【论文】贾静，等：四川盆地罗家寨高含硫气田钻完井技术创新与实践

贾   静¹　张碧波¹　张俊良¹　贾长青¹

陈思齐¹   张   强¹　黄福良¹

雷震中¹　赵筠华¹　袁建波²

1. 中国石油西南油气田公司川东北作业分公司

2. 优尼科东海有限公司

高含硫气藏在全球范围广泛分布，美国得克萨斯州Murray Franklin 气田、密西西比州Black/Josephine 气田、Cox 气田，加拿大阿尔伯达省Bentz/Bearberry 气田、Panther River 气田，我国渤海湾盆地赵兰庄气田，四川盆地渡口河气田飞仙关组气藏、罗家寨气田飞仙关组气藏、普光气田飞仙关组气藏、铁山坡气田飞仙关组气藏等^[1-8] 都是比较典型的高含硫气田。高含硫气藏具有安全开采风险高、难度大的特点，其钻完井需要重点围绕安全高效钻进、固井质量提升、井筒安全屏障建立、全过程井控装备配套与控制等方面开展工作。

四川盆地高含硫气藏储量规模较大，产量占比高，已发现的27 个含油气层系中有13 个高含硫化氢。中国硫化氢含量超过30 g/m³ 的高含硫气藏中有90% 集中在四川盆地，四川盆地已探明高含硫天然气储量约9 200×10⁸ m³，占全国天然气探明储量的1/9。特别是位于四川盆地东北部（以下简称川东北） 的罗家寨气田，为20 世纪末发现的大型整装高含硫气田，储量大、开发前景好，其安全高效开发对于四川盆地千亿立方米天然气产能基地建设和国家“双碳”目标实现具有重要意义^[9-15]。

罗家寨气田钻探目的层为三叠系飞仙关组，属海相碳酸盐岩沉积，储集层岩性主要以鲕粒溶孔云岩为主，气田具有储层厚度大、孔渗条件好、H₂S 含量高、单井测试产量高等特点^[16-20]。罗家寨飞仙关组天然气H₂S 平均含量为10.14%、CO₂ 平均含量为6.99%，属高含H₂S、中含CO₂ 气藏，钻完井面临漏、涌、塌、卡、毒等技术难题。此外，气田所处地理环境复杂、周边人口稠密，井控风险高，给气田的安全高效开采带来了极大的挑战。

为此，在罗家寨高含硫气田钻完井工艺技术创新实践过程中，将海上应用成熟的定向井工艺首次运用在国内陆上高含硫气田的钻井施工中，“一趟钻” 完井工艺最大程度削减高含硫产层钻进风险和满足追踪最优储层需求，钻完井工艺技术创新实现了罗家寨高含硫气田安全、高效、优质钻完井，为类似高含硫气田开发提速提效开辟了新的思路。

1 　罗家寨高含硫气田钻完井工艺难点

2 　高含硫气田钻完井工艺

为解决罗家寨高含硫气田钻完井工程面临的诸多技术难题，2019 年10 月中国石油接管作业权后，借鉴国际钻完井优良作业标准，系统分析了罗家寨高含硫气田钻完井工艺难点，开展了以井控安全和优快钻完井为核心的主体工艺研究，在优快钻井工艺、固井工艺、完井工艺、井控工艺等方面开展技术创新与实践，形成了高含硫气田安全高效钻完井工艺技术系列， 实现了钻完井作业全过程的提速提效与安全受控。

2.1 　高含硫气井优快钻井工艺

罗家寨气田前期的开发井井身结构类似，均采用“四开四完”井身结构：①一开Ø660.40 mm 钻头开眼钻至井深30 m 左右，下Ø508.00 mm 套管封隔表层窜漏；②二开Ø444.50 mm 钻头钻至沙溪庙组500 m 左右，下Ø339.70 mm 套管封隔地表疏松易垮塌地层和漏层；③三开Ø311.15 mm 钻头钻至嘉陵江组嘉三段，下Ø244.47 mm 技术套管封隔上部易垮、易漏层；④四开Ø215.90 mm 钻头钻至飞仙关组目的层完钻， 下Ø177.80 mm 尾管＋ Ø139.70 mm 衬管组合管串（图1-a）。针对罗家寨气田沙溪庙组表层井漏严重、嘉三段上部漏塌同存、嘉四段膏岩层蠕变损伤套管、飞仙关组储层较为发育且硫化氢含量高等难题，对井身结构进行了优化，将“四开四完”井身结构优化为“五开四完”，即：①一开Ø660.40 mm 钻头开眼钻至井深130 m 左右（沙溪庙组），下Ø508.00 mm 套管；②二开Ø444.50 mm 钻头钻至沙溪庙组875 m 左右， 下Ø339.70 mm 套管；③三开Ø311.15 mm 钻头钻至嘉三段，下Ø244.47 mm 技术套管，封隔上部易垮、易漏层以及嘉四段的膏盐污染层；④四开Ø215.90 mm 钻头钻至飞三段顶，下177.80 mm 尾管固井；⑤五开采用Ø152.40 mm 钻头钻至飞仙关目的层完钻井深，裸眼完井（图1-b）。该井身结构实现了五开飞仙关组储层专打，既保护了储层，提高了钻井机械钻速，又避免了井下复杂的发生，保障了钻井施工安全。

