顺南区块是中国石化西北油田分公司的天然气勘探开发重点区域，具有横向分布区域广、纵向上钻遇地层地质年代跨度大、储层埋藏深等特点。该区块前期已经完钻的5口井，因存在地温梯度高、钻井液抗温性能不足、却尔却克组地层垮塌、对奥陶系缝洞型气层的气侵规律认识不清等问题，造成钻井周期长、钻井成本高，影响了该区块的勘探开发进程。为此，开展了适用于顺南区块的优快钻井技术研究，研究成果在现场取得了很好的应用效果。

顺南区块完钻井深6 500.00～7 000.00 m，自上而下钻遇第四系、新近系、古近系、白垩系、三叠系、石炭系、泥盆系、志留系和奥陶系地层。第四系至三叠系地层以砂泥岩互层为主，地层疏松，可钻性好。三叠系上部地层局部含有粒径2～40 mm的砾岩，中部地层含有玄武岩，不适宜用PDC钻头钻进。石炭系、泥盆系和志留系地层以泥岩为主，局部含有灰岩。奥陶系上统却尔却克组地层上部为泥岩夹粉砂岩和泥岩夹泥质灰岩，区域地层倾角2.7°左右，且地温梯度异常。奥陶系一间房组和鹰山组气层活跃，蓬莱坝组是主要的目的层，储层为孔洞-裂缝性储层。

1) 奥陶系上统和中统地层地温梯度异常。顺南1井测井解释显示，井深7 050.00 m处的温度达174 ℃，折算地温梯度2.32 ℃/100m；顺南2井测井解释显示井深6 875.00 m处的温度达181 ℃，折算地温梯度2.47 ℃/100m。

2) 却尔却克组地层稳定性差，易掉块、垮塌。前期所钻井在该井段的井径扩大率平均达到18.4%(见表1)，因井壁失稳导致的钻井复杂时效达15%。顺南3井在却尔却克组地层和四开井段钻进过程中，因井壁失稳反复通井划眼，用时长达126.8 d。

3) 一间房组、鹰山组气层异常活跃，对钻井、固井安全造成严重影响。一间房组、鹰山组地层压力当量密度1.21～1.25 g/cm³，钻进期间气测全烃值10%～40%，提高钻井液密度和长时间循环排气均不能有效降低气测全烃值，进出口钻井液密度差大于0.15 g/cm³。尾管封固段因气层活跃，难以有效压稳，固井难度高。

4) 受地层沉积环境影响，顺南区块为单斜构造，在钻进却尔却克组地层过程中易井斜。顺南区块隶属塔中北坡构造，却尔却克组地层整体倾角2.7°左右，区域发育多组北东走向断裂带，断裂带或断裂带附近存在较大倾角，最高可达26°。为了控制井斜，前期在钻进却尔克组地层时，采用钟摆钻具组合进行轻压吊打，但井斜角难以控制在4°以内，且严重影响了机械钻速，机械钻速小于2 m/h。

5) 蓬莱坝组孔洞型储层钻井安全密度窗口窄，易发生恶性井漏及井涌。蓬莱坝组地层压力当量密度大于1.44 g/cm³。高温缝洞型储层防漏堵漏难度大，井漏和溢流同时存在，井控风险高。

利用Drillworks地层压力分析软件对已完钻井的测井资料进行分析计算，建立了顺南区块地层三压力剖面(见图1)^[1]。计算分析可知：1)恰尔巴克组以上属正常压力体系，一间房组、鹰山组地层压力当量密度1.21～1.25 g/cm³；2)蓬莱坝组地层压力当量密度大于1.44 g/cm³；奥陶系却尔却克组地层坍塌压力较高(当量密度1.15～1.32 g/cm³)，容易发生井壁失稳，导致井壁垮塌。

