盐下复杂压力系统超深井的非常规井身结构设计——以四川盆地五探1井为例

邹灵战 毛蕴才 刘文忠 汪海阁 郭建华 邓传光 郑有成黄洪春 李 杰 乐 宏 陈 刚

1. 中国石油集团工程技术研究院有限公司 2. 中国石油勘探与生产分公司 3.中国石油西南油气田公司

0 引言

近期的勘探成果[1-5]表明，四川盆地东部的达州—开江古隆起区具备良好的油气成藏条件，是天然气勘探重要的领域和方向[5-6]。

近年来，四川盆地深井和超深井钻井技术取得显著进步，井身结构设计持续优化[7-9]，普光气田完钻井深接近6 000 m，采用常规四开井身结构。元坝气田完钻井深7 000 m，采用非标五开井身结构[10-12]。龙岗西采用六开非标井身结构，完钻井深达到7 793 m[13-15]。井身结构的优化和拓展，以及控压钻井技术的应用[16-17]，安全钻井得到了基本保障。

但在川东地区的寒武系膏盐层钻井面临着严重挑战。太和1井在膏盐层发生3次卡钻无法继续钻进；建深1井在盐层发生多次卡钻而中止；座3井在盐层发生套管挤毁而无法继续钻进；池7井、五科1井钻至膏盐层顶部完钻，马深1井未钻遇寒武系这套膏盐层[18-19]。

国际上，墨西哥湾深水钻井面临着5 000 m的巨厚盐层的挑战，2000年之后采用的是随钻扩眼技术拓展套管层次，井身结构主体为Ø914.4 mm×Ø711.2 mm×Ø558.8 mm×Ø457.2 mm×Ø406.4 mm×Ø355.6 mm×Ø301.6 mm×Ø250.8 mm×Ø196.85 mm，盐层安全钻井的主要措施有：①盐层用2～3层套管封隔不同压力系统；②盐层设计厚壁高抗挤套管；③采用油基钻井液。这些技术保障了该地区复杂压力体系、巨厚盐层、超深井钻井安全的需要，完钻井深超过10 000 m，代表着国际领先的盐下超深井钻井水平[20-23]。

国内库车山前钻井也面临着巨厚膏盐层挑战，安全钻井的成功经验包括：①盐层专打；②高钢级、厚壁套管，抗挤强度达到150 MPa以上；③油基钻井液技术。采用非标五开井身结构，套管层次为Ø508.00 mm×Ø365.10 mm×Ø273.05 mm×Ø206.40 mm×Ø139.70 m，盐顶下入Ø273.05 mm技术套管，盐层下入Ø206.40 mm厚壁、高抗挤套管。库车山前代表着国内巨厚盐层钻井的领先水平，完钻井深达到8 023 m[24-27]。

本研究借鉴墨西哥湾盐下和库车山前井身结构设计和安全钻井的经验，按照“低压漏失层与高压显示气层尽量分隔、复杂层段尽量不下延、膏盐层专打、套管层次留有余地”的原则，依据压力系统和复杂地层特点，优化设计了五探1井的井身结构。

1 地质层序与压力系统

四川盆地东部地质层序较为完整，由浅及深一般分布有侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、志留系、奥陶系、寒武系、震旦系、南华系。

川东地区纵向上高低压交错、压力系统非常复杂。凉高山组—须家河组岩性以泥岩、页岩、砂岩为主，须家河夹煤层，易发生水敏垮塌与应力垮塌，压力系数一般小于1.0，漏失和垮塌矛盾比较突出；嘉陵江组的嘉四段可能钻遇石膏或盐层，有井径扩大、缩径的风险；飞仙关组、长兴组为四川盆地勘探鲕滩和生物礁储层的主要对象，有钻遇高含硫气藏的可能，一般压力系数1.2～1.3，储层发育的井段易发生压差卡钻；龙潭组、茅口组可能钻遇裂缝性异常高压层和漏失复杂层；石炭系为川东主要开发气层，地层原始压力系数为1.1～1.2，与五探1井相邻构造的石炭系一般埋深5 000 m，厚度60 m左右，为一套较为致密的云岩[27]，储层开发后压力系数已经降低至0.5左右，但在钻井液封堵性能比较好的情况，漏失压力系数达到1.70左右。这是川东多年钻探中，对石炭系及以上地层得出地质压力系统与复杂情况的认识。

志留系纵向上依次为韩家店组、小河坝组和龙马溪组，小河坝组是川东地区的区域产层。五科1井试油获气1.09×104m3/d，压力75.8 MPa，折算压力系数1.60；建深1井获气5.13×104m3/d，压力61.44 MPa，折算压力系数1.62。川东地区的志留系普遍存在高压，地层压力系数在1.65左右[28]。

