龙岗西地区首口非常规超深井钻井技术

谭茂波　何世明，2　邓传光　米光勇　高德伟　王　强（. 西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都　60500；2. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都　60500；. 中国石油西南油气田公司勘探事业部，四川成都　600；. 中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油　6200）

龙岗西地区首口非常规超深井钻井技术

谭茂波1何世明1，2邓传光3米光勇4高德伟4王强4
（1. 西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都610500；2. 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500；3. 中国石油西南油气田公司勘探事业部，四川成都610041；4. 中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川江油620041）

龙岗61井是四川盆地龙岗西地区第1口非常规超深井，完钻井深6 618 m。侏罗系地层井壁稳定性差，纵向上压力系统复杂，深部海相地层H2S含量超过30 g/m3、同时存在异常超高压CO2气层和盐水层，井底压力超过110 MPa、温度在150℃以上。为此，龙岗61井采取了如下钻井技术措施：采用6开制非常规套管层序封隔不同复杂层段，有效预防和控制井下地质风险；在蓬莱镇—沙溪庙组易漏地层应用空气钻井防漏治漏、防斜快打；对自流井组和须家河组强研磨性地层优化钻头设计，并在小井眼段进行PDC钻头提速试验；优化抗高温聚磺水基钻井液，使之具备较强的抗高温、抗盐及抗钙污染能力。实践表明，龙岗61井非常规超深井钻井技术不仅有效解决了复杂地层所带来的钻井难题，实现安全快速钻至目的层，而且还在川渝地区超深井钻井技术上得到创新，形成了一套较完整的非常规超深井钻井技术。

四川盆地；龙岗地区；超深井；非常规井；小井眼；抗高温水基钻井液

龙岗西部地区是四川盆地油气资源重点勘探开发区域，勘探进程开始向深部海相地层深入发展。龙岗61井是中石油西南油气田在龙岗西部地区部署的第1口非常规井身结构预探井，同时亦是中石油川渝地区第1口非常规井身结构井，钻探目的是了解龙岗以西地区飞仙关组、长兴组的含油气性，扩大龙岗地区滩、礁气藏勘探领域。龙岗61井在川渝地区非常规超深井钻井技术不成熟的条件下，应用了多种新技术新工艺，成功克服了复杂地层带来的钻井难题，全井钻井周期398 d，平均机械钻速1.68 m/h。龙岗61井非常规超深井钻井技术能为后续非常规超深井钻井施工提供技术支撑和宝贵经验。

1　钻井难点分析

龙岗西部地区的地质剖面和地层压力情况异常复杂，已经给前期预探井钻井施工带来了诸多困难。根据实钻情况统计分析出了井下地质风险和复杂地层所带来的钻井难点，具体表现在以下几个方面。

（1）井壁稳定性差。龙岗西部地区出露地层为白垩系下统剑门关组，岩性以砂砾岩为主，胶结疏松，表层发生窜漏和垮塌的可能性极大。整个侏罗系地层是川渝地区典型的红层发育段，岩性主要以砂岩、泥页岩为主，邻井实钻显示，在这类地层中钻进极易出现井壁失稳［1］。上三叠统须家河组地层间夹煤层及煤线，且地层十分破碎，将会不同程度的表现出井壁失稳。

（2）油气水活跃，空气钻井受限。在勘探开发前期，空气钻井技术从开始的试验研究到全面推广均对钻井提速起了十分显著的成效。但是，随着勘探开发的逐步深入，复杂地层暴露出的空气钻井难题也越来越多，油气显示频繁、地层出水以及井壁不稳定等复杂地层因素，都将会严重影响空气钻井。

（3）地层压力系统复杂，存在多套产层。纵向上地层压力系统复杂（见图1），剑门关组—沙溪庙组属于正常压力地层，须家河组—龙潭组地层压力较高，其中在须二段可能会钻遇异常超高压CO2气层，嘉二段地层含有异常高压盐水层。例如，剑门1井在须二段钻遇异常超高压气层，使用钻井液最高密度为2.45 g/cm3；邻区构造龙4井在嘉二段钻遇异常高压盐水层，地层压力系数为1.8～2.1。地层纵向上存在多套产层，自流井组、须二段、飞仙关组和长兴组均含有高压气层显示，但由于前期钻探程度不高，对含气范围、分布情况及储层类型还具有认识上的不足。

