錢 鋒，趙遠剛，黃曉林，石紹云，羅顯粱

（中國地質(zhì)科學院探礦工藝研究所，四川 成都 611734）

0 引言

銀額盆地位于內(nèi)蒙古自治區(qū)中西部，屬于中國北方勘探程度較低的陸相斷陷盆地，是支撐北方新區(qū)新層系油氣調(diào)查科技攻堅戰(zhàn)，實現(xiàn)油氣發(fā)現(xiàn)的重點盆地之一。目前已在該地區(qū)5個凹陷、3套勘探層系中突破了工業(yè)油氣流，表明銀額盆地具有較好的勘探潛力。盆地中生界和石炭系-二疊系熱演化程度較低的地區(qū)，具有十分有利的成藏條件，值得進一步勘探。

蒙蘇地1井是中國地質(zhì)調(diào)查局部署在該盆地的一口大直徑重點油氣地質(zhì)調(diào)查井，位于阿拉善盟北部蘇紅圖坳陷艾特格勒凹陷，旨在揭示中生界和石炭-二疊系巖石組合特征及含油氣性，鉆穿中生界巴音戈壁組至二疊系完鉆。

目的層巴音戈壁組下段和二疊系地層巖石非均質(zhì)性強，存在裂縫構造造斜、強研磨性、可鉆性差等難題。針對蒙蘇地1井的鉆探技術難題，進行鉆井工程設計，制定了“簡化井身結(jié)構+非常規(guī)鉆具組合+常規(guī)鉆頭選型+強抑制性泥漿”的精細化鉆井施工技術方案，并進行了現(xiàn)場應用［1］。

1 地質(zhì)概況與技術要求

1.1 地質(zhì)概況

蒙蘇地1井自上而下鉆遇地層分別為新生界第四系、白堊系下統(tǒng)銀根組、蘇紅圖組、巴音戈壁組以及二疊系阿其德組［2］。

鄰井鉆井資料顯示，蘇紅圖組上部巖性為一大套的暗紫色泥巖、鈣質(zhì)泥巖夾灰色泥巖，下段巖性上部主要為一套灰色泥巖，下部為含煤的砂礫巖層，泥巖地層易垮塌、縮徑［3-5］。巴音戈壁組上段以大套暗紫色泥巖為主，夾薄層鈣質(zhì)泥巖，下段以大套雜色砂礫巖為主，夾暗紫色泥質(zhì)砂礫巖，含礫層位較厚，礫石硬度大，傾角較大，夾層較多，且呈不均質(zhì)性。鉆進中扭矩變化大，易跳鉆，鉆進效率低，伴有滲透性漏失、井斜和垮塌現(xiàn)象［6］。二疊系—石炭系巖性上部為碎屑巖、碳酸鹽巖及火山巖，中上部主要為一套中酸性火山巖為主，下部以細粒石英砂巖、粉砂巖夾礫巖為主，與下覆地層假整合或角度不整合接觸。

1.2 技術要求

根據(jù)工程實際，技術要求主要參考《直井井眼軌跡控制技術規(guī)范》（SY/T5172-2007）和《鉆井井身質(zhì)量控制規(guī)范》（SY/T5088）行業(yè)標準。具體如下：