寒武系的高台组中下部与龙王庙组上部可能钻遇大段膏盐层，有缩径、垮塌形成“大肚子”井眼的风险，对安全钻井挑战很大。

五探1井预测井底温度175 ℃，井底液柱压力超过140 MPa，而且雷口坡以下地层，大多含有硫化氢，个别为高含硫气藏。

2 钻井工程面临的难点和风险分析

2.1 石炭系及以上地层的钻井难点与风险

距离五探1井在几千米范围内可以参考的有檀木场构造的七里50、七里13、七里53、七里28、七里49井和安仁构造的天西1井。钻井复杂情况主要是：浅表地层水丰富，嘉二3亚段以上地层渗透性漏失多发；嘉一段到石炭系顶属高压低渗井段，气层多、显示频繁，并伴有裂缝性漏失，钻井中喷漏矛盾突出，井控风险较高。

2.2 志留系及寒武系的钻井难点与风险

川东地区石炭系以深勘探程度低，自上世纪80年代以来仅完成7口井，多数因钻遇寒武系盐膏层等井下复杂，套管强度、钻机能力与井身结构受限等问题，未能实现地质目的。

以五探1井为圆心，最近的五科1井（相距25 km）进入高台组51.5 m见白色石膏层完钻，未进入龙王庙组；最远的太和1井（相距171 km），在盐膏层发生了三次卡钻而被迫提前完钻；建深1井膏盐岩累计厚达622.5 m，其中纯石膏共计9 层、厚度56.5 m，含膏盐岩、膏质盐岩和盐岩累计厚达120 m；座3井在高台组钻遇60 m的膏盐岩，抗挤强度为90 MPa的Ø177.8 mm套管被挤毁。

五探1井预测寒武系盐层的埋深介于6 600～6 800 m，安全钻井风险大。

2.3 寒武系下统—震旦系钻井

马深1井距离五探1井135 km，完钻井深8 418 m、完钻层位震旦系灯影组二段，未钻遇寒武系的膏盐层。该井钻至7 354.61 m（龙王庙组）溢流1.6 m3钻井液，钻井液密度1.73 g/m3，采用1.95～2.00 g/m3压井液压井发生井漏，在寒武系累计漏失钻井液近1 000 m3。

综合以上所述，川东寒武系盐下勘探的井身结构设计有以下难点与风险：①压力系统复杂，纵向上高低压交错，漏失层位和高压气层交错发育；②石炭系储层经过多年开采，地层压力系数在0.5左右；③寒武系中统可能钻遇大段膏盐层；④完钻井深超过7 500 m，井底温度达到175 ℃，井底压力超过140 MPa；⑤雷口坡组以下地层普遍含硫化氢。

3 五探1井井身结构方案设计

3.1 井身结构必封点分析

合理的井身结构设计要依据地层压力系统来确定套管层次和各层套管的合理下深。研究和分析纵向上孔隙压力、坍塌压力（包括盐层蠕变压力）、漏失压力和破裂压力的分布特点，并结合实钻工况条件分析和确定井身结构设计需要的6个基础参数，包括抽吸压力允值、激动压力允值、井涌条件允值、正常压力地层黏卡压差临界值、异常压力地层黏卡压差临界值以及压裂地层安全附加值，按照裸眼段防漏、防喷和防压差卡钻等约束要求，精细划分套管层次，确定套管的下深[15,29]。

依据五探1井的压力系统和地层特点，确定其井身结构必封点共有5个，套管层次为6层，各开次的套管下深位置和封隔目的分析如表1所示。

必封点分析中比较复杂的是对石炭系低压储层的处理。由于多年来的开采，相邻构造的石炭系压力系数下降到0.5左右，五探1井石炭系压力系数为1.0，理论上有压差卡钻和漏失的风险，但考虑到其岩性为致密云岩，厚度仅为60 m，发生压差卡钻的风险很低；尽管储层压力系数低，但经过承压后其漏失压力系数1.75，综合考虑，石炭系不作为必封点。

必封点分析的另一个关键是对寒武系膏盐层的处理。借鉴国内外盐下超深井钻井的成功经验，需要在寒武系膏盐层顶部下入技术套管，实现膏盐层专打，钻至震旦系顶部再次下入套管，确保寒武系膏盐层和震旦系钻井安全。

3.2 井身结构方案设计

按照5个必封点、6层套管封隔的分析，优化设计的五探1井井身结构方案如图1所示，具体各开次设计如下：

表1 五探1井井身结构方案的必封点分析表

1）一开：Ø660.40 mm钻头钻至500 m左右下Ø508.00 mm套管，封隔易漏失表层，为二开钻进提供一定的井控能力。

2）二开：Ø444.50 mm钻头钻至嘉二3亚段中部（3 480 m）下Ø365.10 mm套管，封隔上部低压层，为三开高压气层安全钻井提供井控能力。

3） 三开：Ø333.38 mm钻头钻至石炭系顶部（5 165 m）下Ø273.05 mm套管，封隔上部飞仙关组、长兴组、茅口组的活跃气层，以及茅口组的易漏层、龙潭组和梁山组易垮塌层，为四开安全钻进创造条件。