（4）地层研磨性强、可钻性差。自流井组、须家河组地层岩性由页岩、细砂岩及砂砾岩组成，可钻性级值达到7级以上，地层研磨性强、可钻性差。实钻显示机械钻速非常低，单只钻头进尺少且使用寿命短。例如，剑门1井在侏罗系下统自流井组石英砂岩地层钻进，在3 775～4193 m井段消耗钻头18只，单只钻头平均进尺23.2 m，平均机械钻速仅为0.66 m/h。

（5）高温、高压及高含H2S。实钻显示雷口坡组—长兴组海相地层含有H2S，其中飞仙关组和长兴组地层H2S含量已超过30 g/m3。例如，剑门1井显示长兴组H2S含量达到80～87 g/m3。另外，井底最高地层压力超过110 MPa、温度在150 ℃以上，属于油气井领域典型的“三高”气井。高温、高压及高含H2S将会给钻井液体系、钻井液高温稳定性及固井水泥浆提出了更高标准的要求。

2　超深井钻井技术

2.1非常规井身结构设计

龙岗西部地区在勘探前期均沿用的是川渝地区5开制传统井身结构，对地层井壁稳定性差、压力系统复杂、多产层、高温高压及高含H2S等复杂地质条件带来的钻井风险，导致井下复杂情况频繁发生。例如，剑门1井在须二段钻遇异常超高压CO2气层，被迫提前下入Ø177.8 mm套管，导致5开Ø149.2 mm井段长达2 000 m以上，严重制约机械钻速；同时该井段存在多套压力体系，多次钻遇“漏喷同层”的井下复杂情况。

为了提高井下风险预防和控制能力［1］，龙岗61井率先在龙岗西部地区拓展了套管层次，首次使用了6开制非常规井身结构，套管层序为Ø508 mm×Ø365.1 mm×Ø273.1 mm×Ø219.07 mm×Ø168.28 mm×Ø114.3 mm（见图1）。Ø508 mm套管下至蓬莱镇组顶部封固剑门关组疏松漏失层，防止表层窜漏和垮塌；Ø365.1 mm表层套管下至沙溪庙组顶部，深度为1 812.07 m，封隔浅层地下水并为空气钻井提供条件；Ø273.1 mm技术套管下至须三段底部，深度为4 062.28 m，封隔上部低压漏失层以及自流井组—须三段可能存在的垮塌层；Ø219.07 mm技术套管下至雷口坡组顶部，专门用于封隔须三段底部—须一段异常超高压CO2气层；Ø168.28 mm油层套管下至飞仙关组底部，封隔嘉二段高压盐水层及飞仙关组可能存在的高含H2S气层，并与长兴组储层隔开，便于下步进行储层专打；Ø140 mm钻头钻至龙潭组顶部，下入Ø114.3 mm尾管射孔完井。在龙岗61井应用6开制非常规井身结构，有效提高了龙岗西部地区复杂地层条件下井下风险预防和控制能力，从开钻到完井，无论井下、设备还是人身，均未出现任何复杂情况，达到了安全钻进的目标。

图1　龙岗61井非常规井身结构

2.2空气钻井技术

2.2.1空气钻井防漏治漏、提速增效

表层胶结疏松，地层层理分布差，断层、错层裂缝发育，对压力非常敏感，若采用常规钻井液钻进遇裂缝性地层时，将会引发严重井漏。例如，剑门1井在剑门关组采用聚合物低固相钻井液钻进进尺60 m，多次发生井漏失返、堵后复漏的井下复杂情况，漏失钻井液80 m3、消耗堵漏浆100 m3并且损失时间35 h，后改用空气钻井才顺利钻至固井井深。针对这样的潜在性漏失地层，最好的措施就是采用空气钻井，不仅能解决常规钻井液无法解决的防漏治漏难题，而且还能提高机械钻速、缩短钻井周期和延长钻头寿命。

在龙岗61井Ø444.5 mm和Ø333.38 mm井眼继续使用空气钻井，钻井层位为蓬莱镇组—沙溪庙组。空气钻井顺利完成了Ø444.5 mm表层井眼段的钻井施工，未发生任何的井下复杂情况，成功解决了表层恶性漏失层防漏治漏难题。并在空气钻井结束后，在不替浆的情况下直接进行干井眼固井，缩短了钻井周期，且电测显示固井胶结质量优良。Ø333.38 mm井眼空气钻井设计钻进至沙一段底部3100m处，但实钻至沙二段中下部2 880.41 m地层出水，被迫提前结束空气钻进。龙岗61井空气钻井进尺2778.41 m，占全井总进尺的42%，平均机械钻速达到了10.63 m/h，提速效果显著。