（1）設計井深：2500 m，加深鉆井不超過3000 m，終孔口徑215.9 mm；

（2）平均巖心采取率≥85%，單回次巖心采取率≥80%，破碎地層段巖心采取率≥70%。巖心直徑≥98 mm；

（3）測斜數(shù)據(jù)采集間隔：一開每鉆進40～80 m測斜1次，二開每鉆進80～150 m測斜1次；

（4）最大井斜≤5°，井底水平位移≤80 m，全角變化率≤2.50°/30 m；

（5）目的層平均井徑擴大率≤18%；

（6）井口水平度≤0.50°；

（7）本井選用的井控裝置為雙閘板防噴器，試壓穩(wěn)壓時間≥10 min，允許壓降≤0.7 MPa，密封部位無滲漏；

（8）固井時水泥返高至少超過油氣層頂界50 m，油氣層頂界以上連續(xù)膠結(jié)中等以上的水泥環(huán)段長度≥20 m。

2 鉆井設計

蒙蘇地1井是艾特格勒凹陷以二疊系為目的層施鉆的第一口油氣地質(zhì)調(diào)查井，鉆前進行了物探，對地層進行了層位劃分，但下部地層復雜情況不明，存在不可預見的因素。實鉆與工程預測可能有一定差別，可能出現(xiàn)井塌、井涌、井斜等復雜情況［7］，有鉆遇高壓含硫化氫地層的可能性。從設備選擇、井身結(jié)構、鉆具組合、鉆頭選型和鉆進工藝等方面對蒙蘇地1井進行了鉆井施工設計。

2.1 設備選擇

ZJ-30型石油鉆機為兩機一泵配置，是鉆井作業(yè)常用的機型之一，具有能耗低、效率高等優(yōu)點，但最大鉤載≯1700 kN，設計最大鉆深＜2500 m，且在西部無人區(qū)作業(yè)難以保證設備24 h正常運轉(zhuǎn)。鄰井資料顯示該地區(qū)鉆進中扭矩變化大，易跳鉆，鉆進效率低，伴有滲透性漏失、井斜和垮塌現(xiàn)象，對鉆機性能要求較高。最終，根據(jù)本井的具體情況，確定使用ZJ-50J型石油鉆機，該鉆機具有結(jié)構簡單、操作方便、經(jīng)久耐用等特點，最大鉤載3150 kN，設計最大鉆深5000 m，各項性能優(yōu)良，完全滿足此次鉆井施工的需要。鉆機主要配置見表1。

表1 鉆機主要部件選配Table 1 Main parts of the drill rig

2.2 井身結(jié)構設計

井身結(jié)構的設計以鉆井安全為第一原則，綜合考慮施鉆可行性與經(jīng)濟可行性，采用二開井身結(jié)構。一開表層套管封隔上部松散易塌地層和可能存在含硫化氫氣層的白堊系銀根組，鉆至蘇紅圖組穩(wěn)定巖層下入套管。如存在含氣層，可立即下入套管并固井。鉆進開次情況如下：

一開采用?311.2 mm鉆頭開孔，鉆穿新生界第四系進入中生界50 m穩(wěn)固巖層以上，下?244.5 mm套管，預計鉆進深度300～500 m。采用常規(guī)法固井工藝固井，水泥漿返至地面，封隔上部松散易塌地層，并為井口控制和后續(xù)安全鉆井創(chuàng)造條件［8］。

二開采用?215.9 mm鉆頭，鉆至2500 m根據(jù)油氣顯示情況判斷是否達到鉆探目的，如果沒有油氣顯示，可繼續(xù)加深鉆進至地質(zhì)設計井深3000 m。發(fā)現(xiàn)油氣層下入鋼級為J55、?139.7 mm×7.72 mm生產(chǎn)套管固井，水泥漿返至油層頂層300 m以上。

二開裸眼段較長，白堊系蘇紅圖組可能存在水敏性較強的玄武巖夾層，井壁易失穩(wěn)，為確保目的層的安全鉆進施工，按設計可以在一開下入套管封隔［9］。本井設計井身結(jié)構見圖1。

圖1 蒙蘇地1井設計井身結(jié)構Fig.1 Wellbore structure of Well Mengsudi-1

2.3 鉆具組合

充分優(yōu)化精簡鉆具組合，既能夠保證施工效率，也達到控制井斜的目的。采用了“低摩阻保直鉆具組合+抗渦動PDC鉆頭”技術。

2.3.1 一開（0～500.00 m）

?311.2 mm PDC鉆頭+630/NC56轉(zhuǎn)換接頭+?203 mm鉆鋌×2根+?308 mm螺旋扶正器（1.90 m）+631/NC56轉(zhuǎn)換接頭+?203 mm鉆鋌×1根+630/NC56變絲接頭+?308 mm螺旋扶正器+? 177.8 mm鉆 鋌×6根+4A10/411變 徑+?127 mm加重鉆桿×6根+410/4A11變絲接頭+?127 mm鉆桿+410/411方保接頭+410/411下旋塞+?133 mm方鉆桿。

