川渝地区超深井钻完井技术新进展

韩烈祥

1. 中国石油集团川庆钻探钻采工程技术研究院；2. 国家能源高含硫气藏开采研发中心

中国石油继川中震旦系、寒武系深层油气藏重大发现后，在川渝地区大力推进深层油气资源的勘探开发，逐步由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移，勘探重点向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系拓展，并在安岳、双鱼石、九龙山、下川东等区块取得重大收获［1-3］。然而，更深的油气资源勘探开发使得钻完井工程愈加困难。超深井的超深(垂深5 500～8 000 m)、可钻性差、高含硫、多压力系统、超高压超高温等诸多难题，给钻完井工程带来巨大挑战。为保障川渝深层油气资源勘探开发的顺利进行，对川渝超深井钻完井技术进行了系统攻关、完善，形成了钻完井技术系列、实现了钻井整体提速、保障了钻完井工程安全，满足了川渝地区深层油气资源勘探开发的迫切需求。

1 川渝深层勘探开发对钻完井工程的新挑战

（1）纵向上多压力系统，不稳定地层分布广，钻井难度大、周期长。从侏罗系—震旦系共存在27个油气层(其中有8个主力产层)，由于套管层次有限，造成同一裸眼多个相差悬殊的压力系统交互出现，反复发生溢流、井漏［2-6］。纵向上广泛存在破碎性泥页岩、煤层、膏盐层等不稳定岩层，井眼缩径、垮塌现象严重。例如：大深001-X1井在二叠系玄武岩段钻进，非生产时效高达65%，包括卡钻损失时间30%，处理溢漏损失时间27%；太和1井在寒武系钻遇高台组盐膏蠕变层，非生产时效42%，其中卡钻损失时间占12%［4-6］。

(2)超高压、超高温对钻井设备、工具、材料提出严峻挑战［7-9］。川渝地区九龙山区块目的层垂深6 000～6 800 m，下川东区块目的层垂深5 500～7 600 m，双鱼石区块目的层垂深7 000～8 000 m。超深井钻完井的超高压和超高温较为普遍，例如龙探1井最高地层压力147 MPa，最高关井井口压力109.6 MPa，龙岗70井最高井底液柱压力高达160.5 MPa；高石梯—磨溪区块目的层温度普遍超过150 ℃，龙岗70井井底温度为161 ℃，五探1井井底预计温度为180 ℃，塔探1井最高井底温度超过200 ℃。钻完井设备、工具、材料面临严峻考验。例如：高温高压下，井筒工作液性能恶化；龙岗70井测井时电测仪器发生挤压变形。

(3)地层非均质性强，研磨性高、可钻性差，钻井速度慢。川渝地区自上而下存在多个非均质或高研磨性地层，可钻性差，机械钻速低。大多区块要钻遇须家河长段石英砂岩、含燧石二叠系、寒武系—震旦系硅质云岩，可钻性极差，钻头适应性差，单只钻头进尺少(最低＜5 m)、机械钻速低(＜1 m/h)。五龙2井须家河组层厚1 915 m，含砾石或硅质，累计使用钻头 65只(其中 PDC钻头 3只，牙轮钻头47只，复合钻头8只，孕镶钻头7只)，平均单只钻头进尺29.46 m，平均机械钻速0.78 m/h，钻井周期长达155 d；双探7井长兴—吴家坪组层厚235 m，含大段燧石条带和团块，累计使用钻头8只(其中PDC钻头2只，孕镶钻头6只)，平均机械钻速0.44 m/h，钻井周期长达54.5 d。

(4)地层高含硫、高产，井控和环境风险极高。雷口坡以下海相地层含硫，且基本属于高含硫范畴。例如高石梯—磨溪区块龙王庙、灯影组硫化氢含量为10～20 g/m3，龙岗西区块长兴组硫化氢含量为30～52 g/m3，罗家寨—滚子坪飞仙关组硫化氢含量为 135～200 g/m3。