1.1 小鼠和疟原虫、以及疟原虫感染小鼠 5～7周龄昆明小鼠，饲养于清洁级动物房。约氏疟原虫P.y NSM为本实验室保存株。取1×106数量的P.y NSM原虫通过尾静脉感染小鼠，并记录小鼠的原虫血症、红细胞数量和体温变化。

2.2.2空气锤防斜快打

在空气钻井中，空气锤的破岩方式不同于牙轮钻头压碎剪切破岩，而采用的是冲击回转破岩。这样的破岩方式不仅能够进一步提高机械钻速、缩短钻井周期和延长钻头寿命，而且采用低钻压、高转速的钻井方式还有利于直井段的防斜打直［3-4］。

龙岗61井在空气钻井中使用了2只空气锤钻头，单只钻头平均进尺477.1 m，并且均取得了较好的提速效果。在Ø444.5 mm井眼117.06～310.26 m井段，空气锤平均机械钻速5.08 m/h；在Ø333.38 mm井眼1 823～2 584 m井段，空气锤平均机械钻速18.91 m/h，同井段比牙轮钻头空气钻井提高102%，是龙岗61井全井最高钻速记录。另外，空气锤钻进时使用的钻压低，具有比牙轮钻头更好的防斜优势。通过空气锤和牙轮钻头交替钻进地层井斜情况分析得知，在钻具组合没有发生变化的条件下，在117.06～310.26 m井段，空气锤钻进平均井斜0.61°，最大井斜为0.71°；同一裸眼井段310.26～1 814 m牙轮钻头钻进平均井斜2.2°，最大井斜为5.33°。可以看出，转换成牙轮钻头钻进后，直井段井斜迅速上升，空气钻井中使用空气锤钻进具有比牙轮钻头更好的防斜打快优势。

2.3钻头优化设计

目前国内钻头生产厂家较少，种类比较单一，与地层可钻性相结合的程度较差，导致钻头选择范围较窄。尤其是在非常规钻井配套技术装备中，非常规钻头尚未形成统一标准，只能根据所需尺寸和类型联系厂家订制。为提高机械钻速、缩短钻井周期和节约钻井成本，对强研磨性地层和小井眼段进行了钻头优化设计。

2.3.1高抗研磨性牙轮钻头的应用

自流井组和须家河组地层岩性由页岩、细砂岩和砂砾岩组成，地层研磨性强、可钻性差，钻进时机械钻速低、单只钻头进尺少并且钻头磨损严重。为了在强研磨性地层中提高机械钻速和延长钻头寿命，龙岗61井使用了高抗研磨性牙轮钻头。

2.3.2小井眼段试验PDC钻头

牙轮钻头在小井眼段钻进具有轴承磨损快、使用寿命短以及不适应高转速等缺点，而且其密封圈在温度超过150℃便会急剧老化，无法正常使用。故为了防止井下钻具事故，国外在超深井小井眼段主要采用PDC钻头钻进。PDC钻头采用低钻压、高转速的钻井方式，在小井眼中具有使用寿命长和机械钻速高等优势。另外，PDC钻头在600℃以下高温环境能正常稳定工作。

Ø190.5 mm和Ø140 mm井眼所在地层为雷口坡—长兴组，岩性以碳酸盐岩为主，较为单一。在Ø190.5 mm井眼中交替使用了六刀翼M1365SS和五刀翼DF1605BUM钻头。2只PDC钻头累计进尺1 733.5 m，平均机械钻速2.18 m/h，多次入井后起出的钻头未见明显磨损。在Ø140 mm井眼使用了1只PDC钻头STR445，进尺177.65 m，平均机械钻速2.29 m/h，同井段机械钻速比牙轮钻头提高80.32%。在小井眼段试验PDC钻头取得了非常好的效果，不仅能提高机械钻速、节约钻井成本，而且避免了井下钻具事故的发生，实现了安全快速经济钻井。

2.4抗高温钻井液技术

龙岗西部地区主要产气层为飞仙关组鲕滩和长兴组生物礁储层，埋藏深度超过6 000 m，储层压力超过110 MPa、温度在150 ℃以上，钻井过程中极易出现掉块坍塌、盐膏层卡钻和处理剂失效等井下风险。因此，要求钻井液具备良好的抗高温、防硫、防塌、防卡以及抗盐抗钙污染性能。

