张春林 古光平 刘德平 张 杰任文峰 张亚明 胡仁德 彭 聪

1.中国石油川庆钻探工程有限公司川东钻探公司 2.中国石油川庆钻探工程有限公司张杰工作室

0 引言

根据高石梯区块钻探资料显示[1-8]，以震旦系灯影组四段为目的层的主要有高石001-X5、X6、X7井，其中高石001-X7井在灯四段横向上钻遇裂缝，漏失上千立方米，堵漏未成功。以灯二段为目的层完钻井的有高石1、2、3、6、9、10井，其中高石1井灯二段测试产量102.15 104m3/d，其余各井产量均未超过15.0 104m3/d。

为有效提升高石梯区块单井产量，推进区域产能建设步伐，降低钻井成本，部署高石 123 井，设计垂深超过5 300 m，水平位移677.2 m，井斜80°，是1口评价井，旨在探明区域灯二段储气情况以及开发产能。该井灯影组气藏存在埋藏深，高温、高压、含硫等地质特征，灯四段溢漏同存、灯三段页岩易垮、灯二段滑动定向困难，严重影响安全快速钻进。

开展JFS钻井液体系、承压试验、钻头和高温螺杆优选、高温高压LWD仪器、防托压等技术集成应用，预期安全钻成高石梯区块首口灯二段水平井，并达到降低复杂处理时率，缩短钻井周期的目的。

1 基本情况

高石123井是四川盆地乐山—龙女寺古隆起高石梯构造首口以灯二段为目的层的水平井，位于四川盆地川中古隆起平缓构造区高石梯构造，地理位置位于四川省资阳市安岳县团结乡。设计入靶点为灯二段顶5 350 m（垂深），水平位移451.7 m，井斜80°，方位84°；出靶点：5 390 m，水平位移677.2 m，井斜80°，方位84°。采用Ø149.2 mm井眼钻至6 300 m完钻，井身结构如表1所示。在灯三段页岩以及灯二段长水平段易垮采用JFS防塌钻井液体系（表2），并于灯四段底成功实施了1.50 g/cm3钻井液密度的承压试验，为下步易塌层的安全钻进创造了条件。地质分层见表3。

表1 井身结构数据对比表

表2 JFS钻井液配方表

表3 地质分层数据对比表

2 钻井难点

高磨地区的灯影组包括灯四、灯三、灯二、灯一段。该井钻探目的层位灯二段。分析多口井钻井资料，灯四段井漏、灯三段垮塌，灯二段是产层，因此同一裸眼段井漏、垮塌、溢流风险共存，钻井难度大[9-15]。而水平井的复杂治理难度更大。

1）灯四段堵漏效果差。高石12井Ø177.8 mm套管下至井深5 049.5 m 。用密度1.32 g/cm3聚磺钻井液钻进至井深5 225.39 m（灯四段）发生放空失返井漏，后续又钻遇5 254.50～5258.00 m，5 280.50～5 281.50 m 2个漏层。经随堵、复堵、3H、雷特堵漏共计31次，处理井漏长达2个台月，处理困难，钻至井深5 314.50 m提前完钻。分析灯四段的地层压力系数低，且属于裂缝溶孔性气藏，气活跃，使用密度1.32 g/cm3钻井液钻进，钻进中遇多个裂缝性漏层，各种堵漏方法堵漏效果都差，后降密度到1.17 g/cm3钻进，出现钻进中气测值高，井漏现象，停泵不断流，无法起钻，井控风险很大。井漏处理难度大。

2）灯三段容易垮塌。高石9井用密度1.21 g/cm3，黏度36的钾聚磺钻井液钻进至井深5 894.09 m，发生井壁垮塌卡钻，经过活动钻具、爆炸松扣、套铣打捞等处理40 d、余落鱼278 m完钻。分析灯二段的地层压力系数低，属于溶孔和裂缝性气藏，钻井液密度远高于地层压力系数，引发井漏。井漏造成虚厚泥饼及压差，灯三段页岩（厚度46 m）较长时间浸泡以及堵漏泥浆进入，恶化了钻井液性能，同时密度降低造成井筒压力降低等多重作用，造成页岩段井壁失稳垮塌。带到喇叭口以上位置的岩屑（包括部分垮塌岩屑），由于上返速度降低，堆积在呐叭口附近钻具接头，特别是带出的大块垮塌岩屑。

