摘要：受特殊沉积环境及复杂构造运动的影响，在通南巴构造带上钻井工程事故频发，存在井漏、井壁垮塌、井涌(喷)、卡钻、高含硫化氢、岩石致密硬度大、井斜等问题，严重影响了安全、优质快速钻井。通过对通南巴构造带工程地质特征的研究，提出如下对策：①优选气体钻井、泡沫钻井、垂直钻井、复合钻井、旋转导向钻井等钻井方式，促进防斜打直、打快；②优化井身结构设计，合理确定必封点，科学确定井眼尺寸；③优化钻井液性能，提高防塌、润滑效果；④强化钻头选型，提高破岩效果；⑤细化防漏堵漏措施，减少非生产时间等。经现场钻井实践，大幅度地提高了机械钻速，有效地减少了钻井复杂情况，实现了该地区海相超深含硫气井的优快钻井，并对同类高温、高压、含硫气井的高效钻井具有借鉴意义。
关键词：高温；高压；高合硫；通南巴构造；超深井；深井；钻井工程；对策
1 超深井钻井的难点
1.1 常见工程地质复杂情况
受特殊沉积环境及复杂构造运动影响，通南巴构造带工程地质特征异常复杂，钻井工程事故频发，钻井中存在井漏、井壁垮塌、井涌、卡钻、高含硫化氢、岩石致密硬度大、井斜等问题，严重影响安全、优质快速钻井[1]。主要表现在陆相地层易自然井斜、卡钻、井壁垮塌、井漏、气体钻井出水、可钻性差导致钻头磨损严重；海相地层易井漏、卡钻、井涌(喷)、膏岩侵、硫化氢气侵。其中井漏最为突出，占76%，其次是卡钻，占12%。井漏以裂缝性漏失为主，纵向上主要分布于中侏罗侏沙溪庙组、上三叠统须家河组、中三叠统雷三段、下三叠统嘉二段、下三叠统飞三段，平面上受断层影响明显，在近断层部位井漏加剧。如HB-1等7口井井漏231次，漏失钻井液11919.11m3，其中裂缝性漏失为170次，占73.6%，漏失钻井液9449.7m3，平均漏速为12.5m3/h；仅HC-1井，由于受米仓山构造挤压，裂缝发育，井漏132次，漏失钻井液为5195.49m3，平均漏速为10.9m3/h。卡钻主要集中在陆相沙溪庙组、下侏罗统自流井组、须家河组及海相膏岩发育井段。
1.2 工程地质复杂问题的地质影响因素
1) 岩石致密，强度大、硬度大，可钻性差。通南巴构造带陆相地层为冲积平原沉积体系、湖泊沉积体系和三角洲沉积体系，岩性主要为砂泥岩互层，泥页岩发育，平均厚度占67.5%，岩石密度为2.6～2.8g/cm3，孔隙度为1%～3%。陆相砂岩在围压条件下，最大抗压强度为373.7MPa，平均为241.9MPa，硬度为1000～2000MPa，内聚力平均为29.3MPa，须家河组砂岩内聚力平均为36MPa，明显高于上部地层，牙轮钻头可钻性级值为5～7，为中硬地层。海相地层岩石围压下抗压强度平均为271.5MPa，内聚力平均为25.1MPa，硬度为1500～2800MPa，牙轮钻头可钻性级值为5～5.5，PDC钻头可钻性级值为4～5，为软-中硬地层。纵向各层位、各岩性岩石力学性质变化较大，且围压条件对各岩石力学参数影响大，随着围压的增大岩石抗压强度线性增大。地层沉积、成岩环境决定了岩石致密，强度大，硬度大，可钻性差。