罗家寨高含硫气田须家河组岩性以砂岩、页岩、煤为主，地层软硬交错，非均质性强，钻头受冲击载荷大，交变应力易导致钻头先期损坏^[21-25]。该段地层前期钻井采用牙轮钻头钻进，机械钻速较其他地层普遍偏低，Ø311.15 mm 井眼平均机械钻速仅为2.16 m/h。

为了提高全井的机械钻速，结合岩石可钻性及邻区（铁山坡高含硫气田）钻头使用经验，优化全井以高效PDC 钻头为主的钻头应用模板，上部地层优选五刀翼19 mm、16 mm 复合片PDC 钻头，须家河组上部采用进口PDC 钻头，内置存储式电子数据采集传感器，实时采集钻头转速、钻压、扭矩、温度及高频三轴振动等数据，井下数据导出后，可迅速基于标准模板生成钻头表现总结报告，采用交会图法绘制不同井下测量数据下的钻头异常振动、机械钻速、机械比能图，分析钻头磨损原因。须家河组中下部优选强抗冲击性的复合钻头，下部地层优选六刀翼16 mm、13 mm 复合片PDC 钻头，优化对应工况下的钻井参数，确保了所用钻头在最佳工况参数下钻进（表1）。

罗家寨气田属于典型的高陡构造，上部地层倾角大（最大达69°），防斜打快矛盾突出，加之区域纵向上的地层倾角变化大，实钻中钻具组合差异大， 井眼轨迹控制难度大。前期完成的开发井直井段主要采用塔式、钟摆钻具组合防斜，通过适当调整钻井参数以防斜打直。从实钻效果来看，上部直井段的井斜角总体处于0°～ 10°范围，个别井达到12°， 井身质量控制困难，采用轻压吊打或频繁定向控制的方式极大地影响了钻井效率和施工进度。为此，直井段采用垂直钻井系统自动保持井眼的垂直度，最大限度地提高机械钻速，减少由于井眼轨迹不规则带来的摩阻和扭矩，减少由此产生的井眼质量问题， 避免由于纠斜带来的钻时消耗。

前期造斜段采用扶正器增斜组合、弯螺杆或弯接头＋螺杆组合增斜，稳斜段采用扶正器组合或螺杆＋尾扶组合（复合钻）稳斜，由于无法实时监测井斜和方位，容易导致井身质量超标、井眼轨迹不规则， 加大套管磨损风险。考虑到须家河组地层的高研磨性，结合定向工具实际造斜能力，将造斜点从须家河下移至雷口坡较为稳定的地层，以提高上部高研磨性地层钻井效率。下部增斜段和稳斜段，优选抗冲击性强的复合钻头，全程使用旋导系统，预防过度的套管磨损、扭矩和阻力，确保井眼光滑。

全井采用“直—增—稳—增—稳”五段制二维轨迹剖面，确保直井段井斜小于1°，增斜段狗腿度小于6.5°/30 m，稳斜段狗腿度小于3°/30 m，井眼扩大率小于10%。为实现钻井提速提效，四开引入Trulink 不停泵测斜工艺，节约测斜时间；五开引入Orbit ＋ IMPLUSE 随钻测斜＋多极子声波＋ PWD 随钻测压＋ 高分辨率核磁工具，钻进过程中随钻测井工具实时提供井底伽马、电阻率、核磁声波孔隙度、井底当量密度等数据，为地质导向寻找最优储层提供数据支撑。

