大塔场构造遂宁组—须家河组钻井技术难点及应对措施

彭泉霖

(川庆钻探工程有限公司川西钻探公司，四川 成都 610051)

0　引言

随着国内外石油行业的不断发展，为了维持石油行业繁荣与稳定，必然需要不断勘探与开发新油、气田。目前研究认为，在大塔场构造下部筇竹寺组黑色泥页岩、灯影组暗色澡云岩具有厚度大、有机质丰度高、类型好、成熟度高，烃源岩生气强度大的特点。研究分析在大塔场构造的钻井技术难点，对中石油在川南地区的石油发展战略具有重要意义。而大塔场构造下部地层探明度低，上部地层地质条件复杂，所以首先加大大塔场构造上部地层的钻井技术研究力度，才能为下部地层的勘探开发打下坚实基础，从而大大促进川南地区石油勘探与开发进程。

1　大塔场构造概况

1.1　生、储、盖层组合分析

灯影组烃源岩包括筇竹寺组黑色泥页岩、灯三段底部黑色泥岩、灯影组碳酸盐岩、陡山沱组黑色泥岩，烃源条件充足；灯影组灯四、灯二段风化及溶蚀作用形成的空洞缝是良好的储层，而灯影组内部致密的含有泥机质层段对油气具有良好的封堵作用，灯三段底部的致密泥岩、致密硅质岩在区内连续分布，亦可作为灯二段储层的直接盖层，寒武系筇竹寺组大套页岩作为灯四段的直接盖层，在区域上具有广泛分布，生储盖组合良好。

1.2　钻探现状

大塔场构造的钻井工作始于1976年12月的塔5井钻探，发现了大塔场沙一段气藏。1995年大塔场地区部署了第一口开发井，塔浅6-1井，并于1996年完钻试气获工业气流。2003年以后，该气藏开始实施滚动勘探开发，截止2014年12月31日，该气藏完钻井105口，已试气99口，完钻井成功率为78.1%。而对于更深部具有良好生、储、盖组合的震旦系—下古生界钻探程度低，目前的正钻井塔探1井，是大塔场构造第一口以灯影组为目的层的预探井。

2　钻井技术难点

在勘探大塔场构造下部震旦系—下古生界过程中，上部地层沙溪庙—须家河组的复杂地质条件与勘探开发要求带来了诸多技术难题。

(1)为了勘探下部地层的需要与保障井架基础安全，要求Ø914.4 mm钻头开眼，下Ø720 mm套管。如此大尺寸钻头开眼，带来了开眼不正，起步井斜，钻具憋跳严重，套管下放困难与固井难度大等技术难题。

(2)遂宁组—沙二段裂缝发育，易发生恶性井漏。根据塔1、4、5、18等井实钻资料显示，在该井段均发生连通深远的裂缝性漏失，平均漏失量达11000 m3以上。

(3)自流井组—须家河组岩石可钻性差。该层位细砂岩为主，岩性致密、硬度大、研磨性强、可钻性差、机械钻速低。以塔探1井为例，在该层位平均机械钻速仅1.7 m/h。

3　主要应对措施

3.1　大井眼钻完井技术措施

大塔场构造地质情况复杂，为了安全勘探开发下部灯影组需要，利用Ø914.4 mm钻头开眼，下Ø720 mm套管封堵表层易窜漏井段。大尺寸井眼的钻具刚性大，加之上部地层胶结疏松又含燧石层，钻进中出现携砂困难、扭矩大、憋跳钻等异常现象，易造成开眼不正、起步井斜、导管下不到位或不正、固井难度大等问题。针对这些问题，主要采取的技术措施有：

