四川盆地火山岩优快钻井技术

齐 玉,古闵全,曹 权

(1中石油川庆钻探工程有限公司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 3中石油西南油气田公司工程技术研究院)

0 引言

随着简阳地区YT1井在火山岩层段测试获高产气流，火山岩气藏已成为四川盆地未来油气开发重要接替领域[1- 2]。但火山岩区块存在压力系统复杂、难钻地层机械钻速慢、火山岩井壁易失稳等多个难题，需形成优快钻井配套技术，以满足该区块勘探开发进度的迫切需求。

1 钻井工程难点

(1)纵向上压力系统复杂，气侵、盐水侵、井漏同存，井身结构设计难度大。纵向上从侏罗系到二叠系分为6个压力梯度带，压力系数从1.0到2.3；存在18个油气层，有限的套管层次易造成同一裸眼段多个悬殊的压力系统交互出现，喷漏同存现象反复出现。YT1井在须家河气、漏并存，雷口坡及玄武岩组钻遇高压盐水侵，提密度过程中均发生井漏，玄武岩组钻进中多次出现气侵及井漏，处理复杂时间共56 d。

(2)岩石软硬交互频繁、研磨性差、机械钻速低。YS1井在须家河进尺1 213 m耗费8只钻头，平均机械钻速1.3 m/h；在雷口坡—飞仙关进尺1 656 m使用6只钻头，平均机械钻速2.3 m/h。

(3)玄武岩地层破碎，井壁稳定性差，易发生垮塌、卡钻等井下复杂。YS1井后期在电缆测井时遇卡，导致电缆拉断，下尾管接立柱过程中发生粘卡[3- 4]；YT1井在进火山岩28 m发现掉块，最大尺寸5 cm×5 cm，在之后的各趟起下钻中有15～20 t挂卡。

(4)储层段埋深5 500～6 000 m，具有高温、高压、高产、含硫的特点，YT1井实测温度123 ℃,压力123 MPa，测试22.5×104m3/d的高产气流，钻井作业施工难度较大。

2 优快配套钻井技术

2.1 地层三压力剖面建立

以YT1井测井资料为基础[5]，结合邻井实验测试地层压力数据，计算分析出该井的地层压力剖面。从图1地层压力梯度趋势图可看出，须家河组及以下地层孔隙压力与破裂压力曲线逐渐靠拢，钻井液体系安全窗口密度窄，溢漏同存的安全风险高。玄武岩段坍塌压力整体上小于地层孔隙压力，但部分井段坍塌压力微大于孔隙压力，分析认为由于玄武岩地层水敏、盐敏损害程度中等偏弱，受钻井液浸泡影响易造成井壁失稳。

图1 YT1井地层压力梯度趋势图

2.2 井身结构优化研究

已钻井YS1井采用六开非常规井身结构，见图2，其中四开Ø241.3 mm钻头钻至玄武岩顶，五开用Ø165.1 mm钻头钻至茅口底部下入Ø137.9 mm套管，最后采用Ø114.3 mm钻头完钻。研究认为，通过承压堵漏技术，可以实现雷口坡到茅口组同一井眼合打，因此四开完钻井深可调整钻至茅口组底部，简化一层套管，同时也避免小井眼钻进风险。据此，YT1井设计五开井身结构，将四开Ø241.3 mm钻头钻至茅口底后下入Ø177.8 mm套管，后用Ø149.2 mm钻头完钻。实钻中，四开在玄武岩钻遇良好油气显示，提前下入Ø177.8 mm套管进行了中测，后用Ø149.2 mm钻头钻至沧浪铺完钻。因玄武岩地层测试储量丰富，为满足后期开发需要，下Ø127 mm套管专封玄武岩地层。实钻发现，玄武岩储层专打，有利于目的层的发现、评价与保护。由此，根据建立的压力剖面，结合实钻工程地质特点，确定了3个必封点：①蓬莱镇中部800 m左右，封隔地表窜漏及垮塌层，建立井控条件；②雷口坡顶，封隔下部高压盐水及上部相对低压及须家河复杂层；③玄武岩顶，玄武岩储层专打。据此对井身结构进行优化改进，形成了适用于四川盆地火山岩专层井的五开五完井身结构，有效指导了TF2井等井的井身结构设计。该井身结构能有效控制地层压力，最大限度的封隔易漏层、活跃气、水层和高低压互层，且满足储层专打需要。目前TF2井已安全顺利完钻，实钻井身结构与设计相符，且同比YS1井节约一次中完时间42 d，节约Ø139.7 mm套管638 m。

2.3 难钻地层提速工具优选

2.3.1 钻头优选

岩石力学研究表明，须家河组地层硬度在1 250～1 585 MPa ,研磨性值8.3～9.2 mg，以砂岩与页岩不等厚互层，砂岩的研磨性较强，地层软硬交错，钻头极易出现磨损[6- 9]，要求钻头具有较高的穿硬夹层能力和耐磨性，因此优选六刀翼、双排齿进口PDC钻头和在三刀翼、两牙轮强攻击性复合钻头，该钻头具有较强的攻击性和耐磨性，牙轮与PDC刀翼的复合设计使得在高转速情况下的钻头反旋作用大幅减小，钻头工作更加平稳，更能配合井底动力钻具高转速钻进，使得破岩效率最优化。雷口坡至飞仙关地层以石膏、白云岩为主，研磨性值4.8～7.2 mg，地层可钻性较好，因此选用强攻击性的五刀翼、16 mm梨形齿钢体PDC钻头。

