元坝7井钻井设计与施工

黄志远

(中石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257061)

元坝区块位于四川盆地东部的巴中、南充及广元地区，构造位于九龙山构造带南翼、通南巴背斜带西南侧，属于元坝低缓构造带的主体部分，长兴组和飞仙关组是前期勘探开发部署井位的主要目的层位[1]。随着勘探开发的持续深入，茅口组地层显示出较好的开发潜力。元坝地区元坝22、元坝222、元坝223等井也钻遇茅三段浅滩储层，油气显示活跃。经地震层序对比分析，预测茅三段台缘浅滩沉积能量较高，同时受东吴运动影响，元坝地区茅三段台缘浅滩相带叠合岩溶作用，优质储层发育，物性更好，具有形成大中型气田的有利烃源条件。元坝7井设计井深7 280 m，以下二叠统茅口组三段为主要目的层，目的是揭示茅口组烃源岩的发育特征。

1 钻井难点分析

结合邻井实钻情况及地质资料，本井可能面临的施工难点主要包括：

(1)压力层系复杂，钻井液安全密度窗口较窄。从地质预测来看，纵向上地层压力呈现低—高—低—高—低的变化趋势。其中，自流井组和须家河组压力系数1.55～2.00，气藏特征分析认为是高压低渗裂缝型储层，易出现喷、漏同层，钻井液安全密度窗口窄，井控风险高[2]。

(2)机械钻速慢，钻井周期长。区域钻井资料表明沙溪庙地层出水，大尺寸井眼空气钻提速受限。自流井组、须家河组地层砂砾岩地层可钻行差，PDC钻头复合片易磨损，牙轮钻头易跳钻崩坏牙齿，此外，砾岩地层跳钻严重，扭矩波动较大，钻具易疲劳断裂造成井下复杂情况[3- 4]。

(3)地层含有硫化氢，井控风险大。邻井元坝2、元坝22等井在雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、吴家坪组测试及酸压过程中硫化氢含量最高达到5.81%，为高含硫化氢地层，钻井风险大[5]。

(4)井底温度高，钻井液性能不稳定。元坝7井设计井深7 280 m，为超深井，井底最高温度可达160 ℃以上，钻井液性能不稳定，维护难度大。

2 钻井工程设计

2.1 井身结构设计

为确保顺利钻至目的层完成钻探任务，在综合考虑本井所钻地层地质特点，针对邻井实钻过程中遇到的复杂情况，对井身结构进行优化研究，最终确定了元坝7井采用导管+五开的井身结构设计方案：

(1)Φ720 mm导管下深约30 m，如果浅层出现漏失且钻井速度较快，可适当加深，建立井口。

(2)一开使用Φ660.4 mm或Φ558.8 mm钻头钻进，Φ476.25 mm表层套管下深约700 m，目的是封隔地表水、松散黏土流砂、砂砾层，为二开钻进创造条件。

(3)二开使用Φ444.5 mm或Φ406.4 mm钻头钻进至约3 602 m，下入Φ339.7 mm技术套管，目的是封隔上沙溪庙组及以上不稳定、承压能力低地层，为下一开次可能存在油气层段的千佛崖组、自流井组、须家河组安全钻进打下基础。

(4)三开使用Φ311.2 mm钻头钻至约5 202 m，下入Φ273.1mm技术套管，目的是封过雷口坡组四段可能的储层段，为下一开次安全钻井创造条件。Φ273.1 mm套管先悬挂尾管后回接至井口。

(5)四开使用Φ241.3 mm钻头钻进至约6 900 m，下入Φ193.7 mm套管，封过嘉陵江组可能的高压盐水层及飞仙关组可能存在的气层，为五开揭开目的层和安全钻井创造条件。如果Φ193.7 mm尾管固井质量合格、Φ273.1 mm套管试压合格、井口装置试压合格，则Φ193.7 mm尾管可暂不回接，上述三个条件有任一个或几个不满足，则先回接Φ193.7 mm尾管至井口,后实施五开钻进[5]。

(6)五开使用Φ165.1 mm钻头钻至设计井深，下入Φ139.7 mm尾管完井。如果五开钻开茅口组产层前上部井筒不能保证茅口组产层的钻井作业安全，可提前下入Φ139.7 mm尾管，用小钻头钻开茅口组产层，裸眼完井。井身结构数据见表1。