3）长段小井眼钻进卡钻风险大。

磨溪21井灯四段密度1.30 g/cm3钻井液钻进至井深5 271.41 m发生垮塌，通井作业中钻铤断裂。经过6次套铣+6次打捞捞获落鱼232.28 m，井底剩落鱼1.18 m，处理困难，提前完钻。分析灯四段钻遇岩石发育破碎带，泥浆密度低，井筒压力对井壁支撑力不够，钻井液的携砂能力和悬浮能力不够，钻具性能不符合复杂井需要。

3 针对措施

针对灯影组井漏、垮塌、溢流同存的复杂情况，从钻井工具、设备配套、钻头优选、参数强化、井眼轨迹优化、钻井液性能控制等方面开展集成技术应用，减少故障复杂，提高复杂处理能力；减少起下钻次数，提高钻井速度。

1）钻井工具及设备配套：使用Ø127 mm大水眼钻具+Ø101.6 mm大水眼钻具，有效提升钻进排量，保证小井眼环空返速，提高螺杆钻速，推动钻进提速；Ø101.6 mm 钻杆在提拉吨位上优于Ø88.9 mm钻杆，提高了钻遇复杂时处理能力。

2）钻头选型：该井灯影组主要在灯四段中下部和灯三段可钻性较差，其中灯四段又为主要增斜段，定向钻进对钻头损伤较高，易造成偏磨[8-14]。在钻头选型上均采用7刀翼13 mm的PDC钻头，该钻头可兼顾耐偏磨，定向钻易摆工具面，同时兼顾攻击性，整个灯四段平均机械钻速达2.8 m/h，灯三段2.7 m/h，灯二段3.0 m/h。其中灯二水平段复合钻机械钻速在6.0 m/h以上。五开共计7趟钻，其中三次因为定向仪器故障导致，起出钻头除钻过灯四段中下部和灯三段的2只严重磨损以及崩齿、碎齿外，其余均较完好。

3）采用螺杆最佳推荐排量13～16 L/s，满足了环空携砂；使用“Ø127 mm+Ø101.6 mm”大水眼钻具，泵压控制在25 MPa以内，减轻了钻井泵工作压力。

4）优化钻井参数。复合钻：钻压30～60 kN，顶驱钻速25 rpm；定向钻：钻压60～120 kN。

5）井眼轨迹控制方案：①灯四段全力增斜，摸索复合钻在不同钻井参数下的自然增斜情况，每个立柱尽量多复合少定向，严格控制井眼轨迹，狗腿度不超过5 /30m；定向段钻完后，及时对定向井段进行拉划，保证井眼平滑；②灯三段稳斜稳方位，在灯三段顶井斜达到预计的70°左右后，在灯三段保证井斜不降，方位不飘的情况下，主要以复合钻为主，以观察扭矩，判断井下异常；③灯二段增斜，稳斜稳方位进入灯二段后，全力增斜至85°；多复合钻，对定向井段多拉划；增斜至85°后，逐渐下探寻找有利储层后轨迹摆平，进入水平段钻进；④每次下钻前对仪器做好检查和调试，保证仪器在井底高温情况下的长时间平稳运行。

6）钻井液维护处理

鉴于五开灯影组井段地层复杂，灯四段存在区域井漏风险，灯三段页岩层垮塌严重，灯二段气显示活跃，显示频繁，采用JFS钻井液体系进行钻进，该配方通过对不同封堵剂、防塌剂的复配使用，强化了钻井液的封堵性和防塌性（表4、表5）。具体操作方案如下：①五开作业替入JFS体系钻井液，采用精细控压、密度1.18 g/cm3钻井液钻进，先动态承压，后提密度至1.23 g/cm3，使用的钻井液润滑剂要介于5%～6%，确保灯四段造斜定向顺利；②预防灯三段页岩段垮塌，在灯四底部5 380 m开展密度1.50 g/cm3承压试验，采用每个循环周上提0.05 g/cm3的方式提密度至1.50 g/cm3，以较高的密度对井壁进行力学支撑，并通过优选封堵剂进行裸眼段化学封堵，改善泥饼质量，封堵微裂缝、孔隙，阻隔钻井液渗透，减少页岩水化膨胀，确保灯三段安全钻进；③针对灯二段气显示频繁，引入特殊抗高温稳定剂提升了钻井液抗高温稳定性，保持钻井液密度均匀，确保钻进、通井及传输电测施工顺利。

