摘要：川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，其钻井完钻井深超过7000m，属于超深含硫气井。针对该区陆相地层研磨性强、可钻性差，井身质量控制难度大、海相地层盐膏层发育、井漏和井控安全问题突出等施工难点，提出了安全快速钻井技术对策：①运用气体钻井技术提高机械钻速，减少井漏复杂事故；②结合邻井资料，优选钻头类型，优化钻井参数；③制订井下安全钻井技术措施，预防地层掉块和键槽卡钻、缩径和压差卡钻、断钻具和钻头等井下复杂情况的发生。

关键词：元坝地区；气体钻井；钻头优选；钻井参数；技术；四川；北

川北元坝地区是中国石化南方海相重点勘探区域，位于九龙山构造南翼、通南巴背斜西南侧，属于川中低缓构造带的一部分。从邻井钻探结果表明，飞仙关组飞三段鲕滩储层、嘉陵江组嘉二段粒屑滩储层、三叠系须家河组砂岩储层、下侏罗统自流井组、大安寨组介壳灰岩储层在该区亦可能发育，成藏条件优越，是川东北地区寻找大型气藏的有利区带。从区域沉积特征及邻井钻井资料、露头资料综合分析，该区陆相层系可能发育有须家河组砂岩、千佛崖组砂岩、自流井组砂岩及介壳灰岩储集层。海相碳酸盐岩储层可能发育有中三叠统雷口坡组中上部白云岩储层、下三叠统嘉陵江组嘉二段砂屑云岩储层、下三叠统飞仙关组飞三段鲕粒石灰岩储层、长兴组-飞仙关组飞二段礁滩相白云岩储层。

截至2008年上半年，川北元坝地区已完钻井4口，分别为元坝1.、元坝1-侧1、元坝2、元坝3等井，正钻井有10口，分别为元坝4、元坝5、元坝9、元坝11、元坝12、元坝22、元坝101、元坝102、元坝204、元坝27等井。从大量实钻资料来看，川北元坝地区超深井钻井面临诸多难题^[1～2]。

地层沉积厚度大(大于5000m)，发育海陆相两套地层，自上而下钻遇下沙溪庙组、千佛崖组、自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组等地层。

上部陆相地层软硬交替频繁、砂岩石英含量高、硬度大、研磨性强、可钻性差，在钻进中蹩跳钻现象严重、掉块、大井眼钻具欠尺寸等问题；沙溪庙组-自流井组地层不稳定，极易水化剥蚀掉块、易发生垮塌、钻进中易出现持续蹩停转盘现象，导致上提遇阻、反复扩划眼，造成井下复杂情况和事故，严重制约了钻井提速。下部雷口坡组雷一段-嘉陵江组嘉四段存在大段盐膏层、局部比较发育(元坝2井和元坝102井)，部分井盐膏层段有缩径现象、极易发生卡钻、下套管困难等问题。

元坝2、元坝3、元坝101、元坝102等井在须家河组的钻井液密度高达1.90～2.22g/cm³，部分井陆相地层含H₂S。气层异常活跃，在钻进时全烃值较高；起下钻后钻井液气侵、污染严重，进出口密度相差较大，每趟短起下钻到底之后均需关井循环排气，点火排气时间为2～5h，增大了井控作业的难度。

当前，川北元坝地区超深井采用五开制非常规井身结构，多数井技术套管段套管抗外挤系数设计普遍偏低(小于1.00)，且部分陆相地层含有H₂S，使得套管选型难度增大。此外，Ø273.05mm和Ø146.1mm套管固井过程中，由于裸眼井段长、井眼与套管间隙小，下套管和固井施工难度大。

川北元坝地区超深井设计或完钻井深均超过7000m，在五开制Ø165.1mm井眼钻进中，受钻井泵泵压或地质要求的限制，制约了复合钻井技术的应用。在元坝2井中仅使用了PDC钻头+转盘常规钻井技术，由于受泵压限制无法应用复合钻井技术，元坝3井、元坝102井受地质录井限制，均未推广应用PDC钻头。

上部大尺寸井眼在满足施工条件情况下尽可能地采用空气钻井^[3～4]，以提高陆相地层的机械钻速，缩短钻井周期，降低钻井液成本，减少污水排放和处理量，降低整个钻井的综合成本。截至2008年，在川北元坝地区上部陆相地层应用气体钻井提速(表1)。

从表1可知，川北元坝地区气体钻井总进尺达32220.49m，平均机械钻速为11.62m/h，应用井段达到川北元坝地区陆相地层的三分之二，有力地提高了陆相地层大尺寸井段机械钻速，同时有效地杜绝了上部陆相地层恶性井漏问题。此外，在终止气体钻井后，积极探索运用润湿反转技术转换钻井液，确保了井壁稳定，实现了快速穿越非目的层，减轻了钻井液对井壁的浸泡时间，降低了事故复杂情况发生的概率，为全井提速打下了基础(如元坝5井)。