX 井创造了井深达6 165 m 且137.05 d 完钻的记录，如表6 所示，列出了实施的井次及完钻周期情况。

表6 高石梯区块震旦系钻井提速情况表

4 结论

1）通过近年来的持续探索，优化井身结构，优选和应用个性化PDC钻头、复合钻头，采用复合钻井技术并优化钻井施工参数等措施，总结出一套适用于高石梯区块钻井地质环境的震旦系钻井提速技术。

2）通过对∅339.7 mm 套管下深的调整、钻头及钻井参数的不断优化，平均钻井周期同比下降了75 d，对加快国内最大整装气田——高石梯气田的钻探开发起到了促进作用。