2) 纵向上多压力系统，井壁稳定性差，易井塌、卡钻、井涌、井漏。通南巴构造带纵向上存在多压力系统，地层孔隙压力纵向分带明显，陆相为正常压力，海相地层整体表现为异常高压。HB-1井飞三段气藏实测地层压力为111.11MPa，地层压力系数为2.28，嘉二段气藏实测地层压力为94.77MPa，地层压力系数为2.14。陆相地层坍塌压力高，部分井段甚至高于孔隙压力，按地层孔隙压力设计的钻井液密度难以维持井壁稳定，造成井壁垮塌、卡钻，泥岩水化或硬石膏吸水膨胀加剧了井壁失稳。进入嘉二段后，地层孔隙压力大幅度增加，安全钻井液密度窗口与上部井段相比明显变窄，且嘉二段、飞三段气藏均为裂缝一孔隙性储层，裂缝宽度为2～5mm，钻井中易发生溢流、井涌、井漏、喷漏同存等复杂情况，并可能诱发恶性井喷事故。该构造带钻井曾多次发生卡钻、溢流、井涌、恶性井漏等复杂事故，井控风险大。
3) 高温、含硫化氢、膏盐岩发育，钻井液性能维护难度大。通南巴构造带海相地层膏盐岩发育，且单层厚度大，特别是嘉五段-嘉四段，石膏厚度平均为64.5%，最高为83%，盐岩厚度平均为16.8%，盐岩溶解性好，钻井液滤液中氯离子浓度大，钙离子浓度高，钻井中膏盐侵严重。研究表明，通南巴构造带下三叠统硫化氢由硫酸盐热化学还原作用(TSR)所产生，在嘉二段和飞四段具备生成硫化氢的条件[2]。HB-1、CF-82井嘉二段气藏实测硫化氢含量分别为0.652%、0.951%，飞三段气藏微含硫化氢，多口井在陆相地层钻进时发生硫化氢气侵，飞三段气藏地层温度为130℃，在高密度、高温、膏盐侵、含硫化氢条件下，钻井液性能维护难度大。
4) 陆相地层水分布复杂，气体钻井适用井段受限。实践表明，气体钻井对通南巴构造带陆相高陡致密碎屑岩地层钻井提速、防斜打直效果明显，而HB-2、HF-203、M-101等11口井气体钻井、泡沫钻井证实，该构造带陆相地层多个井段地层出水，特别是沙溪庙组、须家河组。河坝构造HF-203等6口井气体钻井均在沙溪庙组钻遇水层，被迫转换为泡沫钻井或常规钻井液钻井，C-27井须家河组钻遇高压卤水层，出水量为1019.02m3/a，C-23井在须家河组钻遇卤水层后压井失败而导致工程报废，陆相地层测井解释纵向存在多层水层或气水层，表明陆相地层水分布复杂，限制了气体钻井的推广应用。
5) 地层倾角大，井斜控制难。通南巴地区由于受多期构造运动和沉积条件的影响，地层倾角大，岩性变化大，自然造斜能力强。HB-2、M-1、HC-1、CB-88等井地层倾角测井表明，通南巴构造带地层倾角为2°～35°，陆相地层倾角总体为6°～20°，地表露头地层倾角为30°～60°。陆相砂泥岩频繁互层，可钻性差，钻井中易自然井斜，如HB-2井自流井组地层倾角为14°，常规钻井自然造斜最大井斜为5.25°，制约了钻压等钻井参数，影响机械钻速。
2 实现优质快速钻井的对策
2.1 优选钻井方式
结合通南巴构造带的地质特征，有针对性地优选钻井方式。陆相地层主要优选空气钻井、氮气钻井、泡沫钻井、垂直钻井等钻井方式，有利于可钻性差、地层倾角大的砂泥岩地层提高机械钻速、控制井斜；海相地层主要使用螺杆+PDC钻头复合钻井、水平井应用旋转导向钻井。
川东北地区气体钻井较常规钻井液钻井提速效果明显，严重漏失、井斜等复杂问题得到了较好的控制[3]。HF-203井第2次开钻空气泡沫钻进1348.5m，平均机械钻速为11.91m/h，有效地控制了井斜，最大井斜为1.6°。垂直钻井系统是解决高陡构造地层井斜问题最有效的手段，该系统根据可靠的旋转导向技术进行连续性的井斜控制，使钻井参数得到完全的解放，确保井眼垂直和最大限度地提高钻速[4]。经HC-1井现场试验，第2次开钻井段477.74～2154.75m使用Power V垂直钻井技术，进尺为1677.01m，平均机械钻速为1.83m/h，第2次开钻未使用垂直钻井技术井段平均机械钻速为0.74m/h，提速为147.3%，且所钻遇的上沙溪庙组地层倾角为20°，实钻最大井斜角为1.23°，有效地解决了自然造斜问题。