实钻中Ø273.05 mm套管下深可以动态优化，第一个下深位置在石炭系顶部，第二个下深位置在志留系韩家店组。如果二叠系安全钻进时钻井液密度低于1.70 g/cm3，则钻穿石炭系，在志留系的韩家店组中上部下入Ø273.05 mm套管中完。

4）四开：Ø241.30 mm钻头钻至寒武系膏盐层顶部（预计位置在6 515 m），下入Ø219.08 mm尾管中完，封隔上部志留系、奥陶系及盐上寒武系地层，为膏盐层段安全钻进创造条件。

5）五开：Ø190.50 mm钻头钻穿膏盐层、龙王庙组后，继续钻至震旦系灯影组顶部（预计位置在7 185 m），下入Ø168.28 mm厚壁高抗挤尾管中完，保障膏盐层套管安全。

6）六开：震旦系灯影组采用Ø135.50 mm钻头钻进，进入陡山沱组20 m完钻，悬挂Ø114.30 mm尾管固井完井。

图1 五探1井设计井身结构示意图

3.3 套管安全性设计

五探1井各开次套管安全性设计见表2。针对寒武系膏盐层，通过盐层蠕变压力计算分析，要求套管抗挤强度达到160 MPa以上。

4 五探1井实钻情况

1）五探1井于2016年10月25日开钻，一开Ø660.40 mm钻头钻至323.00 m，下入Ø508.00 mm表层套管。

2）二开Ø444.50 mm钻头钻至3 550 m、嘉二3亚段，下入Ø365.10 mm技术套管，为了提高三开的关井能力，该套管采用气密封扣，抗内压强度33.0 MPa，提高了复杂情况下的井控能力。

3）三开Ø333.38 mm钻头开眼，在茅口组发生气侵、漏失复杂，关井的最高压力达到20.0 MPa。钻至石炭系顶部，由于实钻钻井液密度为1.67 g/cm3，考虑到石炭系较为致密、漏失压力系数1.75，并且该地层致密、不会发生压差卡钻，决定继续钻穿石炭系，进入志留系的韩家店组上部、井深5 331 m，下入Ø273.05 mm技术套管。三开实钻印证了石炭系虽然是低压层，但由于其致密特性，不作为必封点的分析是合理的。

表2 五探1井各开次井眼和套管安全性设计表

4）四开Ø241.30 mm钻头安全钻穿志留系、奥陶系以及寒武系上统洗象池组，钻井液密度1.74 g/cm3，进入寒武系中统高台组顶部、井深6 600 m，下入Ø219.08 mm无接箍套管。

5）五开Ø190.50 mm钻头开眼，为了保障高台组膏盐层的钻井安全，按照设计，把常规水基钻井液更换为油基钻井液，钻井液密度提高至1.92 g/cm3，钻穿了高台组、龙王庙组、沧浪铺组和筇竹寺组，进入震旦系顶部、井深7 288 m，下入Ø168.28 mm无接箍套管。五开实钻在寒武系未钻遇地质设计的大段膏盐层，该段钻进时为了应对漏失复杂情况，逐步把钻井液密度降低至1.55 g/cm3。中完时把设计的厚壁高抗挤套管更改为常规套管，节约了套管成本。

6）六开钻头直径从设计的135.50 mm增加到139.70 mm，钻井液密度降低至1.25 g/cm3，钻穿震旦系至南华组。五探1井于2018年1月29日安全完钻，完钻井深8 060 m。

5 认识与建议

5.1 认识

1）川东盐下钻井面临着复杂压力体系、寒武系可能钻遇大段膏盐层、地质不确定性和风险高等挑战，前期盐下勘探各井均未能安全钻达设计井深、实现地质目标，主要原因是井身结构设计存在不足之处，不能满足安全钻井的需要。

2）研究借鉴国内外盐下复杂超深井在井身结构设计的成功经验，依据五探1井的压力系统和地层特点，论证了井身结构存在5个必封点，优化设计了六开非标的井身结构方案。该井设计井深7 570 m，实际完钻井深8 060 m、完钻层位南华系，实钻验证了设计的5个必封点和各开次套管下深原则的合理性，为川东古隆起天然气勘探和安全钻井提供了成功借鉴。

5.2 建议

川东古隆起超深井设计六开非标井身结构是合理的，但由于寒武系的膏盐层存在地质不确定性，需要在实钻过程中动态优化Ø219.08 mm套管下深。

设计该层套管下至膏盐层的顶部，建议实钻中见到连续3 m的石膏层，才可以下入该层套管，避免在盐层上部留下易漏失井段，给膏盐层安全钻井留下隐患。如果实钻未遇到寒武系膏盐层，则建议Ø219.08 mm套管下至龙王庙组顶部中完。