YD油田为海相碳酸盐岩储层大型整装油田，地质条件复杂，主要表现在^{[1, 2, 3]}：地层存在多压力体系及异常高压层；上部Aghajari层含膏盐、对钻井液性能污染严重，Gachsaran层有潜在高压盐水层；中上部Pabdeh、Gurpi和Sarvak等地层存在严重漏失；中下部Kazhdumi层高压沥青侵入,严重危及钻井安全；中下部地层硬，可钻性差；油气层富含H₂S、CO₂等酸性腐蚀气体。以上分析可以看出，YD油田钻井施工及井身结构优化设计难度较大。笔者综合考虑地层压力、地质及工程必封点，以井筒压力平衡为原则，采用自下而上的设计方法,对YD油田井身结构进行了优化。

根据前期探井、早期及一期开发井实钻资料分析、随钻d_c指数监测和测井资料反演，并结合地层完整性试验数据、SFT地层压力测试数据，逐步建立了比较准确的YD油田地层孔隙压力剖面和地层破裂压力剖面(见图 1)。

图 1 YD油田地层孔隙压力、破裂压力剖面 Fig. 1 Profile of formation pore pressure and fracture pressure in YD Oilfield

图选项

YD油田压力系统比较复杂，存在多套异常压力层：

1) Gachsaran盐水层压力复杂。a)2000年左右，YD油田钻进了HOS-1、HOS-2、HOS-3、KSK-1、KSK-2等5口探井，揭示Gachsaran地层含高压盐水层，孔隙压力当量密度最高达1.60 kg/L(见图 1绿色孔隙压力曲线)，所钻5口探井均采用5级井身结构，设计一层技术套管封隔高压盐水层；b)2011年，YD油田进入开发阶段，早期及一期共钻进55口开发井，实钻显示Gachsaran层孔隙压力略高于相邻地层，采用密度1.35～1.40 kg/L的钻井液可顺利钻穿，利用测井资料求取的地层压力和SFT测试的地层压力当量密度均在1.20 kg/L左右(见图 1蓝色孔隙压力曲线)。

2) Kazhdumi层为沥青层，地层孔隙压力当量密度约1.60 kg/L。

3) Gadvan层为压力过渡带，地层孔隙压力当量密度1.20～1.50 kg/L。

4) Fahliyan Upper和Fahliyan Lower层均为异常高压储层，地层孔隙压力当量密度分别为1.60和1.40 kg/L左右。

必封点的确定是对以压力剖面及设计系数为基础的设计方法的补充和完善^{[4, 5]}，可分为地质必封点和工程必封点。由地层压力剖面可以得到地质必封点：1)Gachsaran盐水层；2)Kazhdumi高压层；3)Fahliyan高压储层。随着油田开发的深入和钻井施工经验的积累，工程必封点逐渐显现，主要包括：1)Aghajari易坍塌、缩径地层；2)Pabdeh、Gurpi、Sarvak易漏失地层；3)Gadvan易坍塌、易漏失地层；4)Fahliyan Lower易卡钻地层。

针对以上地质及工程必封点，井身结构优化设计时采用表 1所示的技术对策。

在建立地层孔隙压力剖面和地层破裂压力剖面的基础上，结合地质及工程必封点，根据平衡地层孔隙压力、防止压漏地层的技术思路^{[6, 7, 8]}，以满足裸眼井段防井涌、防压差卡钻、防漏等井筒压力平衡为原则^{[9, 10, 11, 12]}，采用自下而上的设计方法，对YD油田井身结构进行了优化，先后形成了适合该油田复杂地层钻进的3套井身结构：1)针对部分Gachsaran盐水层存在异常高压的情况，从安全钻进角度考虑，形成了高压盐水层井身结构；2)对于正常压力Gachsaran盐水层，为提高机械钻速和降低钻井成本，形成了简化高效的常规井身结构；3)对于Kazhdumi高压沥青层，从安全钻井实现地质目的考虑，形成了延长φ244.5 mm技术套管和专打专封2种沥青层井身结构。

根据YD油田前期5口探井的实钻经验，为应对Gachsaran地层潜在的高压盐水层，采用了φ244.5 mm技术套管专打专封方案，井身结构如表 2所示。

早期F18井和F02井、F07井等5口开发井，实钻中未钻遇Gachsaran高压盐水层，盐水层最高压力当量密度1.20 kg/L。为了提高钻井效率、缩短钻井周期，对井身结构进行了优化。在保证安全的前提下，简化套管程序，实现了安全与优快统一的目标。

井身结构及套管程序设计的主要原则：1)表层套管下深增加至300～500 m，提高套管鞋处的地层抗破裂能力，为钻开潜在高压盐水层创造条件；2)在揭开盐水层之前，对上部裸眼地层进行地层完整性试验，如果不满足下部高密度钻井液钻井要求，则进行地层承压堵漏作业,以提高上部地层的承压强度。优化后的井身结构如表 3所示。

