鹽下復(fù)雜壓力系統(tǒng)超深井的非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計
——以四川盆地五探1井為例

鄒靈戰(zhàn) 毛蘊(yùn)才 劉文忠 汪海閣 郭建華 鄧傳光 鄭有成黃洪春 李 杰 樂 宏 陳 剛

1. 中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司 2. 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司 3.中國石油西南油氣田公司

0 引言

近期的勘探成果[1-5]表明，四川盆地東部的達(dá)州—開江古隆起區(qū)具備良好的油氣成藏條件，是天然氣勘探重要的領(lǐng)域和方向[5-6]。

近年來，四川盆地深井和超深井鉆井技術(shù)取得顯著進(jìn)步，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計持續(xù)優(yōu)化[7-9]，普光氣田完鉆井深接近6 000 m，采用常規(guī)四開井身結(jié)構(gòu)。元壩氣田完鉆井深7 000 m，采用非標(biāo)五開井身結(jié)構(gòu)[10-12]。龍崗西采用六開非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)，完鉆井深達(dá)到7 793 m[13-15]。井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化和拓展，以及控壓鉆井技術(shù)的應(yīng)用[16-17]，安全鉆井得到了基本保障。

但在川東地區(qū)的寒武系膏鹽層鉆井面臨著嚴(yán)重挑戰(zhàn)。太和1井在膏鹽層發(fā)生3次卡鉆無法繼續(xù)鉆進(jìn)；建深1井在鹽層發(fā)生多次卡鉆而中止；座3井在鹽層發(fā)生套管擠毀而無法繼續(xù)鉆進(jìn)；池7井、五科1井鉆至膏鹽層頂部完鉆，馬深1井未鉆遇寒武系這套膏鹽層[18-19]。

國際上，墨西哥灣深水鉆井面臨著5 000 m的巨厚鹽層的挑戰(zhàn)，2000年之后采用的是隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)拓展套管層次，井身結(jié)構(gòu)主體為?914.4 mm×?711.2 mm×?558.8 mm×?457.2 mm×?406.4 mm×?355.6 mm×?301.6 mm×?250.8 mm×?196.85 mm，鹽層安全鉆井的主要措施有：①鹽層用2～3層套管封隔不同壓力系統(tǒng)；②鹽層設(shè)計厚壁高抗擠套管；③采用油基鉆井液。這些技術(shù)保障了該地區(qū)復(fù)雜壓力體系、巨厚鹽層、超深井鉆井安全的需要，完鉆井深超過10 000 m，代表著國際領(lǐng)先的鹽下超深井鉆井水平[20-23]。

國內(nèi)庫車山前鉆井也面臨著巨厚膏鹽層挑戰(zhàn)，安全鉆井的成功經(jīng)驗包括：①鹽層專打；②高鋼級、厚壁套管，抗擠強(qiáng)度達(dá)到150 MPa以上；③油基鉆井液技術(shù)。采用非標(biāo)五開井身結(jié)構(gòu)，套管層次為?508.00 mm×?365.10 mm×?273.05 mm×?206.40 mm×?139.70 m，鹽頂下入?273.05 mm技術(shù)套管，鹽層下入?206.40 mm厚壁、高抗擠套管。庫車山前代表著國內(nèi)巨厚鹽層鉆井的領(lǐng)先水平，完鉆井深達(dá)到8 023 m[24-27]。

本研究借鑒墨西哥灣鹽下和庫車山前井身結(jié)構(gòu)設(shè)計和安全鉆井的經(jīng)驗，按照“低壓漏失層與高壓顯示氣層盡量分隔、復(fù)雜層段盡量不下延、膏鹽層專打、套管層次留有余地”的原則，依據(jù)壓力系統(tǒng)和復(fù)雜地層特點，優(yōu)化設(shè)計了五探1井的井身結(jié)構(gòu)。

1 地質(zhì)層序與壓力系統(tǒng)