复合钻井集成了滑动钻井定向纠斜与旋转钻井有效减少起下钻次数的优势，提高了机械钻速，缩短了钻井周期。川东北实钻表明，海相地层螺杆+PDC钻头复合钻井提速效果显著[5]。HB-2井第3次开钻使用Ø241.3mm钻头对嘉陵江组3581.78～4071.61m井段采用直螺杆+PDC钻头复合钻进，进尺为489.83m，平均机械钻速为4.07m/h。旋转导向钻井是在钻柱旋转作业状态下实现井眼轨迹的导向控制，钻进时摩阻与扭矩小、钻速高、钻头进尺多、钻井时效高、建井周期短、井身轨迹平滑易调控。HJ-203H井是嘉二段气藏专层水平井，第4次开钻使用旋转导向钻井自3755m开始定向钻进，钻至5766.67m完钻，水平段长为501.1m，总进尺为2011.7m，平均机械钻速为2.85m/h，创河坝构造嘉陵江组机械钻速的最高水平，且AB靶点纵横向误差分别在0.34m、1.88m以内，斜井段最大全角变化率为15.80/1OOm。
2.2 优化井身结构
在通南巴构造带地质特征基础上，通过优化井身结构，合理确定必封点，以尽可能少套管程序封隔地层必封点，促进钻井提速，提高钻井成功率。川东北地区井身结构优化的主要思路是在传统井身结构系列“Ø508.0mm+Ø339.7mm+Ø244.5mm+Ø177.8mm+Ø127.0mm”的基础上，形成以技术套管为设计中心，向上向下延伸的井身结构优化系列，即技术套管有一定的强度和较大的尺寸，既封隔陆相复杂地层，又为顺利钻达海相目的层提供保证[6]。目前，通南巴构造带普遍采用优化后的Ø508.0mm+Ø346.1mm+Ø273.1mm+Ø193.7mm+Ø146.1mm井身结构，考虑了套管层次储备以及后期储层改造、高产气井长期安全采气的需要，该井身结构已在HF-203、HB-102、M-1等10余口井中推广应用。如2009年完钻的HF-203井，该井为开发飞三段气藏的大斜度定向井，采用Ø508.0mm+Ø346.1mm+Ø273.1mm+Ø193.7mm的井身结构，第4次开钻最大井斜为67.98°，完钻井深为6191m，钻井周期为306d，平均机械钻速为2.08m/h，提速效果显著。
2.3 强化钻头选型
通南巴构造带陆相地层倾角大，砂泥岩频繁交替，互层薄而多，岩性变化大，泥页岩发育，岩石硬度大、抗压强度大、抗剪切强度大，可钻性差，钻头磨损严重，需强化钻头选型，以提高破岩效果。陆相砂泥岩地层可选用宽齿牙轮钻头，如517或537系列钻头，针对石英含量高的须家河组，可选用617系列钻头；海相石灰岩、白云岩、膏盐岩地层选用PDC钻头或537系列牙轮钻头有利于提高机械钻速。如M-1井第2次开钻使用HJT537GK钻头配合中长喷嘴，进尺为1072.84m，平均机械钻速为2.13m/h，单只钻头平均进尺为134.11m，单只钻头最高进尺为198.14m，最高钻速为2.57m/h；HJ-203H水平井第4次开钻自3755m开始定向钻进，使用HCD506ZX和M1375型号PDC钻头，配合旋转导向钻井技术，总进尺为2011.7m(含水平段501.1m)，平均机械钻速为2.85m/h，嘉陵江组单只M1375钻头最高进尺为882m，单只钻头平均机械钻速最高为3.21m/h，提速效果明显。
