元坝地区超深井优快钻井配套技术研究

元坝地区超深井优快钻井配套技术研究元坝地区是中国石化川气东送工程的重要能源接替阵地。

前期的钻探实践表明，该地区地质因素复杂，钻井过程中普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故，机械钻速低，施工周期长，严重影响了元坝地区的勘探开发进程。

综合考虑元坝地区复杂的地质特点及前期钻井期间出现的复杂情况，对元坝地区井身结构进行了优化设计，使得处理井下复杂情况的能力得到了显著提升。

通过开展气体钻井、液相控压钻井、下部陆相地层使用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井，以及海相地层使用抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究，形成了一套适合元坝地区超深井提速的配套新技术体系。

通过在元坝10井等5口井的超深井技术集成试验，取得了显著的提速效果，平均机械钻速2.0m/h，相比试验之前提高了26.58%，平均钻井周期331.86d，较试验前缩短了138d。

试验结果表明，所形成的提速配套技术能够解决目前元坝地区的技术难题，适合在元坝地区进行深入的推广应用。

标签：超深井；井身结构优化；钻井提速；气体钻井；控压钻井；复合钻井元坝地区是继普光气田之后，中国石化集团公司天然气增储上产的又一重点探区，也是川气东送工程的重要能源接替阵地，目的层位于海相地层的飞仙关组、长兴组和龙潭组，完钻井深7000m左右。

该地区地质因素复杂，存在陆相地层厚度大、砂泥岩互层频繁、可钻性差以及自流井-须家河超高压、压力窗口窄等特点，所钻井普遍存在溢流、井漏、垮塌等复杂和事故。

探区前期钻井过程中的平均机械钻速仅为 1.58m/h，平均故障复杂时效为9.25%，平均钻井周期高达470d[1-4]。

为了加快元坝地区的勘探开发进程，综合考虑该地区复杂的地质特点和前期出现的复杂情况，对元坝地区的井身结构进行了优化设计，结合气体钻井、液相控压钻井、涡轮配合孕镶钻头钻井，以及抗高温螺杆配合高效PDC复合钻井等新技术的研究及在元坝10、元坝124等几口超深井的技术集成试验，形成了一套适合元坝地区超深井钻井提速的配套新技术体系，对于今后元坝地区的钻井施工具有重要的指导意义。

1 元坝地区钻井技术难点分析1.1 压力情况复杂从元坝地区实钻情况来看，纵向压力分布为常压-高压-常压[5-8]：（1）千佛崖组及其以上地层为常压地层，千佛崖组及部分下沙溪庙组地层有气层；（2）自流井-须家河组地层为高压低渗、裂缝性气藏，压力窗口窄，漏、涌时有同层，井下复杂问题多；（3）嘉陵江组地层目前未钻遇较好气层，但部分井钻遇高压盐水层。

飞仙关组和长兴组地层同为一个常压压力系统，以溶孔性气层为主，且可钻性好；（4）雷口坡组、茅口组和栖霞组地层有局部存在高压气层的可能。

1.2 复杂地层分布由实钻资料得知，元坝地区地质剖面上复杂地层较多，钻进过程中地层不稳定，易发生井漏、塌、斜等复杂情况，钻井施工难度较大。

影响该地区钻井速度的复杂地层主要有：（1）剑门关组地层多存在裂缝性漏层，且多数井上部有微出水层；（2）上沙溪庙组地层上部的微出水层，其承压不高，钻井液密度超过1.90g/cm3时易漏；上沙溪庙组地层底部存在垮塌层，空气钻井难以实施；（3）自流井组-须家河组复杂地层有三个特点：a.油气藏多为裂缝性气藏，压力窗口窄，压井时易出现喷、漏同存；b.自流井组与须家河组地层的砂砾岩层可钻性极差，机械钻速低、易发生井下故障；c.泥岩段不稳定，易出现掉块卡钻；（4）嘉陵江组地层多井钻遇高压盐水层，对钻井速度造成了一定影响。

1.3 钻进事故及复杂情况经对元坝地区已钻井进行分析，该地区超深井平均非生产时效11.7%，个别井甚至超过了20%，严重影响了钻井施工进度。

其故障与复杂主要分为以下几类[5-8]：（1）钻具与钻头事故：空气钻过程中经常出现卡钻和断钻具事故，须家河复杂层多发生钻头与卡钻事故。

统计显示，该类事故累计损失时间占该地区事故总时间的33.97%。

（2）溢流、井漏：压力分布规律性不均衡，溢流、井漏频繁发生，不仅损失大量的施工时间、还损失大量钻井液造成巨大经济损失。

（3）转浆复杂：气体钻井转换泥浆后，多发生井下复杂，被迫划眼甚至出现卡钻。

（4）固井复杂与事故：地层承压能力难以准确掌握、井温高，固井施工难度大，固井时多发生漏失，固井返速低、质量差，固井复杂问题频发。

2 元坝超深井优快钻井技术近两年来，针对元坝地区的工程地质特点，通过技术攻关和引入国内外先进的钻井工艺和技术，大大提升了探区钻井技术水平，逐步为元坝地区提高机械钻速开辟了一条合理的提速模式。