2.2 　高含硫气井钻井防漏治漏

从地层纵向剖面看，罗家寨气田沙溪庙组、凉高山组、嘉陵江组（嘉五段、嘉三段）裂缝发育，钻井恶性井漏频发，特别是以嘉五¹ 亚段为代表的恶性井漏层是井漏防治的重点。为解决恶性井漏问题，建立了堵漏决策树，结合测井资料明确漏失层位，根据不同漏速实时调整堵漏配方，减少堵漏纤维的比例， 增加使用弹性石墨等不同粒径的颗粒来丰富粒径级配，并通过室内实验来模拟不同配方的承压效果。采取“柔性、刚性、韧性、固结性”复合封堵防漏措施， 提高纤维、超细钙、沥青、井眼强化剂等处理剂加量， 钻进过程中及时封堵孔隙与微裂缝，随钻强化井壁。钻具中加装多次开关旁通阀，在随钻堵漏和专项堵漏作业之间快速切换，提高作业效率^[26-31]。在进入漏层前，地面预配制一罐防漏堵漏基浆，按井浆＋随钻纤维＋刚性颗粒＋超细钙＋沥青＋弹性石墨进行配置，如遇微漏，可以段塞形式注入井内堵漏；如遇严重漏失，可直接将防漏堵漏基浆转换为桥浆堵漏。施工过程中，采用多次挤堵方式保证堵漏效果。

LJ20 井三开采用低密度（1.03 ～ 1.08 g/cm³）合成基钻井液，由于密度选择合理，且在合成基泥浆中提前加入3% ～ 5% 随钻堵漏剂和1% ～ 2% 弹性石墨进行随钻井壁强化。在须家河组、嘉陵江组嘉五段钻进未发生井漏、垮塌，全井复杂时效由前期邻井平均的6.57% 降低至2.19%。

恶性井漏对固井也提出了严峻挑战。①Ø177.80 mm 油层悬挂固井，由于封固段长、上下温差较大，水泥浆易发生超缓凝；②高压气层分布整个裸眼井筒， 油气显示活跃，喇叭口易气窜，易导致环空带压^[32-37]；③固井安全密度窗口窄，易发生井漏导致漏封；④水泥浆与钻井液兼容性差，易混浆，不利于高效顶替；⑤气层高含硫化氢，威胁施工安全。

针对上述风险，在开展地层承压试验的基础上， 优化三开嘉五¹ 亚段薄弱漏层固井水泥浆当量密度， 采用双凝水泥浆体系和双胶塞工艺，在川渝地区首次引入1.20 g/cm³ 的LiteCRETE^* 低密度领浆，通过优化浆柱结构，减少固井循环当量密度，进一步降低漏失风险，提高固井质量。为防止施工过程中复漏， 添加D095CemNET^* 堵漏玻璃纤维，纤维在水泥浆中形成网状结构增加水泥浆的黏性，使其更容易附着在井壁上，促进水泥浆泥饼的形成，防止固井后水泥浆回落，保证泥浆顺利返至地面，创新性地解决了高含硫气井区域漏层固井的井筒完整性难题。

固井水泥环的低渗透率和高强度也是井筒完整性的重要保证。Ø177.80 mm 油层悬挂套管固井，采用单凝韧性防气窜水泥浆体系，防止在关键水化阶段气体进入水泥浆中。该水泥浆体系具有低弹性模量、高水泥石强度等特点，提高了水泥石对井下交变应力的抵抗能力，从而降低微环隙或裂缝的发生。配合使用带顶封的尾管悬挂器，确保悬挂位置的良好封固。

罗家寨气田飞仙关组储层厚度大，缝、洞发育， 储层岩性主要为白云岩、鲕粒云岩夹鲕粒灰岩、灰质云岩，根据抗压强度法判定井壁稳定性，将水平井产层在生产压差下岩石抗压强度[σ] 与水平井井壁岩石承受的切向地应力进行比较，如[σ] 大于切向地应力，则表明岩石稳定；反之，则需要防砂型完井方式。

以罗家寨气田飞仙关组气藏LJ1 井为例，该井地层压力40.34 MPa，产层深度为3 505 m，上覆岩石平均密度为2 700 kg/m³，岩石的泊松比为0.29， 计算结果如图2 所示。结果表明，罗家寨气田储层井壁稳定的生产压差临界值为30 MPa，罗家寨气田生产期末最大井底压差为28 MPa，生产阶段不会垮塌，因此选用裸眼完井方式。