2.3.2 二開（500.00～2763.66 m）

（1）常規(guī)鉆進：?215.9 mm PDC鉆頭+410/430轉(zhuǎn)換接頭+?177.8 mm鉆鋌×6根+4A10/411變絲接頭+?127 mm加重鉆桿×6根+410/4A11變絲接頭+?127 mm鉆桿×34根+410/411方保接頭+410/411下旋塞+?133 mm方鉆桿。

（2）取心鉆進：?215.9 mm PDC取心鉆頭+川7-4取心工具+?177.8 mm鉆鋌×6根+?165 mm鉆鋌×3根+4A10/411變絲接頭+?127 mm加重鉆 桿×6根+410/4A11變 絲 接 頭+?127 mm鉆桿×267根+410/411方 保 接 頭+410/411下旋 塞+?133 mm方鉆桿。

（3）防（糾）斜鉆進：?215.9 mm鉆頭+172螺桿馬達（1.25°）+定向短接+?165 mm無磁鉆鋌×1根（MWD）+?177.8 mm鉆鋌×6根+4A10/411變絲接頭+?127 mm加重鉆桿×6根+410/4A11變絲接頭+?127 mm鉆桿+410/411方保接頭+410/411下旋塞+?133 mm方鉆桿。

優(yōu)選的鉆桿接頭比普通鉆桿長50%，可以提供較大的耐磨表面和質(zhì)量，接頭螺紋可以多次修復。此外，加重鉆桿整體比同尺寸的普通鉆桿重，壁厚增加了2～3倍，內(nèi)平接箍，鉆桿內(nèi)徑等于鉆鋌內(nèi)徑。中部外側(cè)加厚段起小型穩(wěn)定器作用，增加了抗彎曲性能，接頭表面敷焊耐磨的硬質(zhì)合金，壽命可以延長4倍［10］。鉆柱疲勞失效常發(fā)生在鉆鋌以上數(shù)根鉆桿上，因為從鉆鋌過渡到鉆桿時斷面急劇變化，彎曲應力集中在這部分鉆桿上。在鉆鋌和鉆桿之間加入15～30根加重鉆桿，則可以緩和斷面的變化，減少應力集中，防止與鉆鋌連接的鉆桿發(fā)生疲勞破壞，從而減少鉆具事故。另外，與鉆鋌相比，加重鉆桿還有打撈容易、可縮短起下鉆時間、搬運方便等優(yōu)點，并能保持定向井的方位，起到穩(wěn)斜作用。在大鉤負荷和鉆壓相同的情況下，使用加重鉆桿，還可提高鉆機的鉆深能力。

2.4 鉆井液設計

2.4.1 鉆井液總體要求

本井主要使用強抑制性鉆井液體系，需要滿足“五個有利于”的技術要求，即有利于發(fā)現(xiàn)和保護油氣層、有利于地質(zhì)資料錄取、有利于快速鉆進和安全鉆井、有利于復雜情況的處理和預防以及有利于環(huán)境保護［11］。此外，白堊系蘇紅圖組部分巖性膠結(jié)松散，鉆井液必須控制好流變性和水力參數(shù)，防止井徑擴大，選用聚合物非滲透防塌鉆井液體系，以達到攜帶巖屑、穩(wěn)定井壁、保護油氣層、確保安全鉆進的目的。巴音戈壁組下段鉆井過程中應注意防漏、防塌和砂巖短的阻卡，井斜段加足潤滑劑，有效減低摩擦阻力，防止粘卡，根據(jù)預計的油氣層位置，提前做好儲層保護工作。鉆井液密度設計參考了鄰井（艾2井），現(xiàn)場根據(jù)實際需要及時調(diào)整鉆井液密度，在保證安全的前提下，做到近平衡鉆井，充分解放和保護好油氣層［12］。