表4 JFS钻井液常规性能参数表

表5 JFS钻井液其他性能参数表

4 复杂情况预防措施

4.1 灯四段井漏应对措施

针对灯四段区域漏层，提前做好钻遇井漏应急措施：①提前准备施工2次堵漏作业所需材料，粗细颗粒合理搭配；②生产班组做到第一时间发现井漏并立即汇报，若漏速小于0.5 m3/5 min钻进观察，若大于0.5 m3/5 min，司钻立即带泵上提钻具至关井位置，上下活动钻具循环测漏速，失返则停泵吊灌观察；③高度重视漏转喷井控风险，当出现循环液面上涨、灌不进泥浆时，立即关井。④在灯四段，堵漏材料颗粒受螺杆、定向仪器限制时，井漏后考虑控压起钻或重浆盖帽起钻，简化钻具结构下钻堵漏。

4.2 灯三段垮塌应对措施。

针对灯三段易垮特点，除了使用JFS防塌钻井液体系以外，提高钻井液密度也是有效支撑井壁的方式。该井在以1.20 g/cm3钻井液密度钻进至灯四段底后，起钻简化钻具结构，下光钻杆至套管鞋，对整个灯四段按当量钻井液密度1.50 g/cm3，逐步做承压试验，如果试破立即进行堵漏，堵漏成功后继续做承压试验，确保灯四段在1.50 g/cm3钻井液密度下不漏失，降低灯三段垮塌风险。

4.3 灯影组综合防卡措施。

针对灯影组地层特性与钻井特点[16-20]，提前做好综合防卡措施：①灯四段重在预防托压后黏附卡钻，增斜段定向钻进时，发现托压立即上提钻具提离井底，对定向段划眼，正常后恢复钻进；②灯三段重在预防垮塌卡钻，减少页岩段定向作业，复合钻观察钻进扭矩及立压变化，发现异常立即上提钻具并划眼正常，定向钻观察立压变化，定向3 m上提钻具划眼；③灯二段重在预防高密度下黏附卡钻，地层压力系数1.0左右，钻井液密度1.5 g/cm3、储层发育良好，易黏附卡钻，细化接单根程序，钻具静止时间不超过2 min最佳。④裸眼段作业，班组人员提高防喷，防卡的意识，杜绝误操作井漏，卡钻操作，做到以井控安全为第一，能上下活动、开泵、转动钻具的时候必须要操作，清楚认识井下风险以及风险主次顺序。

5 现场应用效果

高石123井用时33.8 d，安全钻进到井深6 300 m完钻，灯二段钻进940 m，其中灯二段水平段穿越700 m，实现了灯二段大斜度、水平井安全钻井。高石123井故障复杂得到有效控制，灯影组段钻进中发生了一次井漏、一次溢流，损失时间4 h；未发生垮塌、卡钻、钻具故障等。

高石123井灯二段测试获天然气45.69 104m3/d，工艺水平井增产效果较同区域直井提高3倍以上。该井测试获高产工业气流，展示出高磨地区灯二段储量规模升级和效益开发的良好潜力，进一步明晰了高石梯磨溪地区灯二气藏储量升级规模区域。在该井钻探技术基础上，推广应用到位于高石18井区东部的高石125井，成功安全快速完钻，并于灯四段测试喜获天然气56.63 104m3/d的高产工业气流，有力推动该井区近700 108m3探明储量和SEC储量的顺利提交，助推安岳特大型气区超万亿立方米储量的发现。

6 结论

1）采用JFS防塌钻井液体系，合理确定钻井液密度，进入灯三段前及时进行承压试验，为钻开下部易塌层段创造了条件。

2）优选了“5+4”大水眼钻具，形成了小井眼钻具结构、钻井参数，提高了小井眼钻具复杂处理能力。

3）常规MWD以及LWD定向仪器在灯三、灯二段水平段稳斜稳方位效果差，每个立柱均需要1/3以上的长度来定向，实钻中要强化防托压、防卡操作，优选定向工具，减少起下钻次数，降低卡钻风险。