(1)每钻进0.5 m校正方钻杆垂直度，防止起步井斜；

(2)控制低钻压钻进，保证循环排量足够，可加入减震器，防止憋跳严重；

(3)注意观察方井、圆井、底座以及井场周边，遇地表窜漏则用高粘坂土浆钻进，窜漏严重时先进行人工井底搭桥后再车注水泥堵漏；

(4)下Ø720 mm套管时，需将多根Ø720 mm卷管焊接使用，应保证焊接后的卷管笔直无弯曲。下套管过程中，应使用铅垂线或水平尺保证套管下正；

(5)由于Ø720 mm套管下到位后，缺少对应工具，无法建立循环，因此固井过程中常通过正灌水泥浆，利用U形管原理使其自动涨平以达到固井目的，这要求在Ø720 mm套管下端开孔，防止沉砂堵塞通道，方便水泥浆流入环空。

3.2　井漏处理的技术措施

由于大塔场构造遂宁组—沙二段裂缝发育，极易发生恶性井漏且迅速失返，通过塔1、4、5等井实钻资料显示，在该层位漏失量如表1所示。

表1　大塔场构造部分井井漏数据

该层位的井漏问题，已经明显成为了制约探勘下部地层与大塔场构造钻井提速的关键难点之一，针对该问题，目前主要采取的技术措施及面临的技术难点如下。

3.2.1氮气钻井技术及难点

氮气钻井具有钻井液钻井所不具备的诸多优点。以氮气为介质，一方面能大幅度提高钻井机械钻速，另一方面作为循环介质的氮气密度低，对井眼形成的压力较低，能有效解决长段复杂地层的井漏问题，大幅度降低井漏复杂损失，加快钻井工程进度，提高油气勘探效益。

塔探1井作为大塔场构造第一口应用氮气钻技术的井，在实钻过程中仍会面临诸多问题及难点。

(1)地层出水。在氮气钻进至井深522 m，层位沙二段时，发现地层出水，初始出水速度约为35 m3/h。由于钻头破碎的岩屑中的泥岩水化，出现抱团现象，粘附在井壁及钻具上，再加上气体较液体而言，携砂能力较弱，且管道轴线上的速度是最大的，向管壁逐渐减小，直到为零，因此地层出水后，出现携砂困难现象。大量的岩屑滞留井内，逐渐形成泥饼环，严重时甚至堵塞环空通道。

(2)井壁垮塌。塔探1井氮气钻实钻资料显示，地层出水后，沙溪庙虽为陆相沉积，但经过长时间地层水浸泡后仍然较为稳定，反观是浅湖相和河湖相沉积的凉高山与自流井组岩石水敏性强，在遇到地层出水后，泥页岩发生水化膨胀，井壁失稳，发生井壁坍塌，导致钻具憋跳严重，最后造成垮塌卡钻，被迫放弃氮气钻进。

3.2.2清水强钻技术及难点

在大塔场构造遂宁组—沙二段发生井漏，多为无法建立循环的恶性井漏，清水强钻技术是处理该类井漏既有效又经济的方法之一。但必须具备前提条件：一是井眼稳定，能经受住钻井液或清水长时间浸泡而不垮塌；二是已钻或需钻井段无油气进入井筒；三是钻头破碎的岩屑能全部进入漏层。

塔1、4、5、18、1H-1、1H-2等井，在发生恶性井漏后，采取清水强钻技术，成功钻达目的井深，对以后该区块钻完井技术具有一定的指导意义，但在实钻及以后钻井过程中，仍然会存在一些困难。

(1)凉高山—自流井组岩性水敏性强，清水强钻易失稳。目前清水强钻成功井中，均钻进至沙溪庙底完钻，而为了勘探更深地层油气，要求钻进至雷口坡顶，必然会钻遇凉高山—自流井组强水敏性的泥、页岩，垮塌卡钻风险高。

(2)沙溪庙组空隙发育，井控风险高。沙溪庙组作为前期大塔场构造油气开采主产层，在清水强钻过程中，经常发生气侵、溢流甚至井喷，大大增加了采取清水强钻技术的井控风险。

