元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策.docx

元坝地区超深含硫气井安全快速钻井难点及对策摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育、井漏和井控安全问题突出等施工难点，提出了安全快速钻井技术对策：①运用气体钻井技术提高机械钻速，减少井漏复杂事故；②结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数；③制订井下安全钻井技术措施，预防地层掉块和键槽卡钻、缩径和压差卡钻、断钻具和钻头等井下复杂情况的发生。关键词：元坝地区；气体钻井；钻头优选；钻井参数；技术；四川；北0前言川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分。从邻井钻探结果表明，飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉二段粒屑滩储层、三叠系须家河组砂岩储层、下侏罗统自流井组、大安寨组介壳灰岩储层在该区亦可能发育，成藏条件优越，是川东北地区寻找大型气藏的有利区带。从区域沉积特征及邻井钻井资料、露头资料综合分析，该区陆相层系可能发育有须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩储集层。海相碳酸盐岩储层可能发育有中三叠统雷口坡组中上部白云岩储层、下三叠统嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层、下三叠统飞仙关组飞三段鲕粒石灰岩储层、长兴组-飞仙关组飞二段礁滩相白云岩储层。1安全快速钻井难点分析截至2008年上半年，川北元坝地区已完钻井4口，分别为元坝1.、元坝1-侧1、元坝2、元坝3等井，正钻井有10口，分别为元坝4、元坝5、元坝9、元坝11、元坝12、元坝22、元坝101、元坝102、元坝204、元坝27等井。从大量实钻资料来看，川北元坝地区超深井钻井面临诸多难题[1～2]。1.1储层埋藏深、钻遇地层复杂、可钻性差、稳定性差地层沉积厚度大(大于5000m)，发育海陆相两套地层，自上而下钻遇下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组等地层。上部陆相地层软硬交替频繁、砂岩石英含量高、硬度大、研磨性强、可钻性差，在钻进中蹩跳钻现象严重、掉块、大井眼钻具欠尺寸等问题；沙溪庙组-自流井组地层不稳定，极易水化剥蚀掉块、易发生垮塌、钻进中易出现持续蹩停转盘现象，导致上提遇阻、反复扩划眼，造成井下复杂情况和事故，严重制约了钻井提速。下部雷口坡组雷一段-嘉陵江组嘉四段存在大段盐膏层、局部比较发育(元坝2井和元坝102井)，部分井盐膏层段有缩径现象、极易发生卡钻、下套管困难等问题。1.2地层压力系数高、钻井液密度大、井控难度风险大元坝2、元坝3、元坝101、元坝102等井在须家河组的钻井液密度高达1.90～2.22g/cm3，部分井陆相地层含H2S。气层异常活跃，在钻进时全烃值较高；起下钻后钻井液气侵、污染严重，进出口密度相差较大，每趟短起下钻到底之后均需关井循环排气，点火排气时间为2～5h，增大了井控作业的难度。1.3非常规井身结构、套管选型难度大、固井施工风险大当前，川北元坝地区超深井采用五开制非常规井身结构，多数井技术套管段套管抗外挤系数设计普遍偏低(小于1.00)，且部分陆相地层含有H2S，使得套管选型难度增大。此外，Ø273.05mm和Ø146.1mm套管固井过程中，由于裸眼井段长、井眼与套管间隙小，下套管和固井施工难度大。1.4钻井设备和地质录井要求、限制了深部井段应用复合钻井技术川北元坝地区超深井设计或完钻井深均超过7000m，在五开制Ø165.1mm井眼钻进中，受钻井泵泵压或地质要求的限制，制约了复合钻井技术的应用。在元坝2井中仅使用了PDC钻头+转盘常规钻井技术，由于受泵压限制无法应用复合钻井技术，元坝3井、元坝102井受地质录井限制，均未推广应用PDC钻头。2安全快速钻井技术对策2.1运用气体钻井技术提高机械钻速，减小井漏复杂事故上部大尺寸井眼在满足施工条件情况下尽可能地采用空气钻井[3～4]，以提高陆相地层的机械钻速，缩短钻井周期，降低钻井液成本，减少污水排放和处理量，降低整个钻井的综合成本。截至2008年，在川北元坝地区上部陆相地层应用气体钻井提速(表1)。表1川北元坝地区上部陆相地层气体钻井统计表井号井眼尺寸(mm)钻遇井段(m)进尺(m)纯钻时间(h)机械钻速(m/h)元坝1444.50104.00～2005.001901.11217.528.74314.102032.00～3420.001387.09136.5210.16元坝2444.50204.30～1502.801298.50180.857.18311.201502.80～3147.591644.79112.8314.68241.303439.47～3727.82352.0154.176.50元坝3444.50206.00～1540.001334.0076.6717.