四川盆地東部地質(zhì)層序較為完整，由淺及深一般分布有侏羅系、三疊系、二疊系、石炭系、志留系、奧陶系、寒武系、震旦系、南華系。

川東地區(qū)縱向上高低壓交錯、壓力系統(tǒng)非常復(fù)雜。涼高山組—須家河組巖性以泥巖、頁巖、砂巖為主，須家河夾煤層，易發(fā)生水敏垮塌與應(yīng)力垮塌，壓力系數(shù)一般小于1.0，漏失和垮塌矛盾比較突出；嘉陵江組的嘉四段可能鉆遇石膏或鹽層，有井徑擴(kuò)大、縮徑的風(fēng)險；飛仙關(guān)組、長興組為四川盆地勘探鮞灘和生物礁儲層的主要對象，有鉆遇高含硫氣藏的可能，一般壓力系數(shù)1.2～1.3，儲層發(fā)育的井段易發(fā)生壓差卡鉆；龍?zhí)督M、茅口組可能鉆遇裂縫性異常高壓層和漏失復(fù)雜層；石炭系為川東主要開發(fā)氣層，地層原始壓力系數(shù)為1.1～1.2，與五探1井相鄰構(gòu)造的石炭系一般埋深5 000 m，厚度60 m左右，為一套較為致密的云巖[27]，儲層開發(fā)后壓力系數(shù)已經(jīng)降低至0.5左右，但在鉆井液封堵性能比較好的情況，漏失壓力系數(shù)達(dá)到1.70左右。這是川東多年鉆探中，對石炭系及以上地層得出地質(zhì)壓力系統(tǒng)與復(fù)雜情況的認(rèn)識。

志留系縱向上依次為韓家店組、小河壩組和龍馬溪組，小河壩組是川東地區(qū)的區(qū)域產(chǎn)層。五科1井試油獲氣1.09×104m3/d，壓力75.8 MPa，折算壓力系數(shù)1.60；建深1井獲氣5.13×104m3/d，壓力61.44 MPa，折算壓力系數(shù)1.62。川東地區(qū)的志留系普遍存在高壓，地層壓力系數(shù)在1.65左右[28]。

寒武系的高臺組中下部與龍王廟組上部可能鉆遇大段膏鹽層，有縮徑、垮塌形成“大肚子”井眼的風(fēng)險，對安全鉆井挑戰(zhàn)很大。

五探1井預(yù)測井底溫度175 ℃，井底液柱壓力超過140 MPa，而且雷口坡以下地層，大多含有硫化氫，個別為高含硫氣藏。

2 鉆井工程面臨的難點和風(fēng)險分析

2.1 石炭系及以上地層的鉆井難點與風(fēng)險

距離五探1井在幾千米范圍內(nèi)可以參考的有檀木場構(gòu)造的七里50、七里13、七里53、七里28、七里49井和安仁構(gòu)造的天西1井。鉆井復(fù)雜情況主要是：淺表地層水豐富，嘉二3亞段以上地層滲透性漏失多發(fā)；嘉一段到石炭系頂屬高壓低滲井段，氣層多、顯示頻繁，并伴有裂縫性漏失，鉆井中噴漏矛盾突出，井控風(fēng)險較高。

2.2 志留系及寒武系的鉆井難點與風(fēng)險

川東地區(qū)石炭系以深勘探程度低，自上世紀(jì)80年代以來僅完成7口井，多數(shù)因鉆遇寒武系鹽膏層等井下復(fù)雜，套管強(qiáng)度、鉆機(jī)能力與井身結(jié)構(gòu)受限等問題，未能實現(xiàn)地質(zhì)目的。

以五探1井為圓心，最近的五科1井（相距25 km）進(jìn)入高臺組51.5 m見白色石膏層完鉆，未進(jìn)入龍王廟組；最遠(yuǎn)的太和1井（相距171 km），在鹽膏層發(fā)生了三次卡鉆而被迫提前完鉆；建深1井膏鹽巖累計厚達(dá)622.5 m，其中純石膏共計9 層、厚度56.5 m，含膏鹽巖、膏質(zhì)鹽巖和鹽巖累計厚達(dá)120 m；座3井在高臺組鉆遇60 m的膏鹽巖，抗擠強(qiáng)度為90 MPa的?177.8 mm套管被擠毀。

五探1井預(yù)測寒武系鹽層的埋深介于6 600～6 800 m，安全鉆井風(fēng)險大。

2.3 寒武系下統(tǒng)—震旦系鉆井

馬深1井距離五探1井135 km，完鉆井深8 418 m、完鉆層位震旦系燈影組二段，未鉆遇寒武系的膏鹽層。該井鉆至7 354.61 m（龍王廟組）溢流1.6 m3鉆井液，鉆井液密度1.73 g/m3，采用1.95～2.00 g/m3壓井液壓井發(fā)生井漏，在寒武系累計漏失鉆井液近1 000 m3。

綜合以上所述，川東寒武系鹽下勘探的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計有以下難點與風(fēng)險：①壓力系統(tǒng)復(fù)雜，縱向上高低壓交錯，漏失層位和高壓氣層交錯發(fā)育；②石炭系儲層經(jīng)過多年開采，地層壓力系數(shù)在0.5左右；③寒武系中統(tǒng)可能鉆遇大段膏鹽層；④完鉆井深超過7 500 m，井底溫度達(dá)到175 ℃，井底壓力超過140 MPa；⑤雷口坡組以下地層普遍含硫化氫。