2.4.2 一開鉆井液

一開使用聚合物無固相鉆井液，配方：淡水+0.1%～0.2%KPAM+0.1%～0.2%FA368，鉆井液密 度1.03 g/cm3，漏 斗 粘 度 維 持 在30～35 s，pH值7～8。鉆進中強化固控措施，保證振動篩及其它固控設備連續(xù)使用。維護井內(nèi)鉆井液性能時，將聚合物處理劑配成膠液，再均勻加入井內(nèi)［13］。若表層砂塌和滲漏嚴重時，換入預水化膨潤土漿鉆進。停泵作業(yè)和下套管前用稠漿循環(huán)攜砂、墊底，推薦稠漿配方為：5%～7%膨潤土漿+0.2%～0.4% CMCHV。

2.4.3 二開鉆井液

二開上段進入巴音戈壁組之前使用聚合物無固相鉆井液，配方：井漿+0.1%～0.3% KPAM+0.1%～0.3%FA368。出?244.5 mm套管前，嚴禁使用清水鉆開地層，必須使用加有足夠量的抑制劑和包被劑的聚合物鉆井液，防止地層早期出現(xiàn)水化膨脹造成地層不穩(wěn)定。該井段裸眼段長，攜砂防垮塌是關鍵，停泵作業(yè)前，應用稠漿攜砂、墊底，推薦配方為：0.2% KPAM＋0.2% FA367+0.2%～0.4%CMC-HV。進入蘇紅圖組后，采用小循環(huán)適量加入特種泥漿性能調(diào)節(jié)劑（SD-21）0.1%～0.2%，使鉆井液API濾失量控制在8 mL以內(nèi)，進入巴音戈壁組后濾失量控制在5 mL以內(nèi)，必要時加入適量膨潤土。本段鉆井液性能見表2。

表2 鉆井液性能Table 2 Drilling fluid properties

二開下段的鉆井液以控制巴音戈壁組井徑擴大為主，應注意鉆井液的抑制性、低濾失性及泥餅質(zhì)量［14］，將鉆井液轉(zhuǎn)化為膨潤土聚合物鉆井液，推薦配方：2%～4%膨潤土+0.3%～0.5% Na2CO3+0.8%～1.2% SMP-2+0.8%～1.2%無熒光防塌降濾失劑+0.1%～0.2% SD-21+重晶石。在進入巴音戈壁組20～30 m起鉆，下光鉆桿進行地層承壓堵漏作業(yè)，保證堵漏壓力≮5.0 MPa，穩(wěn)壓10 min以上。

鉆進至二疊系時，適當提高鉆井液密度，使其維持在1.15～1.20 g/cm3，防止下部地層的坍塌、掉塊，凈化井筒，減少電測遇阻問題。如果起下鉆（接單根）有遇阻現(xiàn)象應及時配稠漿進行清洗井眼，將井眼內(nèi)的沉砂或掉塊清洗干凈后，再重新下鉆和鉆進，以防阻卡［15］。

2.5 鉆頭選型與鉆井參數(shù)設計

2.5.1 鉆頭選型

為確保按期完成工作任務和地質(zhì)錄井的準確性，參考鄰井資料對鉆頭進行選型。全面鉆進時優(yōu)先選用PDC鉆頭提速，加強氣測監(jiān)控，鉆遇油氣顯示地層或火成巖地層時根據(jù)實際情況調(diào)整使用鉆頭。取心鉆進考慮鉆井效率，采用PDC取心鉆頭。鉆頭設計總體計劃見表3。

表3 鉆頭選型設計Table 3 Bit selection design

2.5.2 鉆進參數(shù)