2.1 井身结构优化设计元坝探区钻井普遍较深，钻探茅口组的井已接近7500m，区域的压力系统也十分复杂。

优化前主要采用的是“Φ508.0mm+Φ339.7mm+Φ273.1mm+Φ193.7mm+Φ146.1mm”井身结构。

该套井身结构存在下面几个方面的问题[9]：（1）Φ508.0mm导管下深浅，不能有效封隔疏松表层及地表水，导致导眼钻进过程中发生多次渗漏，并严重影响了下一开次的空气钻实施；（2）Φ339.7mm表层套管下深浅，不能有效封固上沙庙组低承压地层，将承压能力较低的上沙庙组地层与压力较高的须家河组同时打开，易引起井漏等复杂；（3）Φ273.1mm技术套管不能将须家河、雷口坡组的高压层位完全封固，导致雷口坡、嘉陵江均使用高密度钻进，增加了安全的风险，同时受密度的限制，许多提速措施难以实施，钻井速度大受影响，而且极易发生卡钻事故。

为此对元坝探区的井身结构进行了优化，新井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm套管和Φ273.1mm套管的下深，有效封隔了复杂层位，为实施新技术应用创造了条件。

同时，新井身结构设计“留有余地”，如果在嘉陵江组钻遇高压层，则可以提前下入Φ193.7mm套管，采用Φ146.1mm尾管完井，使得处理井下复杂情况的能力得到了提升。

图2 国民油井抗高温高效螺杆结构图3 提速技术集成应用效果分析针对元坝地区的工程地质特点，通过开展上述优快钻井配套技术的研究，选取了元坝10、元坝16、元坝103H、元坝124及元坝205井等5口井进行了元坝地区提速试验，最终5口试验井平均机械钻速 2.0m/h，相比试验之前提高了26.58%，试验井平均钻井周期331.86d，较试验前缩短了29.4%。

其中5口试验井Φ660.4mm导眼井段采用泡沫钻井技术平均机械钻速4.50m/h，有效解决了上部大井眼携水携砂难题，与泥浆钻相比，单井便节约钻井周期30d以上；一开Φ444.5mm井眼段采用空气钻井技术，平均钻进进尺2440m，机械钻速高达10.25m/h，相比试验之前提高了19.1%；元坝10、元坝103H井Φ311.2mm井眼自上沙溪庙组至须家河组地层采用控压降密度钻井技术，应用井段分别为3267～4894m和3969～5075.3m，平均机械钻速均相比试验之前提高了35%以上；元坝10、元坝124井Φ311.2mm井眼自千佛崖组至须家河组地层采用涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头钻井技术钻进，平均机械钻速1.19m/h，较试验前提高了40%以上，并且元坝124井使用孕镶+涡轮复合钻井第三趟钻创造了单只钻头钻穿自流井底部40.47m砾石层后，仍钻进了须家河组高致密研磨地层314m的元坝地区钻井纪录；5口试验井Φ241.3mm井眼在海相地层雷口坡、嘉陵江及飞仙关组采用高效螺杆配合PDC钻头复合钻井技术，分层机械钻速较试验前分别提高了15.4%、37.32%和73.22%。

4 结论与建议（1）元坝地区优化后的井身结构增加了Φ508mm、Φ339.7mm及Φ273.1mm 套管的下深，由于封隔了更多的复杂层位，有效减少了上沙庙、自流井以及须家河地层复杂情况的发生，同时避免了深层小井眼、小钻具施工，使得机械钻速大幅度提高，应对异常情况的能力大大加强；（2）高转速的涡轮钻具配合具有高耐磨性和长寿命的孕镶金刚石钻头复合钻井技术，能够较大幅度提高自流井、须家河地层的机械钻速及行程钻速，是解决深井大尺寸井眼强研磨性地层机械钻速慢的有效手段；（3）气体钻井、高转速涡轮钻具配合孕镶金刚石钻头复合钻井以及抗高温长寿命螺杆配合高效PDC复合钻井等技术针对性地解决了元坝陆相上部大尺寸井眼地层、下部自流井-须家河组高研磨性地层以及深部海相地层的技术难题，适合在元坝地区进行深入的推广应用；（4）建议针对元坝地区的不同地层特点，进一步加大国产“孕镶金刚石钻头+涡轮钻具”、“高效PDC+抗高温螺杆钻具”等工具的研制与改进，现场试验与推广应用，以便尽快提升我国深井超深井钻井的技术水平，同时实现显著降低钻井成本的目的。

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