在YD油田开发过程中，油田北部Kazhdumi层钻遇高压沥青层，该沥青层具有区域分布规律不明、井间沥青特征差异大等特征^{[13, 14]}。沥青一旦侵入井筒，一方面会严重污染钻井液，使钻井液流动性变差，影响正常的钻井施工；另一方面，沥青在井筒中与钻井液发生置换，并伴随钻井液溢出井口，造成井内液柱压力降低，给井控带来巨大隐患^[15]。同时,上部地层中H₂S的溢出也会危及钻井安全。YD油田“一期工程”中，有10余口井钻遇极度活跃沥青层，致使F21井、F13井和APP2井临时弃井。为了实现安全钻穿高压沥青层，对井身结构进行了优化，主要包括延长φ244.5 mm技术套管和专打专封2种方案。

在钻遇沥青层时，需要采用提高钻井液密度的方式来控制沥青侵入，然而上部井段存在Asmari、Pabdeh等易漏地层，如果与沥青层在同一裸眼井段，会造成上部地层严重漏失。因此，对井身结构进行了初步优化，即将φ244.5 mm技术套管下深延长至Pabdeh层底部，封隔上部易漏地层，为下部沥青层钻进创造条件，优化后的井身结构如表 4所示。

为了安全钻穿沥青层，进一步将井身结构优化为专打专封井身结构，即φ244.5 mm技术套管下至Sarvak储层底部、Kazhdumi层之上，安全钻穿沥青层后下入φ177.8 mm尾管，为处理沥青侵入时实施各种措施创造条件^[16]。

由于φ244.5mm技术套管由Pabdeh层底部(深度2 200 m左右)延长到Sarvak层底部(深度3 400 m左右)，存在3 100 m左右的长裸眼段，裸眼段内包含Asmari和Pabdeh易漏层和Gachsaran盐水层，因此增加一层φ339.7 mm技术套管，该层技术套管下至Gachsaran地层底部。沥青层专打专封井身结构如表 5所示。

经过3年多的探索与实践，YD油田形成了高压盐水层井身结构、常规井身结构和沥青层井身结构，并成功应用于YD油田“一期工程”20余口直井开发井中，取得了良好的应用效果。

YD油田早期F18井、F02井和F07井等3口开发井采用了高压盐水层专打专封井身结构，均顺利完钻。但由于井身结构复杂、井眼直径较大，造成机械钻速低、钻井周期长，3口井平均机械钻速仅为4.45 m/h，平均钻井周期长达146.06 d。

F19井、F23井、F31井、F04井和F10井等开发井取消了封隔盐水层的技术套管，使得井眼开孔直径缩小至444.5 mm，整个井身结构缩小一级，与高压盐水层专打专封井身结构相比：平均机械钻速6.29 m/h，提高了41.35%；平均钻井周期78.35 d，缩短了46.36%。

YD油田北部多口开发井遭遇Kazhdumi地层活跃沥青侵入，造成钻井液性能污染、H₂S气体溢出，危及钻井安全，F24井、F14井、F03井、F17井和F21井等油井采用了延长φ244.5 mm技术套管方案，前4口井沥青侵入程度较轻，均成功钻穿沥青层。F21井在Kazhdumi地层遭遇严重沥青侵，经过1次沥青固化剂堵漏、1次高浓度大颗粒堵漏材料堵漏和5次水泥浆堵漏均未取得成功，堵漏过程中造成卡钻事故，爆破松扣后起出井内2 026 m钻具，打水泥塞临时弃井，处理井下事故共计耗时34.25 d。

F21井实钻显示,延长φ244.5 mm技术套管方案无法彻底解决沥青层安全钻进问题，因此S03井采用了沥青层专打专封井身结构，并配合控制压力钻井技术安全、顺利地钻穿沥青层，同比邻井相同井段作业周期缩短39%。采用该井身结构，不仅确保了钻井、起下钻、下套管和固井的安全性，也为后期沥青层钻井提供了切实可行的技术方案。

1) 随着地质认识程度的不断提高及复杂沥青层的出现，YD油田直井井身结构优化经历了高压盐水层井身结构、常规井身结构和沥青层井身结构3个阶段，形成了比较完善的井身结构系列。

2) 高压盐水层井身结构确保了Gachsaran潜在高压盐水层的安全钻进，解决了部分盐水地层的异常高压问题。

3) 常规井身结构实现了提速提效、降低钻井成本的目的，适用于沥青层不活跃的YD油田南部区块。

4) 专打专封井身结构辅以控制压力钻井技术，能够有效控制活跃沥青侵入、减少H₂S气体的溢出，保障安全钻穿沥青层，建议在沥青层活跃的YD油田北部区块推广应用。