3 五探1井井身結(jié)構(gòu)方案設(shè)計

3.1 井身結(jié)構(gòu)必封點分析

合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計要依據(jù)地層壓力系統(tǒng)來確定套管層次和各層套管的合理下深。研究和分析縱向上孔隙壓力、坍塌壓力（包括鹽層蠕變壓力）、漏失壓力和破裂壓力的分布特點，并結(jié)合實鉆工況條件分析和確定井身結(jié)構(gòu)設(shè)計需要的6個基礎(chǔ)參數(shù)，包括抽吸壓力允值、激動壓力允值、井涌條件允值、正常壓力地層黏卡壓差臨界值、異常壓力地層黏卡壓差臨界值以及壓裂地層安全附加值，按照裸眼段防漏、防噴和防壓差卡鉆等約束要求，精細(xì)劃分套管層次，確定套管的下深[15,29]。

依據(jù)五探1井的壓力系統(tǒng)和地層特點，確定其井身結(jié)構(gòu)必封點共有5個，套管層次為6層，各開次的套管下深位置和封隔目的分析如表1所示。

必封點分析中比較復(fù)雜的是對石炭系低壓儲層的處理。由于多年來的開采，相鄰構(gòu)造的石炭系壓力系數(shù)下降到0.5左右，五探1井石炭系壓力系數(shù)為1.0，理論上有壓差卡鉆和漏失的風(fēng)險，但考慮到其巖性為致密云巖，厚度僅為60 m，發(fā)生壓差卡鉆的風(fēng)險很低；盡管儲層壓力系數(shù)低，但經(jīng)過承壓后其漏失壓力系數(shù)1.75，綜合考慮，石炭系不作為必封點。

必封點分析的另一個關(guān)鍵是對寒武系膏鹽層的處理。借鑒國內(nèi)外鹽下超深井鉆井的成功經(jīng)驗，需要在寒武系膏鹽層頂部下入技術(shù)套管，實現(xiàn)膏鹽層專打，鉆至震旦系頂部再次下入套管，確保寒武系膏鹽層和震旦系鉆井安全。

3.2 井身結(jié)構(gòu)方案設(shè)計

按照5個必封點、6層套管封隔的分析，優(yōu)化設(shè)計的五探1井井身結(jié)構(gòu)方案如圖1所示，具體各開次設(shè)計如下：

表1 五探1井井身結(jié)構(gòu)方案的必封點分析表

1）一開：?660.40 mm鉆頭鉆至500 m左右下?508.00 mm套管，封隔易漏失表層，為二開鉆進(jìn)提供一定的井控能力。

2）二開：?444.50 mm鉆頭鉆至嘉二3亞段中部（3 480 m）下?365.10 mm套管，封隔上部低壓層，為三開高壓氣層安全鉆井提供井控能力。

3） 三開：?333.38 mm鉆頭鉆至石炭系頂部（5 165 m）下?273.05 mm套管，封隔上部飛仙關(guān)組、長興組、茅口組的活躍氣層，以及茅口組的易漏層、龍?zhí)督M和梁山組易垮塌層，為四開安全鉆進(jìn)創(chuàng)造條件。

實鉆中?273.05 mm套管下深可以動態(tài)優(yōu)化，第一個下深位置在石炭系頂部，第二個下深位置在志留系韓家店組。如果二疊系安全鉆進(jìn)時鉆井液密度低于1.70 g/cm3，則鉆穿石炭系，在志留系的韓家店組中上部下入?273.05 mm套管中完。

4）四開：?241.30 mm鉆頭鉆至寒武系膏鹽層頂部（預(yù)計位置在6 515 m），下入?219.08 mm尾管中完，封隔上部志留系、奧陶系及鹽上寒武系地層，為膏鹽層段安全鉆進(jìn)創(chuàng)造條件。

5）五開：?190.50 mm鉆頭鉆穿膏鹽層、龍王廟組后，繼續(xù)鉆至震旦系燈影組頂部（預(yù)計位置在7 185 m），下入?168.28 mm厚壁高抗擠尾管中完，保障膏鹽層套管安全。