主力产层普遍为可获得日产天然气百万立方米级的高产气井，部分井放喷日产上千万立方米。

作业地理条件复杂、人文环境敏感。地面沟壑纵横，作业区四季常青、人口密集，部分地区为生态敏感区。例如五探1井300 m范围内有常住人口超过300人。

2 川渝超深井钻完井技术

针对川渝地区超深井钻完井作业难与慢的问题，经过数十年持续技术攻关，形成了以钻井、钻井液、固井、测井、射孔、取心、试油完井、酸压改造等为核心的技术系列，部分领域又产生了新的发展，从而促使超深井钻完井技术更加配套完善，深层资源勘探的“安全、提速、提效”得到有力保障。

2.1 井身结构优化技术

针对川渝地区复杂地质条件开展多轮井身结构优化，攻关形成了非标井身结构，配合精细控压、承压堵漏等技术的应用，确保了深层安全钻达地质目标。如图1所示，川西北九龙山超深井采用的非标井身结构使套管程序达到7层［5］。

2.2 个性化钻头技术

全面优选推广使用高效PDC钻头，高效PDC钻头的大力推广应用不仅提高了平均机械钻速，还减少了钻头消耗，钻井周期和成本均实现大幅缩减。2011年PDC钻头总进尺比例仅为60%，2016年已提高到97%。高石梯—磨溪区块平均单井钻头使用量缩减到了15只，同比高石1井减少36只。

图1 九龙山构造非标井身结构示意图Fig. 1 Sketch of non-standard casing program in the Longmenshan structure

按照引进、消化、再创新的个性化钻头研究思路，根据各区域、各层位地质特点研制针对性强的个性化PDC钻头。

例如，在磨溪—高石梯地区，开展了地层可钻性研究，建立了区块的地层可钻性剖面，通过分析各地层的岩石力学参数和可钻性剖面，首先全面推广进口高效PDC钻头。经过推广试验后，摸清了各地层钻头适用情况，开展了各地层钻头优选。例如，在须家河组，钻头面临地层软硬交错、研磨性强、复合齿易损等挑战，因此优选采用抗冲击和抗研磨性极强的R1型复合齿、双排齿设计、增加反屑槽面积的钻头；在茅口—筇竹寺组，钻头面临地层岩性致密、软硬交错、研磨性强、钻头吃入难且易早期损坏等挑战，因此优选采用SelectCutter型齿，提高钻头抗磨损能力，并采用多级力平衡设计，提高钻头稳定性，同时使用孕镶金刚石钻头应对研磨性极强的沧浪铺组。由此，形成个性化钻头技术，有效打破川渝难钻地层提速瓶颈。

针对进口个性化PDC钻头价格高昂的情况，为降低钻井成本，开展了个性化国产PDC钻头试验，获得重大突破。利用信息化手段，开发了川庆公司工程信息一体化平台，借助钻井、测井、录井大数据资源，开发了可挂接的PDC钻头设计软件，利用先进的3D打印技术输出高精度个性化钻头模具，或直接将三维设计模型输出到五轴联动加工中心为加工钻头，形成了高精度个性化PDC钻头的定制技术。个性化钻头应用效果普遍优于国内市场可选产品，且与进口PDC钻头相当［10-12］，难钻地层平均机械钻速提高80%以上、平均单只进尺提高1倍以上。例如在兴探1井须家河组，单只钻头进尺提高65.97%，平均机械钻速提高84.03%；在云安012-12井二叠系地层首次挑战进口钻头，平均机械钻速同比提高33.6%。PDC钻头应用相关数据如图2和图3所示。

图2 川渝地区PDC钻头总进尺比例和钻速统计Fig. 2 Total footage ratio and ROP statistics of PDC bit in the Sichuan-Chongqing area

图3 川渝地区难钻地层钻头平均进尺和钻速Fig. 3 Average footage and ROP in hard-to-drill strata in the Sichuan-Chongqing area