为削减完井作业过程中的井控风险，创新采用两步式完井工艺（图3），首先下入带THT 封隔器和Mirage 全通径可溶油管堵塞器的下部耐蚀合金完井管柱，封隔器坐封在Ø177.80 mm 尾管内形成一道机械屏障隔离产层，保障上部完井管柱下入和换装采气井口的作业安全。上部完井管柱采用耐蚀合金材质、HHT 封隔器、永置式井下压力温度计、井下安全阀等完井工具，保证完井管柱的完整性和可靠性。HHT 完井封隔器有效封隔油套环空，避免上部套管与高含硫气体的长期接触，井下安全阀在紧急情况下能自动关井。井下电缆将井下压力温度参数实时传输至地面数据采集存储系统，实现井下压力温度的实时动态监测。选用大量程（0 ～ 110 MPa）、高精度（0.02%）、长寿命压力计监测系统，为气井的安全、科学开采提供数据支撑。完井管柱采用“最佳上扣扭矩＋气密封检测”方式，双重保障完井管柱上扣质量， 共计实施751 次最佳上扣扭矩作业，气密封检测合格率100%，为气井长期高产和安全生产提供保障。

罗家寨气田酸性介质的腐蚀评价实验结果表明，符合NACE MR-0175 和ISO 15156-3 国际标准4C 以上的材质（如SM2535、SM2550、718、725、G3 等抗腐蚀镍基合金）能满足防腐要求，同时考虑元素硫腐蚀因素的影响。完井工具选用镍基合金718 材质，油管选用SM2550/G3-110，与酸性气体接触的生产套管材质选用SM2535/2550-110，其余的生产套管选用抗硫管材如L-80。为验证长期生产中完井管柱封隔器橡胶材料与环空保护液（白油）的配伍性问题，开展了国内首次橡胶密封件与白油系统性兼容实验，在104 ℃完井液浸泡下，实验周期2 ～ 30 d（表2）。实验结果表明：氟橡胶AFLAS 的硬度测试、重量测试、体积膨胀测试、拉伸测试各项参数均符合ISO 23936 要求，耐蚀性能好，适用于罗家寨气田腐蚀环境，因此封隔器胶筒选用AFLAS 橡胶材料。利用气井系统节点分析、冲蚀流量^[38-42]、管柱摩阻损失计算，采用Ø114.30 mm、壁厚6.88 mm、VAM TOP 气密封扣油管作为生产管柱，安全生产允许气量为215×10⁴ m³/d，可满足150×10⁴ m³/d 配产要求。

2.4 　高含硫气井井控与硫化氢防护

为确保四通及上部设备在发生泄漏等极端情况下仍然能控制井口，针对罗家寨气田地层压力系统复杂及高含H₂S 特点，配套70 MPa HH 级高抗硫防喷器组，在双四通之下增加半封闸板作为应急防喷器， 避免因双四通连接部位泄漏导致的井控事件，将常规的“环形＋半封＋剪切＋全闭＋半封＋双四通” 5 级防喷器组合（图4-a）升级为“环形＋半封＋剪切＋全封＋半封＋双四通＋半封”6 级防喷器组合 （图4-b）。五开产层钻进中使用复合管柱（Ø88.9 mm＋ Ø127 mm）时将双四通之下的半封闸板换装成变径闸板（抗硫等级20%），以关闭不同尺寸的管柱， 应对钻遇高压气层而引发的井控风险，为海相高含H₂S 气层安全钻井提供保障，削减完钻后在裸眼暴露情况下更换完井管柱闸板的风险，提升井控应急能力。

紧急情况下，剪切闸板的剪切能力是紧急切断的关键^[43-48]。罗家寨气田钻完井用到的钻杆及油管， 特别是油管外铠装井下安全阀控制管线，对剪切闸板的管柱剪切能力提出了挑战。为此在使用前对防喷器剪切闸板开展剪切试验（每种规格的管柱剪切3 次），剪切管柱与钻完井作业中使用的管柱规格相同（钢级VM-105SS，重量为38 kg/m 和29 kg/m 的Ø127 mm 钻杆；钢级SM-2550-110，重量为19 kg/m 的Ø114.30 mm 油管带Ø6.35 mm 825CRA 控制管线）， 试验证明剪切闸板防喷器均能在21 MPa 的控制油压下剪断作业管柱并试压合格（图5），满足罗家寨气田钻完井过程中紧急情况下剪切管柱、安全关井要求。

配置78-70HH 级节流管汇、压井管汇（HH 级）、内控管线、密闭式液气分离器、30 m 高放空火炬。节流管汇两个节流阀均为液控，便于压井作业；双四通外侧第一个闸阀均配置可远程操控的78-70 液控平板阀，带“弹簧辅助关闭”功能，一旦发生控制油压失压，闸门将自动关闭，降低井控事件处置中人员手动操作闸阀可能带来的风险，保障井控安全；1、2 号放喷管线各加装一只液控节流阀，可实现远程控制放喷，防止闸阀在放喷时被冲蚀。

