川西地区超深井修井作业的钻柱受力分析

川西坳陷作为四川盆地西部重要的油气勘探区，其独特的地质构造与储层特征为超深井修井作业带来了显著挑战。

1 川西地区地质概况分析

川西坳陷位于四川盆地西部，西邻龙门山推覆冲断构造带，东侧为川中隆起区。构造变形始于加里东期，经印支期、燕山期、喜山期多期次的构造运动复合叠加而形成现今构造面貌。总体表现为“两隆两坳两斜坡”的典型特征。两隆：金马～鸭子河～安县隆起带、新场隆起带；两坳：元通～安德坳陷、绵竹坳陷；两斜坡：广汉～中江斜坡、永兴～绵阳斜坡等构造单元，这种复杂的构造背景导致了储层条件的高度异质性。

1.1 储层特征

川西海相主要储层为雷四段，垂直深度 5800～6200m ，上储层段以灰岩、云质灰岩为主，少量灰质云岩、白云岩；下储层段以藻粘结白云岩、晶粒白云岩、灰质白云岩为主，少量云质灰岩，Ⅰ、 I 类储层主要是藻粘结白云岩、晶粒白云岩，白云石含量在 90% 以上。储层段矿物组份主要是白云石、方解石，少量硬石膏和粘土矿物。上储层段以方解石为主，占 70% 左右，白云石 30% 。下储层段以白云石为主，占 84% 左右，方解石 16% 。纵向上从上到下白云石增多，平面上有少量变化，从 YS1 到 YS1 方解石增多，白云石减少。

上储层段有效储层（ ⩾2% ）平均孔隙度 3.1% ，平均渗透率为 3.727md ，以裂缝型和裂缝～孔隙型储层为主；下储层段有效储层（ ≥2% ）平均孔隙度 5.38% ，平均渗透率为 7.079md ，以孔隙型、裂缝～孔隙型储层为主。

1.2 流体特征

储层天然气以甲烷为主，含量 90% 左右；CO2 含量 5～10% ，H2S 含量 0.23～4.83% ，属中高含硫、含二氧化碳天然气藏。地层水矿化度较高，一般 120～300g/l ，水型以 CaCl2 为主。地层腐蚀条件差异较大，且大部分腐蚀条件较为恶劣。

1.3 地层压力、温度

马鞍塘组二段及以浅属高压地层，孔隙压力梯度最高可达 1.70MPa/ 100m ，目的层雷口坡组，相对上部地层地压梯度较低，隙压力梯度 1.05～ 1.15MPa/100m 。

据实钻地层温度资料，工区地温梯度平均为 2.25^∘C/100m ，目的层雷口坡组地层温度 ，该储层流体特征加剧了作业风险，使得钻柱在承受高机械应力的同时，还面临严重的腐蚀-应力耦合作用，这为后续钻具力学行为分析和安全控制方案制定提供了关键地质依据。

1.4 岩石可钻性

根据工区各套地层的室内岩石可选性、压入硬度等试验测试成果，工区沙溪庙组以上为中软地层，可钻性级值普遍小于 4，沙溪庙至须二以上地层为中硬地层，千佛崖、白田坝、须四底部含砾石，易造成钻头早期损坏，可钻性在 4～6 之间，须二到小塘子以上为硬地层，胶结致密，石英含量高，研磨性强，可钻性达到 8，这种物性差异在修井作业中表现为钻具受力状态的显著变化，特别是在井斜段和变截面处易产生应力集中现象。

2 川西地区超深井钻具受力分析

2.1PZ6-5D 井的钻柱受力分析

（1）一开：PZ6-5D，一开钻柱钻至 3490m 时，管柱的最大应力出现在井口位置，大小为 416.03MPa ，wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 14.4kN，井口钩载为 1577kN。

（2）二开：PZ6-5D，二开钻柱钻至 6088m 时，管柱的最大应力出现在井口位置，大小为 416.03MPa ，同时在第一个钻杆变截面处出现了很大的应力集中，最大为 377.4MPa，Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 23.3kN ，井口钩载为 1795kN

（3）三开：PZ6-5D，三开钻柱钻至 7991m 时，管柱的最大应力出现在井口位置，大小为 516.6MPa，Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 26.8kN，井口钩载为 1750kN_⨀ 。

2.2CS1 井的钻柱受力分析

（1）三开：CS1 井，三开开钻柱钻至 6952m 时，管柱的最大应力出现在井口位置，大小为 535.16MPa，同时在第一个 3000m 钻杆变截面处出现了应力突变，此处最大应力为 381.79MPa ，Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 25.1kN ，井口钩载为 2095.1kN。

（2）四开：CS1 井，四开开钻柱钻至 8302m 时，管柱的最大应力依旧出现在井口位置，大小为 583.8MPa ，Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 29.75kN ，井口钩载为 2277.8kN

（3）五开：CS1 井，五开钻柱钻至 8660m 时，管柱井口位置的应力大小为 496.3MPa ，并非最大。 3000m 处有十分巨大的应力突变，有 251MPa的变化值，最大处为 540.38MP 。Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 27.8kN ，井口钩载为 2183.8kN 。

2.3YS1 井的钻柱受力分析

（1）三开：YS1 井，三开钻柱钻至 7217m 时，最大应力在管柱井口位置处，应力大小为 662.3MPa6398m 处有十分巨大的应力突变，有 298MPa的变化值。Wellplan 计算结果无超载，管柱安全。共累计摩阻 26.1kN ，井口钩载为 1997kN 。

（2）四开：YS1 井，四开钻柱钻至 8402m 时，最大应力在管柱井口位置处，应力大小为 676.3MPa ，在 2227m 处，最大的应力为 652.9MPa ，大小接近井口处的应力。 6398m 处有十分巨大的应力突变，有 298MPa 的变化值。Wellplan 计算在 0-418m 处与 2199-2245m 处的应力已到达 90% 的屈服应力，钻柱将不安全。共累计摩阻 30.4kN ，井口钩载为 2673kN_⨀ 。

（3）五开：YS1 井，五开钻柱钻至 8680m 时，最大应力在管柱井口位置处，应力大小为 546.4MPa 值。Wellplan 计算结果正常，钻柱安全。共累计摩阻 27.8kN，井口钩载为 2185kN。

3 结论

在超深井修井作业中，钻具的力学行为直接关系到作业安全与效率。本研究通过 Wellplan 软件对 PZ6-5D 井、CS1 井及 YS1 井的钻柱应力分布进行了系统模拟，揭示了典型风险点的力学特征。模拟结果显示，井口位置始终表现为高应力集中区，其中 YS1 井四开作业时井口应力峰值达676.3MPa ，接近管材屈服极限的 90% ，这一现象主要源于超深井钻柱自重与轴向拉力的叠加效应。该研究在修井作业过程中的方案优化需重点关注井口与变截面应力集中，通过材料选型、工艺优化及风险预警可有效降低风险，为后续 8000m+ 深井作业提供技术支撑。

参考文献：

[1]陈恒.川西地区丛式井老井挖潜井下作业安全管理问题探讨[J].石油工业技术监督,2019,35(03):52-54.

作者简介：肖锋（1994.02.14）男，汉族，陕西旬阳，大学本科，毕业于西南石油大学石油工程专业，现就职于西南石油工程有限公司井下作业分公司，技师，研究方向为大修侧钻专业。