2.3 优质钻井液、完井液技术

针对川渝超深超高温、超高压复杂难题，攻关形成抗高温钾聚磺、有机盐聚磺等15项复杂深井钻完井液及堵漏技术系列。应用效果见表1。

开发出刚性粒子复合堵漏、智能凝胶+水泥浆堵漏技术［13-14］，解决了裂缝性、采空区等地层恶性漏失难题。在五探1井和龙探1井使用刚性粒子+桥浆堵漏，堵漏成功率分别提高16%和20%，在塔探1井使用凝胶+水泥浆堵漏，堵漏成功率提高20%。

表1 典型的钻井液体系、特点及应用效果Table 1 Typical drilling fluid system and its characteristics and application effects

完井液体系不断丰富，日益满足完井工程对储层保护、环境保护和安全作业的需要。攻关形成了抗高温水基完井液、有机盐无固相完井液、合成基完井液、低胶质油包水完井液、低荧光水包油完井液、阴离子无固相聚合物完井液、欠平衡“三保”、屏蔽暂堵清洗液等8项完井液技术［15-20］。抗高温完井液有效解决高产井试井、修井作业中管柱解封发生的井漏、卡钻难题，并推广应用370余口井，达到了提速提效和保护储层目的。

2.4 复杂深井水平井技术

研发了三维管柱力学分析可视化软件［21］、钻柱扭摆系统［22］，定向施工仪器故障率小于2%、施工效率提高40%。复杂深井水平井钻井、超深小井眼水平井钻井、盐下水平井钻井、地质导向技术、套管开窗/侧钻水平井等技术不断完善。

多专业联合攻关、联合作业、成果共享，形成测井、录井、LWD三位一体的地质导向技术，确保了超深井的高储层钻遇率，导向效果全面替代国外高端4参数地质导向系统，工程成本降低30%。在下川东高陡构造石炭系储层钻遇率由40%提高至80%。

2.5 精细控压钻井技术

为解决如川西北、磨溪—高石梯等区块存在的窄窗口、无窗口等地层复杂，成功研制了CQMPD系列精细控压钻井系统。CQMPD控压钻井系统采用模块化设计，各子系统可独立工作，经济实用，并具备微流量和井底压力2种监控方式，可实现井底压力的精确、闭环控制，控制精度±0.35 MPa。其中CQMPD-I井口控压式钻井系统，其原理是在停止循环时通过井口套压补偿的方式保持井底压力恒定的控压方式，主要包括自动节流控制系统、回压补偿系统、监测与控制系统、PWD 4项核心装备；研发的CQMPD-II型连续循环控压钻井系统，利用连续循环阀、连续循环控制装置和自动节流控制系统等关键设备，实现在不同工况下采用不间断循环的方式保持井底压力恒定，适用于井壁失稳、地层流体侵入影响流变性、充气钻井特殊工艺等情况，避免卡钻等井下复杂。

CQMPD系列精细控压钻井系统［23］现已推广应用70余井次，依据地质工况、地层流体类型的不同，规范了微漏、微欠、平衡等多种工艺方法，大幅降低了复杂时效和井控风险，已成为深层水平井、盐下气藏和“三高”气藏安全钻井的必备技术。在九龙山构造龙探1井和龙岗70井实施的精细控压钻井，对比常规钻井漏失量下降81.64%，复杂损失时间下降92.8%，在双鱼石构造比常规钻井漏失量下降96.7%［4-7］，使以前的茅口组需要一开次专打转变为与上部低压层合打，节约一层套管，为高效开发泥盆系储层奠定了基础。

2.6 超深地层取心技术

研发形成高强度取心、密闭取心、随钻径向井壁取心、水平井取心4项超深地层取心技术。高强度取心工具采用高强度螺纹设计，抗拉、抗扭强度提高2.5倍，最大作业井深8 408 m，井下事故率保持为零；密闭取心工具创新设计了“双筒单动”结构，实现了外筒随钻具旋转而内筒相对于岩心不旋转或少旋转，避免了因旋转导致的岩心结构破坏、岩心质量和分析价值降低；开发出抗温150 ℃、抗压110 MPa的抗高温密闭液，现场应用平均收获率96.79%，平均密闭率90.49%；随钻径向井壁取心技术独树一帜，可实现随钻随取、先钻后取及重复取心，岩心直径Ø40 mm，单次最大岩心长度可达22 cm，避免了地质家因钻过良好显示层而无法取全资料的遗憾。