6）六開：震旦系燈影組采用?135.50 mm鉆頭鉆進(jìn)，進(jìn)入陡山沱組20 m完鉆，懸掛?114.30 mm尾管固井完井。

圖1 五探1井設(shè)計井身結(jié)構(gòu)示意圖

3.3 套管安全性設(shè)計

五探1井各開次套管安全性設(shè)計見表2。針對寒武系膏鹽層，通過鹽層蠕變壓力計算分析，要求套管抗擠強(qiáng)度達(dá)到160 MPa以上。

4 五探1井實鉆情況

1）五探1井于2016年10月25日開鉆，一開?660.40 mm鉆頭鉆至323.00 m，下入?508.00 mm表層套管。

2）二開?444.50 mm鉆頭鉆至3 550 m、嘉二3亞段，下入?365.10 mm技術(shù)套管，為了提高三開的關(guān)井能力，該套管采用氣密封扣，抗內(nèi)壓強(qiáng)度33.0 MPa，提高了復(fù)雜情況下的井控能力。

3）三開?333.38 mm鉆頭開眼，在茅口組發(fā)生氣侵、漏失復(fù)雜，關(guān)井的最高壓力達(dá)到20.0 MPa。鉆至石炭系頂部，由于實鉆鉆井液密度為1.67 g/cm3，考慮到石炭系較為致密、漏失壓力系數(shù)1.75，并且該地層致密、不會發(fā)生壓差卡鉆，決定繼續(xù)鉆穿石炭系，進(jìn)入志留系的韓家店組上部、井深5 331 m，下入?273.05 mm技術(shù)套管。三開實鉆印證了石炭系雖然是低壓層，但由于其致密特性，不作為必封點的分析是合理的。

表2 五探1井各開次井眼和套管安全性設(shè)計表

4）四開?241.30 mm鉆頭安全鉆穿志留系、奧陶系以及寒武系上統(tǒng)洗象池組，鉆井液密度1.74 g/cm3，進(jìn)入寒武系中統(tǒng)高臺組頂部、井深6 600 m，下入?219.08 mm無接箍套管。

5）五開?190.50 mm鉆頭開眼，為了保障高臺組膏鹽層的鉆井安全，按照設(shè)計，把常規(guī)水基鉆井液更換為油基鉆井液，鉆井液密度提高至1.92 g/cm3，鉆穿了高臺組、龍王廟組、滄浪鋪組和筇竹寺組，進(jìn)入震旦系頂部、井深7 288 m，下入?168.28 mm無接箍套管。五開實鉆在寒武系未鉆遇地質(zhì)設(shè)計的大段膏鹽層，該段鉆進(jìn)時為了應(yīng)對漏失復(fù)雜情況，逐步把鉆井液密度降低至1.55 g/cm3。中完時把設(shè)計的厚壁高抗擠套管更改為常規(guī)套管，節(jié)約了套管成本。

6）六開鉆頭直徑從設(shè)計的135.50 mm增加到139.70 mm，鉆井液密度降低至1.25 g/cm3，鉆穿震旦系至南華組。五探1井于2018年1月29日安全完鉆，完鉆井深8 060 m。

5 認(rèn)識與建議

5.1 認(rèn)識

1）川東鹽下鉆井面臨著復(fù)雜壓力體系、寒武系可能鉆遇大段膏鹽層、地質(zhì)不確定性和風(fēng)險高等挑戰(zhàn)，前期鹽下勘探各井均未能安全鉆達(dá)設(shè)計井深、實現(xiàn)地質(zhì)目標(biāo)，主要原因是井身結(jié)構(gòu)設(shè)計存在不足之處，不能滿足安全鉆井的需要。

2）研究借鑒國內(nèi)外鹽下復(fù)雜超深井在井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的成功經(jīng)驗，依據(jù)五探1井的壓力系統(tǒng)和地層特點，論證了井身結(jié)構(gòu)存在5個必封點，優(yōu)化設(shè)計了六開非標(biāo)的井身結(jié)構(gòu)方案。該井設(shè)計井深7 570 m，實際完鉆井深8 060 m、完鉆層位南華系，實鉆驗證了設(shè)計的5個必封點和各開次套管下深原則的合理性，為川東古隆起天然氣勘探和安全鉆井提供了成功借鑒。

5.2 建議

川東古隆起超深井設(shè)計六開非標(biāo)井身結(jié)構(gòu)是合理的，但由于寒武系的膏鹽層存在地質(zhì)不確定性，需要在實鉆過程中動態(tài)優(yōu)化?219.08 mm套管下深。

設(shè)計該層套管下至膏鹽層的頂部，建議實鉆中見到連續(xù)3 m的石膏層，才可以下入該層套管，避免在鹽層上部留下易漏失井段，給膏鹽層安全鉆井留下隱患。如果實鉆未遇到寒武系膏鹽層，則建議?219.08 mm套管下至龍王廟組頂部中完。