(3)部分井存在漏水不漏砂现象。塔探1井在充氮气钻进过程中，发现漏层漏砂效果不理想，无法进行充氮气强钻，被迫对漏层堵漏，转为钻井液钻进。

3.2.3聚合物凝胶水泥堵漏技术及难点

凝胶堵漏技术原理是聚合物凝胶在水溶液中，大分子主链或侧链与高价金属离子通过化学键相互联接，形成类似网状的结构，该结构具有很高的粘弹性。当凝胶流体流动时，流体结构层面间，特别是与流通通道壁间会产生很高的粘性阻力，使得流动阻力迅速增加，压差及漏速迅速减小，即便是在流通通道尺寸大，壁粗糙度小的情况下，也容易发生滞留从而充满漏失空间。然而纯粹的聚合物凝胶力学强度相对较低，往往需要配合水泥浆或桥浆实施复合堵漏，即通过凝胶排走地层流体占据漏层附近空间，阻隔桥浆或水泥浆与地层流体接触，从而防止了桥浆或水泥浆被地层流体稀释，为其在漏层停留、及时堆积、凝结固化或形成“架桥”创造条件。

由于大塔场构造遂宁组—沙二段裂缝通道过大，凝胶进入地层后被严重稀释，后置水泥浆与地层水接触，漏层附近水泥浆被严重污染，未能完全凝固，塔探1井先后通过4次凝胶水泥堵漏，逐步成功封堵住漏层，基本解决了井漏失返问题，后通过桥浆堵漏，顺利封堵住了漏层。实践表明，凝胶水泥堵漏技术能有效封堵大塔场构造遂宁组—沙二段裂缝，为下步钻井施工提供了可靠保障，但由于裂缝发育，一次堵漏成功较为困难。

3.2.4大塔场构造沙溪庙组堵漏技术

针对大塔场构造沙溪庙组恶性井漏问题，通过分析该区块实钻井基础数据，认为单一的氮气钻或清水强钻并不能满足钻井需求，必须有效封堵漏层才能安全顺利进行下步作业，并提出了以下几点技术措施来解决井漏问题。

(1)沙溪庙组井壁较为稳定，而凉高山及自流井组岩性水敏性强，易失稳垮塌，可采取氮气钻或清水强钻钻进至沙溪庙底，充分暴露地层裂缝后，进行凝胶水泥堵漏施工，再转钻井液体系钻进。

(2)凝胶水泥堵漏施工过程中，可尝试加大凝胶量或在凝胶中加入纤维状材料或刚性颗粒，以提高凝胶的封堵性能，增加一次性封堵成功率。

3.3　钻头优选

大塔场构造自流井组—须家河组地层岩性以粉砂岩、页岩为主，岩性致密、硬度高、可钻性差，该层位钻进存在单只钻头进尺少、机械钻速低等难题。大塔1井、塔探1井在该层位钻进钻头使用情况如表2所示。

针对大塔场构造岩性特点，根据不同类型钻头的使用情况、测录井等基础资料，利用最优化理论推荐在大塔场构造自流井组—须家河组采用复合钻头。其较三牙轮钻头、PDC钻头单只钻头进尺分别提高了404%、269%，平均机械钻速分别提高了106%、53.8%。大大提高了机械钻速，减少了起下钻趟数，实现了在该区块自流井—须家河组的优快钻进。

表2　大塔1井、塔探1井钻头使用情况

4　结论与认识

(1)通过分析大塔场构造钻完井资料，明确了遂宁组—须家河组钻井技术难点，同时提出了相应技术措施。

(2)沙溪庙组井漏问题严重，建议采取氮气钻或清水强钻钻进至沙溪庙底，充分暴露地层裂缝后，利用凝胶水泥堵漏措施，同时加大凝胶量或在凝胶中加入纤维状材料或刚性颗粒，以提高凝胶的封堵性能，增加一次性封堵成功率。

(3)在自流井组—须家河组钻进过程中，复合钻头在单只钻头使用寿命及机械钻速方面均取得较好效果，建议进一步推广。

(4)在解决大塔场构造钻井技术难题时，要综合考虑多种因素，并结合本区块的特点，制定合理有效的技术措施。