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摘要 ：新 205 井是四川盆地川西坳陷新场构造的一口开发 井，井身结构为三开制，设计二开井深进入须家河二段(T3X2)砂体 3m，实钻中发生多次裂缝性井漏和溢流，由于钻井液安全 密度窗口窄、施工进度慢、施工风险高，决定比设计提前 653m 中完。三开同一裸眼井段存在须家河三段和须家河二段高低压 地层，“高低压同存”给钻井施工带来巨大困难。通过采用精细 控压钻进、控制密度窗口，强化钻井液封堵性能、提高井壁承压 能力等措施。通过现场应用验证， 解决了该井三开高压层须家河 三段在降低密度后易产生坍塌掉块卡钻和须二低压层相对高密 度钻井液下易井漏等复杂条件下的钻井技术难题，达到安全钻井的目的。
在《页岩气资源储量计算与评价技术规范》(DZT 0254- 2014) 中，我国国土资源部发布的地质勘探标准(DZT 0254- 2014) 将其界定为“在地下 3500m ~ 4500m范围内的油气田”，而 在垂直深度以上4500m 以上的页岩气， 则被称为超深地层。国内 页岩气储量庞大，经估算，川东南部的江东、平桥、丁山、威荣、 永川等地的页岩气储量达到了 4612×108m3.今后，这些区域将 是中国石油天然气勘探与利用的焦点和热点。中国在涪陵焦石 坝、长宁等地区已经成功地进行了中浅层页岩气的产业化开采， 并取得了 3500m 以上的优质快速油气勘探技术。但是， 由于其地 层地质特点和中、浅地层差异很大， 当前我国的深层油气钻井仍 然面临着钻速低，钻井周期长，成本高，套管变形等问题，不能 满足经济高效开采的需要。
新 205 井是四川盆地川西坳陷新场构造的一口开发井，设 计井身结构是三开制井，二开设计中完井深 5153m，套管设计的 目的是有效封固川西地区须家河三段以上高压层。二开实钻采 用 Φ241.3mmPDC 钻头钻进，在须三段地层共钻遇裂缝气层 15 层，先后堵漏 7 次，处理井下复杂情况共耗时29.45 天，平均机械 钻速 5.85m/h。由于本开段裸眼段长，漏层多，处理复杂时间长， 施工效率低，为保证井下安全和提高施工效率，决定提前中完， 因此，二开实际中完井深4498m，未能有效封固住须家河三段高压地层， 由于须三段地层压力(1.70MPa/100m ~ 1.95MPa/100m) 远高于须二段(1.38MPa/100m ~ 1.65MPa/100m)，这种“高低 压同存”就增加了三开施工的技术难题，进入须二，极易存在下 漏上喷、由漏转喷的风险，加之 Φ165mm 小井眼水平段施工，钻 头托压严重，井眼携砂困难，且须家河地层研磨性强，钻头磨损 折断等风险高。
1 新205井三开钻井技术难点分析
三开井段钻头尺寸 Φ165.1mm， 钻进井段 4498m ~ 5536m (斜深)，地层为未封固段须家河三段(4498 ~ 5151) m 和须二段 (5151 ~ 5536) m。
1.1 高低压同存，井控风险高
须 三 段 地 层 压 力 系 数 1.70 ~ 1.95.坍 塌 压 力 系 数 1.55 ~ 1.75. 设 计 密 度(1.82g/cm3 ~ 2.05g/cm3) 须二段地层 压 力 系 数 1.38 ~ 1.65. 坍 塌 压 力 系 数 1.4 ~ 1.68. 设 计 密 度 (1 .45g/cm3 ~1 .8g/cm3 );地层压力体系差异大，须三段存在 不同裂缝性气层，须二段地层存在未胶结裂缝或高渗透地层， 易出现井漏。须三段采用高密度，到须二段逐渐降为低密度施 工，密度大小不易掌握，易形成下漏上喷。
1.2 地层研磨性强，钻头选型难度大