表1　抗高温钻井液高温稳定性能

表2　抗高温钻井液抗盐污染能力

表3　抗高温钻井液抗钙污染能力

龙岗61井在海相超深井段采用的钻井液配方是，井浆+(4～5)% PPL+(4～6)% 磺化酚醛树脂SMP-1+(0.2～0.4)% PAC-LV+(3～4)% 高温抗盐降滤失剂RSTF+(0.2～0.5)% NaOH+(3～5)% MEG+(2～3)% PEG+(0.5～1)% 除硫剂+适量降黏剂+加重剂。通过室内实验测定不同密度的抗高温水基钻井液在180℃下滚动16 h前后的流变性及降滤失性，以评价钻井液的高温稳定性；在相同实验条件下，分别向抗高温水基钻井液中加入NaCl和CaCl2，以评价钻井液的抗盐和抗钙污染能力［6］，实验结果见表1～3。FLHTHP的测定温度和压力分别为150℃、3.5 MPa；黏度统一在50 ℃下测定。

在钻井液中加入PPL、磺化酚醛树脂SMP-1及高温抗盐降滤失剂RSTF等处理剂后，大幅度的提高了钻井液的高温稳定性和抗膏盐污染能力。由表1可知，不同密度的钻井液在180 ℃下滚动16 h后均还具有非常好的流变性和较低的高温高压滤失量，这表明该钻井液具有很好的抗高温性能。由表2～3可知，钻井液抗盐污染能力达到15%以上，抗钙污染能力达到1 000 mg/L以上。这样的钻井液在理论上完全能满足龙岗西部地区超深井段抗高温稳定性、抗盐及抗钙污染能力的要求。

龙岗61井在五开（4 505～6 392 m）、六开（6392～6618 m）深井超深井段使用了该体系的抗高温聚磺水基钻井液。实钻时在井底温度超过150℃条件下，钻井液依旧保持着良好的流变性和降滤失性，表现出了非常好的抗高温性能；在雷口坡组—嘉陵江组地层中的5 057～5 447 m和5 594～5 742 m井段钻遇了长段石膏层和盐水层，钻井液中Ca2+离子、Cl-离子虽然大幅度增加，但钻井液性能保持稳定，表现出了非常好的抗盐及抗钙污染能力。抗高温聚磺水基钻井液体系成功解决了龙岗61井深井超深井段的抗高温、防卡、抗盐和抗钙污染的复杂井下问题。

3　结论与认识

（1）拓展套管层序后的6开制非常规井身结构要比传统5开制井身结构具有更好的井下风险预防和控制能力，非常规井身结构为川渝地区复杂深井超深井钻井提供了技术储备。但由非常规井身结构本身带来的诸多钻井难题，亟需有待进一步的解决。

（2）龙岗西部地区蓬莱镇组、遂宁组和沙溪庙组上部地层井壁稳定好、无油气显示以及出水非常少，适合采用空气钻井以提高机械钻速。但沙二段底部存在井壁失稳问题，为了减少井下复杂情况，需保障不钻开沙二段垮塌层，建议在距沙二段底界200 m左右提前结束空气钻井。

（3）自流井组等强研磨性地层采用高抗研磨镶齿牙轮钻头、提速效果不太明显，其主要原因是不成熟的非常规钻井配套技术造成的，下一步应着力研究非常规钻井配套技术和装备。在Ø190.5 mm和Ø140 mm小井眼试验PDC钻进，取得了较好的钻井成效。

（4）雷口坡组和嘉陵江组地层钻遇了长段石膏层和盐水层，钻井液性能保持稳定，以致未发生任何的井下复杂情况。抗高温聚磺水基钻井液成功应用表明，该钻井液体系完全能够应对龙岗西部地区深井超深井段的复杂地质条件，能够满足安全快速钻井的钻井液性能要求。

［1］ 邹灵战，葛云华，张军，等.龙岗地区复杂压力层系下非常规井身结构设计与应用［J］.石油学报， 2012， 33（S2）： 189-196.

［2］ 程常修，肖波，贾华雄，等.剑门1井超深超长小井眼钻井技术［J］.天然气工业， 2009 ， 29（7）： 52-54.

［3］ 孟庆昆，王向东，于兴胜. KQC系列空气锤在油田气体钻井中的应用［J］.石油矿场机械， 2007， 36（11）： 54-57.

［4］ 孙海芳，韩烈祥，张治发，等.提高四川深井超深井钻井速度的技术途径［J］.天然气工业， 2007， 27（6）： 57-60.

［5］ 王兰，马光长，吴琦.抗高温水基钻井液在龙岗地区的应用［J］.精细石油化工进展， 2010， 11（10）： 23-26.

［6］ 何世明，安文华，唐继平，等.满东2井氮气钻井实践与认识［J］.石油钻采工艺， 2008， 30（3）： 15-18.