2.7 超深井固井技术

为满足川渝超深井固井需求，形成了超深井固井技术系列［24-26］。

形成了固井优化设计技术、水泥环完整性评价技术、精细控压固井技术、干井筒固井技术、尾管正反注固井技术、预应力固井技术；开发了宽温带缓凝剂、韧性剂、自愈合剂、抗凝剂，形成大温差、韧性防窜，形成了高密度水泥浆(最高2.95 g/cm3)、高强低密度水泥浆(最低1.20 g/cm3)、大温差水泥浆、韧性水泥浆、自愈合水泥浆和抗污染隔离液系列；研发了封隔式尾管悬挂器、高压尾管悬挂器、裸眼封隔器及尾管固井防回流装置等固井新工具，为解决大温差超缓凝、水泥浆污染、环空异常带压等提供新的技术手段。封隔式尾管悬挂器达到国际领先水平，同比进口成本降低50%，有效解决高压气井喇叭口气窜问题；精细控压固井技术在应用中凸显成效，龙岗70井Ø114.3 mm尾管的小间隙固井中，精细调整注替排量，注替全过程采用精细控压系统维持敏感地层全过程压力平稳，电测固井合格率为90.90%、优质率达86.57%［4］。

3 应用成效

四川盆地是发育在扬子克拉通上的大型叠合盆地，覆盖川渝两省市，总面积约18万km2。盆地海相、陆相2套地层总厚度达6 000～12 000 m，已发现气田132个，发现27个产油气层组。盆地内储层类型主要有碳酸盐岩常规气、致密砂岩气和页岩气3种。

早期，在背斜油气富集理论指导下，在蜀南及川东地区先后发现了蜀南茅口组、威远、中坝及川东石炭系等一批裂缝和裂缝-孔隙型气藏。短短几年来，在古隆起及古裂陷控制油气富集理论指导下，在深层复杂碳酸盐岩储层地震预测与烃类检测、高温高压超深井安全快速钻井、高温压储层改造等配套技术的支撑下，先后在深部发现了龙岗、普光、元坝和安岳地区等多个大型及特大型整装碳酸盐岩天然气田，川渝地区深层资源勘探开发呈现多点开花、飞速发展态势，西南油气田新增天然气储量9 963亿m3，产能突破200亿m3。安岳气田开展钻井提速攻关，钻井速度整体提高50%以上，为川中龙王庙气藏3年建成110亿m3产能提供了重要保障。集成应用井身结构优化、气体钻井、精细控压钻井等优快钻井技术，复杂超深井的钻完井成功率得到快速提高，使双鱼石二叠系、泥盆系勘探快速突破，有望成为继安岳气田之后最为期待的战略接替领域。

4 结论与建议

(1)四川盆地深层勘探开发地质条件十分复杂，穿越了陆相、海相2类地层，集中钻遇了各类钻井复杂，通过技术攻关，形成了配套成熟的以钻井液完井液、精细控压钻井和各类井下工具为代表的超深井钻完井技术，为四川盆地二叠系以下的古老岩层大型及特大型气藏的快速发现与资源快速转化现提供了强有力的技术支撑。

(2)川渝超深井由于钻遇的地层流体超高温、超高压、高含硫、受裂缝控制及天然气自身易燃易爆的特性，钻完井工程仍然面临非生产损失时间多、机械钻速慢、钻井周期长的难题，井筒完整性难题也继续系统开展攻关，实现勘探开发的经济性与安全性是科研工作者努力方向。

(3)川渝地区地处南方农林业发达的区域，雨水充沛、绿水青山，生态保护任重道远，钻完井各阶段产生的放喷天然气、废水、工作液的妥善达标处理技术还处于研究阶段，相关国家标准和地方政府法规也不完善，未来新增的钻完井环保成本还将对业界发展产生深度影响，配套的清洁生产技术亟需开展超前研究，与政府联合的行业发展战略、环保标准体系需要配套纳入研究。