研磨性级别在4级以内的软和较软岩层，可选勇聚晶金刚石 钻头 ;软的、中硬和完整均质较硬岩层， 可选用天然金刚石表镶 钻头 ;软硬不均、节理发育和裂隙岩层，宜选用孕镶钻头。随着 地层的压实作用与埋藏深度，岩石的可钻性差，研磨性越强，硬 度越高，金刚石粒度应越小，最好用孕镶钻头。岩石硬度越低， 研磨性越弱， 则钻头的金刚石颗粒应越大， 如选用天然金刚石钻 头，聚晶金刚石钻头。按金刚石镶焊浓度来说，岩石硬度越高或 研磨越弱， 则钻头金刚石浓度应越低 ;反之， 岩石硬度越低或研 磨性越强， 则钻头金刚石浓度应越高。这样才能保证钻头受到岩 层的研磨时， 能够有效保护切削齿和刀翼布齿处。川西地区须家 河地层岩性一般为砂岩、泥岩、和页岩， 软硬交错， 可钻性极差， 且砂岩石英含量高达 50% ~ 70%，研磨性强，易造成钻头过早 磨损。须三段、须二段主要以砂岩为主，可能钻遇多套含气层与裂缝发育， 单只钻头进尺低， 需加强对钻头选型的判断。
1.3 Φ165.1mm 小井眼水平段长，井眼净化难
本井三开 Φ165mm 小井段水平位移达 1528m，带动力钻具 钻进过程中，环空间隙小，泵压过高，排量较小，造成环空返速 低，影响泥浆的携岩效果， 易在大斜度井段、水平段形成岩屑床， 容易发生卡钻故障。
1.4 大斜度小井眼钻头施加钻压困难
Φ165mm 小井眼钻柱由于其直径小重量轻，不仅施加钻压 的范围受到限制， 而且由于钻柱本身刚度小强度低， 对于较小尺 寸的钻杆，由于其抗拉、抗扭强度的限制，使得小井眼钻进过程 中，钻具在井底承受的反扭矩就越大， 在加压过大时极易导致扭 断钻具。
1.5 地层压力差异大，井壁稳定性差
须家河三段、须家河二段同层，地层压力差异大，钻井液的 密度难于稳定井壁，易出现掉块，后期施工的须家河二段地层， 钻井液要求密度低，上部须三段井壁容易出现失稳。环空间隙 小，循环泵压高， 环空返速低等都会造成井下复杂。
2 三开施工主要技术方案 2.1 控压钻井技术
2.1.1 控压钻井总体方案
(1) 井口安装型号为XKII 35-17.5/35 旋转防喷器， 通过自 动节流管汇精准控压，逐步下调钻井液密度至 1.70g/cm3 以下， 实现须家河二段安全钻进。
(2) 根据须家河三段钻进前期施工情况，下钻至井底后，以 钻井液密度 1.90g/cm3 开钻，井口不控压。钻进观察一周，若井 内稳定， 继续以每循环周下调密度 0.02g/cm3 钻进。
(3) 若井内稳定，执行第2 步操作，直到钻进期间气测全烃 值达到 10%，火焰高度 2m ~ 4m。最低钻井液原则上不低于地 层坍塌压力下限 1.70g/cm3.
2.1.2 控压钻井地面流程
控压循环流程如下 ：钻进井口套压控制在 4.5MPa 以内，通 过自动节流管汇控压。第一步采用钻井泵放入到钻具内， 进行环 空，第二步井口环节，自动节流管汇，进入液气分离器，一部分 进行点火， 另一部分进入振动筛， 循环罐， 回到钻井泵。
2.1.3 控压钻进实施过程
(1) 三开钻进， 采用 Φ165mm钻头， 复合钻进至井深4633m， 地层须三段，密度 1.88.钻进至井深 5025m，- 短程起钻套管鞋 - 地层承压试验，钻井液密度 ：1.74g/cm3.井口补压 14.2MPa， 稳 压 10min 无压降， 折合井底当量密度 ：2.05g/cm3.无漏失。
(2) 预计至井深 5181m 须家河二段顶界之前，(钻穿须三段Mi矿ne山engin(工)程eering底界)，逐步减低泥浆比重，井口不控压，钻进观察一周，若井内 稳定， 每循环周下调密度0.02g/cm3 钻进， 密度降低至 1.74g/cm3.