［7］ 王树江，曹强，陈彦彪.氮气钻井技术在普光202-1井的应用［J］.石油钻采工艺， 2007， 29（5）： 23-25.

［8］ 高如军，何世明，陈佳玉，等.气体钻井井斜机理与控制初探［J］.石油钻采工艺， 2008， 30（2）： 42-45.

［9］ 干建华，程常修，林强，等.非常规超深井井身结构在LG61井的应用［J］.天然气工业， 2010，，30（5）： 81-83.

［10］ 谭茂波，何世明，范兴亮，等.相国寺地下储气库低压裂缝性地层钻井防漏堵漏技术［J］.天然气工业，2014 ， 34（1）： 97-101.

［11］ 魏武，何仲，马光长，等.气体钻井技术用于防漏治漏［J］.钻井液与完井液， 2007， 24（S）： 35-37.

［12］ 伍贤柱，晏凌，侯斌.气体钻井技术在龙岗地区的应用与发展［J］.石油科技论坛， 2007， 32（6）： 44-50.

［13］ 王兴武.盐下水平井YM7-H4大井眼段钻井技术［J］.石油钻探技术， 2010， 38（1）： 97-100.

［14］ 韦忠良，刘志洲，蔡镜仑，等.螺杆钻具配合PDC钻头快速钻进试验研究［J］.石油钻探技术， 1997， 25（3）：42-43.

［15］ 何世明，汤明，刑景宝，等.大牛地气田盒1段气层氮气泡沫钻水平井技术［J］.天然气工业， 2010， 30（10）：49-52.

［16］ 张继国，杨永胜，纪树伟，等.查深1井钻井液技术［J］.石油钻采工艺， 2013， 35（5）： 56-58.

［17］ 郭元恒，何世明，刘忠飞，等.长水平段水平井钻井技术难点分析及对策［J］.石油钻采工艺， 2013， 35（1）：14-18.

（修改稿收到日期2015-02-13）

〔编辑薛改珍〕

Drilling technology for the first unconventional ultra-deep well in West Longgang Region

TAN Maobo1, HE Shiming1,2, DENG Chuanguang3, MI Guangyong4, GAO Dewei4, WANG Qiang4
（1. Petroleum and Gas Engineering Colleg, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 3. Exploration Division of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Chengdu 610041, China; 4. Northwestern Sichuan Gasfield District of Southwest Oil & Gas Field Company, CNPC, Jiangyou 620041, China）

Well Longgang-61 is the first unconventional ultradeep well in West Longgang Region in Sichuan Basin with a total depth of 6 618 m. The Jurassic wellbore wall is poor in stability; the vertical pressure system is complex; the H2S content in deep marine formation is over 30 g/m3; there also exists CO2zone and brine zone with abnormally high pressure; the bottom hole pressure is over 110 MPa and the temperature is over 150 ℃. For this reason, Well Longgang-61 adopted the following drilling techniques: using 6-spud system and unconventional casing program to isolate various complex intervals, effectively preventing and controlling downhole geologic risks; using air drilling in leakage-prone formations in Penglai Town-Shaxi Temple Formation to prevent fluid loss and prevent deviation and ensure fast drilling; for formations with strong abrasivity in Ziliujing Formation and Xujiahe Formation, the drilling bit desing was optimized and accelerating test was performed for PDC drilling bit in slim hole section; and optimizing high temperature poly-suphonated water-based drilling fluid so as to provide it with strong capability in resistance to high temperature, salt and calcium. Practice shows that the drilling technology for unconventional ultra-deep well Longgang-61 not only addressed the drilling difficulty caused by formation complexity and realized safe and fast drilling to the target zone, but it was innovated in drilling of ultra-deep wells in Sichuan and Qiongchong areas, creating a set of complete drilling technologies for ultra-deep wells.

Sichuan Basin; Longgang Region; ultra-deep well; unconventional well; slim hole; heat resistance water-based drilling fluid

TE243

A

1000 – 7393（ 2015 ） 02 – 0019 – 05

10.13639/j.odpt.2015.02.006

国家自然科学基金“基于流-固-化耦合理论的欠平衡钻水平井井壁失稳机理研究”（编号：51474186）；中国石油川西北气矿科技项目“剑阁区块高温高压超深井钻井技术研究”（编号：XNS05JS2013-158）。

谭茂波，1988年生。西南石油大学油气井工程专业2012级在读硕士研究生，现主要从事石油工程方面的研究工作。电话：18780229390。E-mail：tanmbo@163.com。

引用格式：谭茂波，何世明，邓传光，等.龙岗西地区首口非常规超深井钻井技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（2）：19-23.