2.4 优化钻井液性能
川东北海相碳酸盐岩含硫气藏存在硫化氢气侵、盐膏侵、易井漏、井壁失稳、井底温度高、压力大等难点，通过对抗高温处理剂、加重剂、膨润土限量进行优选，形成了满足川东北地区超深井钻井要求的抗高温超高密度复合金属离子聚磺钻井液体系[7]。该钻井液是在常规聚磺钻井液中加入一种复合金属离子聚合物。该聚合物具有正电胶和两性离子聚合物两者的特性，能表现出类似混合金属氢氧化物钻井液特殊的流变性和类似两性离子聚合物钻井液的强抑制性、低滤失量，具有良好的增黏、防塌效果，能满足海相超深井、大斜度定向井、水平井钻井的要求，已在HJ-203H等井取得了良好的现场应用效果。HJ-203H水平井第4次开钻旋转导向井段使用复合金属离子聚磺钻井液，顺利完成了定向造斜段、稳斜段、增斜段和水平段钻进，水平段钻井液密度为2.08～2.14g/cm3，井眼轨迹平滑，有效地降低了钻具摩阻和扭矩，减少了井下事故，实现了优快钻井。
2.5 细化防漏堵漏措施
通南巴构造带井漏频繁，平均漏速大，单次漏失量大，堵漏难度大、堵漏周期长，漏失类型主要有渗透性漏失、裂缝性漏失以及窄安全密度窗口的喷漏同层漏失，钻井时需根据不同构造位置、不同层位的地质特征，有针对性地制订防漏堵漏措施。针对陆相地层渗透性井漏，主要采用随钻堵漏、无渗透承压封堵材料、桥浆或水堵漏，裂缝性井漏则采用复合堵漏剂间歇关挤堵漏或无渗透承压封堵剂或水钻井液堵漏；海相地层常规裂缝性井漏采取随钻堵漏、无渗透承压封堵材料、桥浆或水堵漏，若规模较大的裂缝系统或溶洞，则采用清水强钻、钻井液堵漏+复合堵漏剂堵漏等措施[1]。针对目的层，宜采用屏蔽暂堵技术堵漏。钻遇大裂缝系统、大溶洞发生恶性井漏，常规堵漏措施效果不明显时，可配合使用充气或泡沫钻井防漏技术、速凝胶质水泥浆堵漏、化学凝胶隔水堵漏技术、惰性材料+水泥浆等防漏堵漏措施[8～17]。
3 结论
1) 通南巴构造带钻井难度大，主要表现在陆相地层易自然井斜、卡钻、井壁垮塌、井漏、气体钻井出水、可钻性差；海相地层易井漏、卡钻、井涌(喷)、膏岩侵、硫化氢气侵。
2) 陆相地层倾角大、砂泥岩频繁互层、岩石致密、可钻性差、井壁稳定性差、地层水分布复杂，海相地层缝洞发育、温度高、异常高压、纵向多压力系统、含硫化氢、膏盐岩发育、安全钻井液密度窗H窄是钻井工程复杂问题的主要地质影响因素。
3) 针对复杂的工程地质特征，提出通过优选气体钻井、泡沫钻井、垂直钻井、复合钻井、旋转导向钻井等钻井方式、优化井身结构与钻井液性能、强化钻头选型以及细化防漏堵漏措施等对策，实现超深含硫气井的优质快速钻井。
致谢：成文中，得到了中国石化西南油气分公司、勘探南方分公司有关专家和技术人员的支持与帮助，在此谨致诚挚谢意。
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(本文作者：肖思和1 胡秀玲2 胡永章2 李勇2 钟敬敏2 刘洪3 1.成都理工大学；2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院；3.重庆科技学院石油工程学院)
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