(3) 钻进期间，加强参数执行与异常观察，强化精细操作， 专人观察返出掉块情况， 若返出掉块增多， 立即停止降钻井液密度，循环观察待井内稳定后再继续降密度。
(4) 控压钻进 ：井深 5218m， 密度 1.74.控压4mpa， 接立柱 划眼期间发生漏失(排量 19.4L/s，漏速7m3/h ~ 9m3/h)，降排量 至 13L/s，加随钻堵漏材料 3t，漏速降至 1m3/h ~ 3m3/h。-试钻 进至 5230m， 漏速增至 5m3/h ~ 7m3/h ;循环(降排量至 12L/s， 漏速 5m3/h ~ 9m3/h， 期 间泵入浓度 17% 堵漏浆 16.6m3.返出 12.75m3 ;替浆 9.5m3 堵漏浆出钻头， 漏失0.5m， 继续替浆 16.5m3 液面平稳--短起至井深4515m循环，地层承压试验，密度 1.72 环 空逐级控压至 3MPa， 稳压 30min， 折合当量密度 1.80g/cm3.液面 平稳无变化。
(5) 继续控压 3map， 密度 1.68g/cm3.钻进至井深 5440m(期 间发生渗漏，加入随钻堵漏材料2t，循环到底后液面平稳)。进 至中完井深 5558m，(期间发生 2 次渗漏，加入随钻堵漏材料2t) 钻进至中完井深 5558m， 顺利完成三开钻进。
2.2 钻井液技术施工方案
(1) 强抑制 ：聚合物包被剂使用 KPAM 和DS-301 复配使用， 加量为 0.4% ~ 0.6%，随着井深的增加逐渐降低加量 ;保持钻井 液中钾离子浓度不低于 15000ppm ;井深 5000m 后加入聚胺抑制 剂，加量为 0.5% ~ 1.0%。
(2) 强封堵、强防塌 ：沥青类防塌剂、改性石蜡和超细钙 复配， 沥青类加量 2% ~ 3%， QS-2 的加量为 1% ~ 3% ;井深 5000m 后加入成膜剂封堵剂和纳米封堵剂， 加量为 1% ~ 2%。
(3) 低滤失量 ：严格控制API 失水，特别是高温高压失水在 设计范围内。
(4) 抗温性能，高温稳定性 ：使用优质抗高温材料，定期检 测钻井液的高温稳定性能， 发现异常及时处理。
(5) 泥饼质量，润滑性 ：泥饼保持光滑、薄而有韧性，保持 高温高压泥饼厚度不超过 3mm，补充润滑剂和沥青，控制泥饼摩阻系数在设计范围。
(6) 钻井液密度是保持井壁力学稳定的关键。对于应力不稳 定的泥页岩、煤层， 保持钻井液有较高的密度和适当的粘切。
(7) 减少滤液进入地层，严格控制钻井液滤失量，特别是高 温高压滤失量在设计范围内。
(8) 钻井液加入 0.5% 乳化剂，不但提高钻井液的高温稳定 性，而且可以适当降低油水界面张力，降低滤液进入地层，减少地层岩性的水化膨胀。
2.3 井壁失稳的处理措施
(1) 井壁失稳发生后及时提高钻井液井密度，减少因力学不 稳造成的井壁失稳。
(2) 适当提高钻井液的粘切，提高钻井液的携砂性，将垮塌 物尽量带出， 减少对井壁的冲刷。
(3) 如井壁失稳严重，可以使用重稠浆携砂，重稠浆密度至 少高于井浆 0.3g/cm3.粘度不低于 150S，动切力不低于 10Pa，初 切不低于 5Pa。
(4) 起钻可以在井底或井壁失稳严重井段注入封闭浆，三开 井眼小，裸眼段容积小，可以全裸眼注封闭浆。严禁在井壁失稳 井段长时间或定点循环。
(5) 加大各种防塌封堵剂的加量， 适当提高钻井液的润滑性。
2.4 防漏堵漏技术措施