防斜打快的關鍵技術是如何確定最優(yōu)鉆壓，隨著鉆井深度的增加，最優(yōu)鉆壓是個變量，控制好鉆壓是蒙蘇地1井成功實施的關鍵。鉆壓的控制是由鉆具組合類型決定的，常規(guī)鉆具組合通常采用大鉆壓鉆進，鉆鋌5～6柱，加重鉆桿16～18根，可以大大增加井底鉆壓，提高機械鉆速。在造斜地層中使用此鉆具組合，雖然可以增加鉆具剛度，提高鉆壓的傳遞效率，但是，同樣會增加造斜力，使井斜增加［16］。本井使用中等鉆壓可以保證井壁平滑度，有效傳遞鉆壓，降低井斜，減少鉆頭的磨損和沖擊破壞，提高鉆頭壽命，減少起下鉆次數(shù)，最終達到提高施工效率的目的。本井鉆進參數(shù)見表4。

表4 鉆進參數(shù)設計Table 4 Drilling parameter design

2.6 井下復雜預防及處理

該區(qū)泥巖、灰?guī)r裂縫發(fā)育，鉆井過程中容易發(fā)生井漏現(xiàn)象，使井筒內(nèi)鉆井液漏入地層孔隙、裂縫等空間。鉆井過程中應加強泥漿漏失監(jiān)控，及時調(diào)整泥漿性能。發(fā)現(xiàn)井漏后如遇泥漿罐液面下降應立即向環(huán)空灌注鉆井液，且必須灌滿。在確保井控安全的前提下用方鉆桿上提鉆具起鉆，起鉆時及時灌滿鉆井液，起至安全井段后試循環(huán)，靜止堵漏，再試循環(huán)，在此期間必須做好坐崗觀察工作，以確保井控工作的安全。滲透性或裂縫性漏失較嚴重時，可加入顆粒狀為主的固體堵漏劑，或泵入含有堵漏材料的稠鉆井液。

區(qū)內(nèi)第四系為松散層，成巖程度低，砂巖層段易垮塌，粘土層吸水易膨脹，容易造成井內(nèi)事故，因此可能會導致鉆井井壁垮塌，應提前做好預防措施。可通過提高鉆井液密度至設計上限、減輕鉆具對井壁的碰撞和壓力激動以及減輕流體對井壁的沖刷，加入低熒光或無熒光防塌抑制劑改變鉆井液濾液的性質(zhì)，滿足對泥巖的有效抑制和封堵等方式，減小或消除井塌。

阿木山組砂巖容易縮徑（形成泥餅），泥巖段容易擴徑（掉塊或垮塌），容易造成卡鉆事故。第四系和新近系砂礫巖成巖程度低，易垮塌。部分層段為粘土膠結(jié)，較松散，容易形成掉塊造成卡鉆事故。保持良好的鉆井液性能，降低鉆井液中的無用固相含量，改善鉆井液固相顆粒的匹配，使井筒清潔暢通，使用潤滑劑改善鉆井液及其濾餅的潤滑性。鉆具在井內(nèi)靜止時間≯3 min，上提遇卡不得超過100 kN，下放遇阻不超過50 kN，活動鉆具距離≮5 m。鉆進中扭矩異常時，及時上提鉆具，使鉆頭離開井底至少5 m，活動鉆具。

工區(qū)特點多表現(xiàn)為高造斜性，但各個層位造斜性各異，針對不同地層傾角不同井斜控制要求，優(yōu)選不同的防斜鉆具結(jié)構，以達到各自的應用效果。對于中等傾角地層，采用特殊鐘擺系列鉆具，配合適當鉆壓，可以將井斜控制在要求范圍。對于偏離地質(zhì)設計數(shù)據(jù)傾角＞30°的孔段，井斜難以控制，極低的鉆壓也會導致井斜緩慢增長，采用鐘擺鉆具防斜，螺桿鉆具實施糾斜、防斜。鉆進過程中應嚴格按照設計要求進行井眼軌跡監(jiān)測，當井斜超標時，及時采取MWD定向糾斜保直。