图1 顺南区块三压力剖面 Fig.1 The three formation pressure curves of Shunnan Block

图选项

顺南区块前期采用直井开发，鹰山组和蓬莱坝组用一个开次揭示，井身结构为：一开井段φ660.4 mm钻头×300.00 m，φ508.0 mm套管×300.00 m；二开井段φ444.5 mm钻头×1 500.00 m，φ339.7 mm套管×1 498.00 m；三开井段φ311.1 mm钻头×4 971.00 m，φ244.5 mm套管×4 969.00 m；四开井段φ215.9 mm钻头×7 280.00 m，下入φ177.8 mm生产尾管，完钻后回接至井口；五开井段φ149.2 mm钻头×7 565.00 m，裸眼完井。该井身结构存在以下问题：1)井眼尺寸大，开次多，施工周期长；2)鹰山组和蓬莱坝组属不同的压力体系，在鹰山组低压层易发生压差卡钻；3)φ244.5 mm套管的扣型为非气密扣，揭开气层至φ177.8 mm套管回接期间风险较高。

针对顺南区块井深及地质条件复杂的特点，综合考虑安全、快速、物资装备等因素，结合西部超深井井身结构设计的经验^[2]，对井身结构进行了优化：

1) 一开井段φ508.0 mm套管下深100.00 m；

2) 将三开井段φ244.5 m×11.99 mm技术套管的P110S偏梯扣调整为TP155V钢级TP-CQ扣套管，抗内压强度从原设计套管的63 MPa提高至87 MPa；

3) 以鹰山组为主要目的层的井，鹰山组顶界为必封点，四开井段采用φ215.9 mm钻头钻进，钻至鹰山组顶界中完，φ177.8 mm生产尾管由长圆扣调整为TIGER气密扣；

4) 以蓬莱坝组为主要目的层的井，目的层顶界为必封点，四开采用φ215.9 mm钻头钻进，钻至距奥陶系蓬莱坝组第一个串珠顶部50.00 m中完，φ177.8 mm生产尾管由长圆扣调整为TIGER气密扣；

5) 五开井段采用φ149.2 mm钻头钻至完钻井深，裸眼完井；

6) 由于井深，受φ88.9 mm钻杆抗拉强度的限制，φ177.8 mm生产套管完钻后回接至井口，其扣型由长圆扣调整为TIGER气密扣。

井身结构优化后，提高了四开和五开井段套管的气密性和承载能力，降低了井控风险；不同压力体系的鹰山组与蓬莱坝组分开次揭开，降低了压差卡钻的风险。

针对却尔却克组地层巨厚泥岩易垮塌的问题，进行了岩屑X衍射、电镜扫描和理化性能测试。结果表明：地层黏土矿物含量15%～38%，其中伊/蒙混层含量41%～73%；岩心SEM电镜(放大5 000倍)扫描多见鳞片状的伊利石和假六片状结晶良好的高岭石(见图2)，表现出较强分散性，地层微裂隙发育。钻井液极易沿胶结性差的泥砂岩互层微裂隙进入地层内部，产生较大的水化斥力，同时钻井液滤液进入微裂隙后产生水力尖劈作用，进一步扩大微裂隙，产生应力性剥落垮塌。微裂隙是导致泥岩地层井壁失稳的主要原因。

图2 顺南5井岩心SEM电镜扫描 Fig.2 The SEM micrography of cuttings of Well Shunnan 5

图选项

通过优化钻井液来解决却尔却克组地层失稳的问题，钻井液优化思路为：以现有聚磺钻井液为基础，优选抗高温降滤失剂控制钻井液的高温高压滤失量；优选抗高温抑制封堵剂，减少钻井液侵入地层微裂隙的量，改善滤饼质量，稳定井壁；增强钻井液的润滑性，减小钻进时的摩阻。经过大量的室内试验，优选了抗高温降滤失剂、磺化处理剂、封堵防塌剂及抗高温润滑剂，评价了氯化钾和聚合醇的协同作用，形成了适应于却尔却克组地层的抗180 ℃高温的防塌钻井液，其配方为3.0%膨润土＋0.1%Na₂CO₃＋0.2%NaOH＋0.2%KPAM＋0.3%PFL-LV＋0.5%AMPS＋6.0%SMP-3＋3.0%SPNH＋0.5%抗盐抗高温降滤失剂＋4.0%HTLM＋5.0%KCl+0.5%聚胺＋2.0%聚合醇＋0.3%SP-80＋2.0%超细碳酸钙。该钻井液在不同温度下的主要性能见表2。