为确保产层钻进期间硫化氢防控安全，除在储层钻进中加入3% 除硫剂（碱式碳酸锌）外，还引入硫离子监测技术，每3 ～ 4 h 检测泥浆中硫离子含量， 以掌握泥浆中残余除硫剂性能，便于及时补充除硫剂，高含硫产层钻进期间泥浆出口H₂S 浓度为0，有力保障高含硫气藏产层钻进安全。

3 　现场实践

通过综合运用罗家寨高含硫气田钻完井工艺技术，罗家寨气田新完成井在钻井周期、井身质量、固井质量、完井施工效率、井控管理、硫化氢防护等方面均有显著提升，有力保障罗家寨气田补充开发井项目的顺利推进。从表3 可以看出，3 口井的平均钻井周期为145 d，与前期完钻井相比，在平均完钻井深增加12% 的情况下，平均钻井周期缩短29.6%， 平均机械钻速提高128%。在高含硫层段钻进期间未发生套管、钻具、井口装置腐蚀及断裂问题。

针对罗家寨须家河组地层研磨性强、可钻性差、机械钻速低的问题，LJ24 井Ø215.90 mm 井眼采用XS516 钻头，配合使用Trulink 工具一趟钻完钻，实现不停泵测斜，机械钻速突破10 m/h，一趟钻完成1 067 m 总进尺，节省4.5 h 的停泵测斜时间，创Ø215.90 mm 井眼雷口坡组—飞仙关组造斜段周期最短、一趟钻完成且进尺最长、机械钻速最高等多项纪录；LJ22 井Ø152.40 mm 井眼采用XS613 钻头， 在国内首次实现小井眼随钻测井（核磁＋声波＋方位伽马＋ LWD ＋ PWD）一趟钻完井，创国内小井眼随钻测井一趟钻完井单趟进尺1 107 m 新纪录，刷新川东北高含硫区块水平段单日进尺285 m 新纪录。结合储层箱体电性特征、元素特征、邻井元素特征、沉积相、储层地震标定、地层倾角提取等研究，实现靶体钻遇率100%、储层钻遇率近100%、优质储层钻遇率100%，3 口井累计测试获气590×10⁴ m³/d， 累计无阻流量3 204×10⁴ m³/d，均实现单井“测试产量超百万立方米，无阻流量超千万立方米”目标。罗家寨新完钻井平均钻头用量较前期井下降43%，单只钻头平均进尺提升93%。

垂钻工具代替常规钟摆组合，旋转导向工具代替螺杆滑动定向组合，确保全井轨迹和设计稳合，降低狗腿度，提升井身质量。罗家寨新完成的3 口井全井井身质量合格率100%，平均最大狗腿度由9.25°/30 m 下降至3.40°/30 m，下降63%，为精确控制井眼轨迹钻至目标区域提供有力支撑。

采用1.20 g/cm³ 超低密度领浆、韧性防气窜水泥浆体系，配合使用带顶封的尾管悬挂器，确保悬挂位置封固良好，实现全井固井合格率优质率双达标（表4）。

优化升级后的井控装备为罗家寨高含硫气田钻完井全过程的井控安全提供必要保障。钻完井过程中，严格按照规定每21 d 进行一次防喷器试压，共进行119 次井控演习，确保遇溢流等情况时第一时间处置。开展84 次应急演习，包括生产装置泄漏、产层钻进硫化氢泄漏、应急救援、应急撤离等，用实战检验钻完井全过程钻井与生产交叉作业的风险管控能力。

4 　结论

1）国内陆上钻井首次使用的Trulink 不停泵测斜工具及“核磁＋声波＋电阻率＋伽马”随钻测井工具能实现高含硫钻井四开一趟钻完钻、产层一趟钻完井，提升优质储层钻遇率。在陆相地层中使用垂钻系统＋大扭矩螺杆＋ PDC/ 复合钻头钻进，在海相地层中使用旋转导向＋等壁厚螺杆＋ PDC 钻头钻进， 均实现井眼轨迹精细控制，井身质量合格率100%， 钻井周期平均缩短29.6%，平均机械钻速提高128%。

2）两步式完井工艺有助于降低完井过程的井控风险，配合使用永置式井下压力计和井下安全阀，实现生产过程中的实时动态监测及应急情况下的井下控制。

3）配套70 MPa HH 级高抗硫防喷器组（带应急防喷器）、HH 级节流压井管汇为主的井控装备，强化井控及H₂S 预警、监测及检测，实现高含硫钻完井全过程井控“零事故”目标。