3 鉆井施工

為提高施工效率，根據(jù)地層情況判定，蒙蘇地1井可采取不下井口管快速鉆進方案進行提速。

3.1 一開井段

一開采用?311.2 mm牙輪鉆頭鉆進，鉆至井深419.00 m，巖性改變?yōu)榛疑噘|(zhì)砂巖，較為穩(wěn)定，起鉆準備下套管固井，一開完鉆。下入?244.5 mm表層套管37根，鋼級J55，壁厚8.89 mm，下深418.50 m，注水泥漿21 m3，密度為1.85 g/cm3，水泥返出地面，固井結(jié)束。

3.2 二開井段

3.2.1 鉆進過程

二開采用?215.9 mm口徑鉆進，鉆達2763.66 m完鉆。全井共計取心4回次，取心進尺27.63 m，巖心長26.12 m，平均巖心采取率94.53%。

3.2.2 多層位涌水

自開鉆以來，蒙蘇1井共出現(xiàn)3次地層涌水復雜工況。由于缺少該區(qū)鉆井資料，設計鉆井液密度偏低，無法滿足平衡地層壓力的需要，在起下鉆抽汲壓力作用下，地層內(nèi)承壓水大量涌出，嚴重影響施工安全。3次涌水事件的經(jīng)過為：

（1）井深1110 m時起鉆更換鉆頭，起至450 m，振動篩處出現(xiàn)溢流，現(xiàn)場組織接方鉆桿后，高壓水噴出轉(zhuǎn)盤面2 m以上，加入重晶石將泥漿密度調(diào)至1.26 g/cm3后成功壓井。

（2）井深1958 m時起鉆更換電磁剎車，起至970 m時，再次發(fā)生溢流，調(diào)整泥漿密度至1.28 g/cm3后才完全控制住涌水。判斷水層位于950～1050 m的蘇紅圖組地層內(nèi)。

（3）起鉆更換取心工具，下鉆至1466 m時，含水層高壓水噴出井口，立即注入加重泥漿（密度1.30 g/cm3）后平衡住水壓，恢復正常施工。

3.2.3 井斜

本井使用了無線隨鉆定向鉆進技術，解決了中生界巴音戈壁組地層裂縫構造造斜難題［17］。最大水平位移10.9 m，最大井斜角2.45°，如圖2所示。

圖2 蒙蘇地1井井斜空間軌跡和位移Fig.2 Spatial trajectory and displacement of the well deviation of Well Mengsudi-1

3.3 關鍵鉆進技術

3.3.1 硬巖鉆進技術

針對本井巴音戈壁組下段的高硬度、強研磨性造斜地層，綜合采用“簡化井身結(jié)構+常規(guī)鉆頭+非常規(guī)鉆具組合+強抑制性鉆井液體系”的鉆進技術方案。主要目的是通過鉆具和工藝保證井的垂直度和井壁的平滑度來降低摩擦阻力，有效傳遞鉆壓和扭矩，減少鉆柱的振動，最終達到提高鉆進效率和保證工程質(zhì)量的目的。

本井的第四系、中生界烏蘭蘇海組、銀根組、蘇紅圖組和巴音戈壁組二段適合使用PDC鉆頭鉆進，在巴音戈壁組一段和二疊系的礫巖層中適合使用537、617或637牙輪鉆頭鉆進。取心鉆頭采用PDC鉆頭效率高，雖然在二疊系礫巖中機械鉆速低至0.18 m/h，但是根據(jù)相似層位鉆進效率判斷，鉆進效率仍高于孕鑲金剛石鉆頭。

3.3.2 取心鉆進技術

本井取心主要針對二開井段，通過取心了解二開段各層段巖性特征和油氣特性，以方便對含油氣性地層進一步分析。采用川7-4型取心鉆具，鉆具結(jié)構如圖3所示，取心鉆頭如圖4所示。

圖3 川7-4型取心鉆具結(jié)構Fig.3 Chuan7-4 core barrel

圖4 取心鉆頭Fig 4 Coring bit

鉆具參數(shù)為：外筒尺寸?172 mm×?136 mm×18 mm（外徑×內(nèi)徑×壁厚），內(nèi)筒尺寸?121 mm×?108 mm×6.5 mm（外徑×內(nèi)徑×壁厚），巖心直徑≥98 mm，鉆頭外徑215.9 mm，頂端扣型4?2 in（114.3 mm）API IF（可根據(jù)具體情況變換扣型），外筒上扣扭矩12.5～13.3 kN·m，外筒貓頭繩二擋三道，外筒抗拉強度1100 kN、抗扭強度16 kN·m。