表1 元坝7井设计井身结构数据

2.2 钻具组合设计

一开、二开设计使用钟摆钻具、塔式钻具，采用防斜打直技术，保证井身质量。

三开设计使用钟摆钻具、塔式钻具以及满眼钻具。三开井径大、井眼深，在水力参数选择、井底清洗和岩屑携带能力等方面存在诸多问题。实际钻进过程中可根据实际情况尝试使用“低转速大扭矩马达+PDC”、“复合冲击器+ PDC”、“涡轮钻具+孕镶金刚石钻头”等提速提效工具提高钻进速度[6]。

四开设计使用钟摆钻具、满眼钻具以及螺杆钻具。推荐使用“大扭矩低转速螺杆+PDC”进行提速。

五开设计使用钟摆钻具和复合钻具。

2.3 钻井液设计

一开、二开陆相地层井段使用气体钻井，气体钻井不能进行的井段采用雾化钻井、充气钻井液钻井、泡沫钻井液钻井或纯钻井液钻井。

二开下部及其他井段采用聚磺防塌钻井液，重点是提高泥饼质量，严格控制失水，提高钻井液抗污染能力，尽量降低固相和液相的侵入，实施近平衡压力钻井，确保气层污染降至最低限度。

实钻过程中任何时候，如果发生盐水侵，可以转换为欠饱和盐水或饱和盐水钻井液。

2.4 固井设计

超深井固井普遍面临着井身结构复杂、长封固段易窜、易漏等问题，结合本井固井难题分析，确定安全合理的固井方案。

导眼、一开采用常规或低密度防窜水泥浆体系。

二开采用低密度(漂珠)泥饼固化防窜弹韧性固井水泥浆体系或常规防气窜弹韧性水泥浆体系。

三开、四开、五开采用加重胶粒(或胶乳)防窜弹韧性水泥浆体系。

3 钻井施工

3.1 一开井段(30～703 m)

一开主要地层为剑门关组、蓬莱镇组，使用Φ660.4 mmSKG515牙轮钻头钻至井深703 m，平均机械钻速为5.14 m/h，最大井斜角为1.47°。Φ476.25 mm表层套管下深700.28 m，采用插入法固井，水泥返至地面。

本开次井眼尺寸大，地层软硬交错频繁，且倾角较大，易井斜[7]，现场主要采用气体钻井配合塔式钻具钻进，在提高机械钻速的同时防斜打直，保证井身质量。

3.2 二开井段(703～3 688 m)

二开钻遇地层为上沙溪庙组、下沙溪庙组，使用优选的Φ444.5 mmRKQC275、HJT537GK等钻头钻至井深3 688 m，平均钻速为4.62 m/h，最大井斜角为3.99°。Φ339.7 mm技术套管下深3 680.46 m，采用常规方式固井。

使用气体钻井钻至3 108.88 m，由于井下扭矩出现异常，并且已钻至上沙溪庙组底部，为了井下安全，转换成聚合物防塌钻井液体系[8]，钻井液配方为：

4%NV-1+0.3%Na2CO3+0.2%NaOH+0.5%PAC-LV+1%COP-LFL+0.5%PL+0.3%DS-301+0.3%LV-CMC+1%NH4HPAN+3%SCL+3%FT-1+0.5%SEA+2%AOP-1+0.3%聚胺。

继续使用Φ406.4 mm钻头钻进至中完井深3 688 m。优选的钻井液体系具有较强的抑制性，且具有较强的携岩性能，实钻过程中未发生井壁坍塌、黏卡等井下复杂情况。

3.3 三开井段(3 688～5 035 m)

三开钻遇地层为千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组，使用优选的Φ311.2 mm MDSi616、HJT37GK等钻头钻至井深5 035 m，平均钻速为0.9 m/h，最大井斜角为4.36°。Φ273.1mm技术套管采用先悬挂后回接方法进行固井。