图2 井身结构图

2.3.2 多种提速工具应用

开展了多种井下动力工具提速配套研究，如高效钻头+旋冲工具、个性PDC+长寿命抗高温等壁厚螺杆等。改进后的等壁厚螺杆具有输出功率大、高扭矩、高转速、耐高温、长寿命的优点[10- 12]，能有效保证提速工作的顺利实施。

在ST1井Ø241.3 mm井眼须家河3 069～3 716 m井段开展高效钻头+旋冲工具现场提速试验，在须六段、须五段使用KM623复合钻头，须家河下部井段使用TK66进口PDC钻头，并配合旋冲工具采用冲击加剪切的综合破岩方式，在2.18～2.36 g/cm3高密度钻井液情况下，平均机械钻速3.91 m/h，同比YT1井提高17%。TF2井雷口坡—飞仙关地层使用DFS1605BU异型齿钻头，配合高扭矩、高钻压的抗高温等壁厚螺杆，两趟钻完成四开Ø241.3 mm井眼1 646 m进尺，平均机械钻速6.58 m/h，同比YT1井提高23%。

2.4 精细控压钻井技术

对下部窄安全密度窗口、多压力系统地层所引起的井漏、井涌等井下复杂，使用精细控压钻井技术能有效解决该难题[13]。该技术关键在于控制井底压力在合理范围，保持井筒压力处于相对平衡状态，避免漏喷转换。YT1井在须家河及以下层位钻井过程中多次发生气侵和井漏交替，漏失钻井液773 m3，处理复杂时间219 h，严重制约了钻井周期。ST1井在须家河-长兴组开展精细控压钻井技术现场试验，针对裸眼井段长(3 300 m)、油气显示频繁、溢漏交替、压力系数跨度大(1.80～2.34)、雷口坡高压盐水、嘉陵江盐膏层缩径等多个难题，采用精细控压钻井技术，通过微流量监测系统，结合多次关节流管汇套压情况，计算得到裸眼井段最高地层压力系数约2.28，由此采取先逐步释放须五段异常高压段地层能量，使地层压力系数从2.34下降到2.20，须三、嘉四通过高效承压堵漏等技术手段，将地层承压能力提至2.32，重建了安全密度窗口2.25～2.32，建立了良好的地层与井筒压力动态平衡关系，大幅减少钻井液漏失，该应用井同比YT1井钻井液漏失量降低86.7%以上，节约处理复杂时间缩短89.5%以上，确保了该段安全快速钻进。

2.5 钻井液体系优化技术

针对火山岩地层井壁稳定问题，对火山岩井壁垮塌机理进行分析[14]，认为峨眉山玄武岩属于杏仁状-气孔类玄武岩，杏仁体硬度较差，钻井过程中应力释放、激动压力、机械碰撞后容易发生垮塌，伴漏失，垮塌颗粒的大小与杏仁体充填形式有关，井漏程度与气孔发育程度、数量及分布有关。因此，钻井液应优先强化对井壁孔、洞、缝的封堵，优选封堵材料快速封堵裂缝，并提高随钻堵漏能力；同时保证钻井液体系具有一定程度高黏切性及润滑性，提高其护壁性能和卡钻解卡能力。通过钻井液抑制剂、封堵剂材料技术攻关，加入了1.5%抗温160℃的抑制剂，以及具有纳米尺度柔性片状结构的微纳米封堵剂，优化出了采用“弹性材料+刚性颗粒+软性颗粒”组成胶接强封堵防塌水基钻井液配方。在ZJ2井上部易垮段进行现场应用，平均井径扩大率仅为1.49%，无任何井下复杂发生。

通过黏滞系数及黏附系数测定，该防塌封堵水基钻井液比聚磺钻井液润滑性好，其滤饼黏附系数<0.10，但与油基钻井液润滑性仍具有一定差距。由此对油基钻井液开展处理剂抗温性能优选和配方优化，形成了抗高温的高密度防塌封堵油基钻井液[15- 16]，抗温能力可达170℃。在ZJ2井雷口坡—火山岩层段进行现场应用，在2.05～2.31 g/cm3高密度钻井液情况下，流变性能稳定，高温高压滤失量仅在1.5 mL左右，具有较好的流变性能和滤失性能；火山岩段井径扩大率也从YS1井的9.25%下降到1.60%，钻井过程中起下钻顺利，中完电测、下套管一次到底，未出现掉块、垮塌等复杂情况，同比YS1井减少处理复杂时间61 h。

3 应用效果

形成的以“井身结构优化、高效钻头和提速工具、精细控压、防塌封堵油基钻井液”为核心的优快钻井技术，在TF2井进行现场应用，平均机械钻速、钻井周期分别为5.35 m/h、145 d，同比YT1井提高18%、缩短30%，复杂时效降低51%。

4 结论与建议

(1)优化形成的火山岩专层井五开五完井身结构方案，有效减少地层复杂导致的井下复杂，为火山岩井优快钻进奠定基础。

(2)应用复合钻头、个性PDC钻头与配套提速工具，钻井提速获得新成效。

(3)精细控压钻井在火山岩区块中深部地层的成功使用，有效保证了窄安全密度窗口地层的安全快速钻进，可在适用地区推广应用。

(4)研究形成防塌封堵油基钻井液体系，在火山岩地层应用效果良好，有力支撑了火山岩高温高压深井的安全快速钻进。