取心工藝參數(shù)見表5，共計取心4個回次，取心進尺27.63 m，獲取大直徑（?100 mm）巖心26.12 m，其中白堊系巖心13.30 m，二疊系巖心12.82 m，為判定關鍵儲層層位巖性、建立地層剖面和油氣資源評價提供了可靠的實物地質(zhì)資料。具體取心情況見表6，典型巖心如圖5所示。

圖5 2750.00～2757.13 m代表性巖心Fig.5 Representative cores from 2750.00 to 2757.13m

表5 取心工藝參數(shù)Table 5 Coring parameters

表6 蒙蘇地1井取心情況Table 6 Coring results of Well Mengsudi-1

3.4 鉆進效果

蒙蘇地1井一開采用?311.2 mm口徑鉆進至419.00 m，換?215.9 mm口徑鉆進口袋至井深449.00 m，一開中完，下?244.5 mm石油套管至井深418.50 m固 井。二 開?215.9 mm口 徑 鉆 進 至2763.66 m，其中：取心鉆進4個回次，取心進尺27.63 m，心長26.12 m，平均巖心采取率94.53%；鉆井施工周期67 d，其中純鉆進時間32.9 d；平均機械鉆速3.51 m/h，平均臺月效率1275.5 m。全井時效分析見圖6。

圖6 蒙蘇地1井施工時效分析Fig.6 Analysis of drilling time efficiency of Well Mengsudi-1

本井白堊系銀根組作為烴源巖主力發(fā)育層位，沉積環(huán)境不穩(wěn)定性發(fā)育棕紅色、棕褐色泥巖；蘇紅圖組地層上部發(fā)育厚層棕褐色泥巖、褐灰色灰質(zhì)泥巖和綠灰色灰質(zhì)泥巖；巴音戈壁組二段也發(fā)育綠灰色灰質(zhì)泥巖；銀根組沉積相為氧化環(huán)境，有機質(zhì)豐度差，不具備生油條件；蘇宏圖組、巴音戈壁組發(fā)育有暗色烴源巖。

本井儲層屬于河流、淺海-湖泊相沉積，伴有洪積、沖積相沉積巖體，砂、礫、泥混積，物性差，沉積環(huán)境差，儲集條件較差。白堊系銀根組、蘇紅圖組泥巖成巖性好，壓實作用好，成為很好蓋層。

4 結(jié)語

蒙蘇地1井完鉆井深2763.66 m，完鉆口徑215.9 mm，平均機械鉆速3.51 m/h，平均臺月效率1275.5 m，優(yōu)質(zhì)、高效、零事故完成各項目標任務。

（1）綜合采用“簡化井身結(jié)構+非常規(guī)鉆具組合+常規(guī)鉆頭+強抑制性泥漿”的鉆井技術方案，有效解決了中生界巴音戈壁組和二疊系上部地層的高硬度、強研磨性、裂縫構造造斜及井壁失穩(wěn)等一系列難題，為深部大直徑硬巖鉆進提供借鑒。

（2）共計取心4個回次，取心進尺27.63 m，獲取大直徑（?100 mm）巖心26.12 m，其中白堊系巖心13.30 m，二疊系巖心12.82 m，為判定關鍵儲層層位巖性、建立地層剖面和油氣資源評價提供了可靠的實物地質(zhì)資料。

（3）建議對白堊系、石炭系—二疊系地層沉積特征和分布規(guī)律進一步研究，以提高下步勘探成功率，利用地球物理儲層預測方法在本井區(qū)加強物探資料及區(qū)域地質(zhì)資料更深入的綜合分析研究，選擇更有利的部位布井，力爭在該區(qū)獲得油氣突破。