三开裸眼段长，穿越多个地层，砂泥岩胶结致密，可钻性差，钻头选型困难，平均机械钻速低。对施工过程中起出的每一只钻头认真分析，优选出适合该地层钻进的钻头，其中MDSi616钻头使用效果较好，平均机械钻速为2.17 m/h。此外，在机械钻速低井段尝试使用低转速大扭矩马达+PDC、复合冲击器+ PDC、涡轮钻具+孕镶金刚石钻头三种方式进行提速，其中涡轮钻具+孕镶金刚石钻头平均机械钻速为1.27 m/h，机械钻速相较于同地层牙轮钻头提高了84%，单只钻头进尺提高了427%，纯钻时效提高了56%，提速效果显著。

三开钻井液配方为：二开井浆+5%KCl+2%SMP-2+10%胶液(3%SCL+3%FT-1+0.5%PAC-LV+0.5%SEA+0.5%NaOH)+加重剂，施工过程中聚磺防塌钻井液性能稳定，井壁稳定性好，除了因地层承压性差导致井漏外，未发生其他复杂情况。

3.4 四开井段(5 035～6 890.26 m)

四开钻遇地层为雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组、吴家坪组，采用Φ241.3 mm HJT537G、T1365R等钻头钻至井深6 890.26 m，平均钻速为2.72 m/h，最大井斜角为3.19°。Φ193.7 mm技术套管采用先悬挂后回接方法进行固井。

四开井眼较深，钻井液性能不稳定，嘉陵江组分布有大段盐膏层，对钻井液的污染严重[8]；吴家坪组岩性含有硅质，地层研磨性强，可钻性较差。施工过程中继续采用聚磺防塌钻井液体系钻进，保持钻井液较好的流变性和抗温抗污染能力[9]。针对地层可钻性差，，使用大扭矩低转速螺杆+PDC进行提速，平均机械钻速达到4.66 m/h，是牙轮钻头的2.57倍，提速效果明显。

3.5 五开井段(6 890.26～7 366 m)

五开钻遇地层为吴家坪组、茅口组、梁山组、韩家店组，采用Φ165.1 mm钻头钻至井深7 366 m，全井段使用聚磺防塌钻井液体系钻进，平均钻速为1.40 m/h，最大井斜角为3.76°，下入Φ139.7 mm尾管完井。

五开井段钻头、钻具较小，钻头加压困难，钻速较慢。为了井控安全和取全地质资料，未使用提速工具，现场通过钻头优选，推荐使用的MX-DS50DX牙轮钻头，采用球形齿，小钻压钻进，抗磨性极强，单只钻头进尺367.85 m，虽然机械钻速较低(1.53 m/h)，但纯钻时间长达240 h，减少了起下钻次数，节约了大量时效。

茅口组地层压力系数高，钻井期间气侵严重而且居高不下，通过循环提密度，将钻井液密度由1.93提高至2.25 g/cm3才将气层压稳。同时，下部地层承压能力弱，导致频繁发生井漏，共发生13次井漏，共漏失钻井液777.25 m3。

3.6 施工总结

元坝7井于2017年12月完钻，钻井周期为431 d，平均机械钻速为2.22 m/h，全井除发生多次漏失外未发生其他复杂情况。2018年4月4日，元坝7井试获超百万立方米高产工业气流，取得元坝地区新层系勘探重大突破。

4 结 论

(1)五开次井身结构较好地满足了安全钻进的需要，除因地层承压能力低导致的井漏外，全井未发生井壁坍塌、溢流、井涌、卡钻等其他复杂情况，元坝7井井身结构设计合理有效，对元坝区块茅口组气层后期的勘探开发具有重要的借鉴作用。

(2)陆相须家河组地层采用涡轮钻具+孕镶金刚石钻头平均机械钻速为1.27 m/h，机械钻速相较于同地层牙轮钻头提高了84%，单只钻头进尺提高了427%，纯钻时效提高了56%。海相嘉陵江组地层使用大扭矩低转速螺杆+PDC进行提速，平均机械钻速达到4.66 m/h，是牙轮钻头的2.57倍。两种提速工具的成功应用为四川盆地相同层位提速提效提供了新的思路。

(3)茅口组地层压力较高，同时地层承压能力低，钻井液安全密度窗口较窄，后续钻井施工过程中应加强钻井液性能控制，避免或减少井漏情况的发生。

(4)聚磺防塌钻井液体系高温稳定性高、抗污染能力强，防窜弹韧性水泥浆体系防气窜效果佳，固井质量较好，适合元坝区块超深井钻井作业施工。