本井可能发生井漏，针对井漏制定相应的防漏堵漏技术措 施。总的原则是 ：“防漏为主，专项堵漏为辅”，要做好防漏堵漏 技术和物资准备， 在出现井漏时及时加以封堵， 防止井下复杂发 生或控制其复杂程度。
2.4.1 防漏措施
(1) 钻井液密度按照设计地层压力和钻井液密度尽量走下 限，降低压差。同时，加强坐岗溢流检测和综合录井检测，及时发现溢流或井漏。
(2) 溢流关井严格按最大允许关井套压值，控制井口压力， 防止蹩漏地层。
(3) 提前加入封堵材料提高钻井液封堵性能，进入产层前补 充加入裂缝暂堵剂。
(4) 提高钻井液密度时注意控制好加重速度，每循环周不超 过 0.03g/cm3.且提高幅度不能过大， 多次逐步提高钻井液密度。
(5) 将钻井液粘切控制在合适的范围内，尽可能降低激动机动 压力。
(6) 下套管作业期间由于环空间隙小，一定控制下放速度平 稳，防止人为压漏地层。
(7) 钻进期间，根据实钻情况，尽可能每趟钻起钻前注入封 闭浆， 封闭新井段地层， 提高地层承压。
2.4.2 堵漏措施
(1) 漏速≤ 5m3/h 的漏失 ：配方 ：井浆 +4% ~ 6% 随钻堵漏剂 +1% ~ 3% 防塌封堵防塌剂进行全井堵漏。
(2) 漏速 10m3/h ~ 20m3/h 的漏失 ：立即停止循环，起钻 至套管内。采用高浓度桥接堵漏材料浆堵漏，将堵浆替至漏层， 静止 3h ~ 4h 观察堵漏效果，并采取承压挤堵。堵漏配方以粗、 中、细堵漏材料复配，堵漏浆总浓度 15% ~ 25%。配方 ：井浆 +2~3%LF-1+1~2%SY-1+3~5%SY-5+3~5%GDJ+3~5%SRD-2+1 ~ 2%QS-2.
(3) 漏速 ≥ 20m3/h 的漏失 ：立即起钻至套管内，首先考 虑建立循环。起钻吊灌钻井液。用大颗粒材料配制专项堵漏 钻井液。使用高浓度粗颗粒堵漏材料架桥，再采用高浓度桥 接堵漏材料浆堵漏，将堵浆替至漏层，静置 3h ~ 4h 观察堵 漏效果，并采取承压挤堵。堵漏配方以粗、中、细堵漏材料复 配，堵漏浆总浓度20% ~ 30%。配方 ：2 ~ 3%LF-1+2 ~ 4%SY- 1+3~5%SY-5+3~5%GDJ+3~5%SRD-2+3~5%SRD-2+1~2%QS- 2+2 ~ 3%FT-342经过上述技术措施，采用 Φ165.1mm 钻头三开开钻，钻进井 口套压控制在2.5MPa， 分别在 5218m、5330m 发生漏失， 由于措 施得当，处理很及时。钻至全井完钻井深 5635m，起钻完，钻头 出井， 全井完钻， 历时20 天。
3 结论
(1) 本井三开使用精细控压技术钻进，有效控制了同一裸眼 地层“高低压同存”钻井施工难题，平衡井底压力，避免了井控风险。对于该同类井具有借鉴的意义。
(2) 对于川西地区须三、二段，地层岩性交替变化，夹层较 多，井壁易掉块， 加强钻井液抑制封堵性能可以有效减少井漏的 次数。勤短起下拉挂修整井壁 ;起钻前采用打重稠浆方式携带 井内掉块， 清洁井眼。
(3) 须二段地层发育裂缝性地层较多，易发生井漏，采用加 入高效堵漏剂， 调整钻井液性能， 降低排量循环等措施能有效封堵裂缝性地层。
(4) 三开井段，川西地区须家河组地层含研磨性较强的岩屑 石英砂岩， 选用抗研磨性的钻头延长钻头使用寿命。
(5) 三开段裸眼段加强钻井液的强抑制性和封堵性，可以有 效避免和减少“喷漏同存”地层的井控风险。
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