天然气气侵有溶解、置换和负压3种方式。钻遇裂缝性气藏后，天然气主要通过置换和溶解的方式进入井筒。顺南区块一间房组和鹰山组地层钻进过程中，提高钻井液密度和长时间循环排气都不能有效降低气测全烃值，其主要原因可能是甲烷在水中的溶解度随着温度和压力的升高而升高^[3]。

顺南7井在鹰山组地层钻遇活跃气层，循环全烃值维持在30%以上，钻井液进出口密度差0.05～0.10 kg/L。逐步将钻井液密度从1.47 kg/L提高至1.97 kg/L，钻井液进出口密度差仍保持0.05～0.10 kg/L，循环气测全烃值仍保持在30%以上，油气上窜速度没有明显改善(见图3)，而且钻井液密度提高至1.97 kg/L发生了井漏，表现出地层压力当量密度窗口窄的特性。

图3 顺南7井的钻井液密度与油气上窜速度 Fig.3 Mud density and gas kick velocity of Well Shunnan 7

图选项

控压钻井技术通过控制井底压力保证井底压力等于或略大于地层压力，不需中断钻井即可控制涌、漏，达到安全高效钻过油气层的目的^{[4, 5]}，是安全快速钻进窄钻井液密度窗口地层的有效手段。因此，顺南区块在钻遇活跃气层时应用了控压钻井技术。

目前，常用的井斜控制技术有垂直钻井、导向钻井、偏心钻具组合、钟摆钻具组合和“MWD+单弯螺杆”。垂直钻井和导向钻井是控制井斜的最佳手段，但是成本高；偏心钻具组合在高转速条件下易导致钻具失效，且控制井斜的能力有限；利用钟摆钻具组合控制井斜时要求采用小钻压，从而降低机械钻速；“MWD+单弯螺杆”配合转盘可在小钻压低转盘转速下控制井斜，其成本低、控斜效率高。转盘和单弯螺杆配合可提高钻头转速，增加钻头切削下井壁的次数，既能提高被动防斜的效果，也不会对破岩效率造成大的影响，且MWD能实时监测井斜角，便于通过定向主动纠斜。因此，采用“MWD+单弯螺杆”技术钻进却尔却克组地层。

上述优快钻井技术在2014年新部署的井进行了应用。应用结果表明，钻井效率大幅提高，易斜井段的井斜角得到控制，机械钻速明显提高，三开以上井段钻井周期明显缩短。

抗高温钻井液在顺南井区新部署的6口井进行了应用，钻进却尔却克组地层过程中未发现明显掉块，起下钻通畅，井径规则，井径扩大率平均小于5%，最小仅为1.90%(见表3)，保障了该井段的安全快速钻进。

顺南501井、顺南5-1井、顺南4-1井和顺南5-2井的易斜井段使用“MWD+单弯螺杆”钻进，井斜角均控制在2.3°以内，机械钻速较顺南4井和顺南5井提高79.35%，钻井周期缩短32.63%(见表4)，防斜打快效果显著。

顺南501井鹰山组地层钻进时气测异常活跃，试验应用精细控压钻井技术钻进，通过回压泵自动控制井底压力恒定，用质量流量计监测出口流量，保持钻进期间气测全烃值稳定，让天然气稳定可控地进入井筒，并通过液气分离器分离出天然气，实现了气测异常段快速安全钻进。起钻、中完测井和下套管前采用重浆帽测试安全时间，满足安全时间要求后再进行起钻作业，顺利完成了四开井段测井和下套管作业。

与未应用优快钻井技术的顺南4井和顺南5井相比，应用优快钻井技术的顺南401井和顺南501井等6口井三开以上井段的机械钻速平均提高67.1%，钻井周期平均缩短14.5%(见表5)。

1) 提高技术套管的强度和分开次揭示不同压力体系的地层，可提高井控控制能力、降低钻井风险。

2) 根据岩屑X衍射、电镜扫描分析和理化性能测试结果，分析井壁失稳的主要影响因素，并据此优选钻井液配方，可解决井壁失稳问题。

3) 采用“MWD+单弯螺杆”技术，可解决顺南井区却尔却克地层易发生井斜的问题。

4) 采用精细控压钻井技术，用重浆帽控制安全时间，可保障气测异常活跃段钻进和中完的安全。

5) 建议开展深层高温高压裂缝和溶洞堵漏技术研究，以扩大安全密度窗口，实现加深钻进。