河南油田泌页HF1水平井钻井技术

田 平，薛建国，蒋建宁，任书方，孟卫东，官臣彬

（中国石化河南石油勘探局钻井工程公司，河南 南阳 473132）

河南油田泌阳凹陷深凹区具备良好的陆相页岩油气形成条件，页岩单层厚度大、有机碳含量高、热演化程度适中、油气显示丰富、储集空间发育、储集性能较好、脆性矿物含量高，初步估算，页岩分布面积400 km2，油气资源量为5.4×108t（油当量）。2010年部署钻探的安深1井，全井钻遇页岩659 m／117层，泥岩1617.9 m／287层，在综合评价基础上，优选页岩井段进行大型压裂施工，成功突破工业油流关，最高日产油4.68 m3，实现了非常规资源开发的重要突破。泌阳凹陷陆相页岩油气的突破，证实陆相页岩储层也能够实现工业化开采，预示着页岩油气等非常规资源能够成为新的勘探开发领域。

根据中石化非常规油气资源勘探开发部署，河南油田钻探了国内首口陆相页岩油长水平段水平井泌页HF1井。该井完钻井深3722 m，实钻水平段长1044 m，平均井径扩大率3%，储层钻遇率100%，井眼轨迹光滑，有效保证了该井后期15级大型压裂施工的成功。该井压裂过程中共注入地层压裂液2.2×104m3，加砂800 t，试获最高日产油23.6 m3，进一步证实了泌阳凹陷陆相页岩油良好的发展前景。

1 井身结构与井眼轨道设计

1.1 井身结构

根据本井的地层特点、地层压力情况、后期多级分段压裂及目前钻井工艺技术状况，参照邻井实钻井身结构，表层套管封固廖庄组上部成岩性差，胶结疏松地层，满足测井要求；钻直井导眼，取全取准地层资料；为提高钻井速度，造斜点之前井段采用φ311.1 mm 钻头，下部采用φ241.3 mm 钻头；技术套管封隔A靶以上斜井段，减少三开水平裸眼段难度，降低摩阻、扭矩。泌页HF1井采用三开井身结构：一开φ444.5 mm井眼钻至井深401 m，φ339.7 mm表层套管下至井深400 m，水泥返至地面；导眼段采用φ311.1 mm 钻头钻至2100 m，用φ241.3 mm钻头打直导眼至2550 m，注水泥回填至2000 m。二开φ311.1 mm钻头从造斜点2055 m侧钻出原导眼井，进行主井眼段施工，钻至A靶 （井深2661m），下入φ244.5 mm 技术套管2656 m，水泥返至地面。三开φ215.9 mm钻头钻至3661 m完钻，下φ139.7 mm尾管2430～3646 m（悬挂器位置2430 m），水泥浆返至悬挂器位置；φ139.7 mm套管回接至井口，水泥返至地面。

2.2 井眼轨道设计

针对该井二开φ311.1 mm钻头钻至A靶、大井眼螺杆钻具造斜困难的难点，通过对比不同造斜点、不同造斜率的几种轨道设计，结合地层特点和钻探要求，确定了井身剖面采用“直－增－稳－增－平”，设计水平段长1000 m左右，其它井眼轨道设计参数见表1。

2 钻井技术难点

（1）该井二开大井眼造斜井段和水平段为古近系核桃园组核三段地层，地层岩性多以深灰色、灰色泥岩、页岩为主，粘土矿物总量10%～36%，其中伊利石和伊蒙混层含量高，具硬脆性泥页岩特征，且层理裂隙发育，钻井中易出现井眼垮塌等复杂情况。二开井眼大，在页岩井段井斜角60°～80°，井眼逐步沿泥页岩层理面钻进，垮塌趋势加剧。

表1 泌页HF1井井眼轨道设计

（2）部分泥岩及泥质粉砂岩粘土矿物含量高，粘土矿物中伊蒙混层相对含量较高（2250～2315 m，35%～38%），16 h膨胀率达30%，岩屑滚动回收率56%（2061 m），分散造浆严重，易引起PDC钻头泥包；对使用淡水钻井液体系在防塌性和抑制性方面提出较高的要求。

（3）由于本地区钻井资料较少，地层预测存在误差，在施工中根据实钻需要不断调整目的层深度，目的层厚度仅有10 m左右，因此，地层的不确定性和储层薄导致井眼轨迹控制难度大，水平段井眼轨迹控制精度高。

（4）二开φ311 mm钻头从造斜点2050 m侧钻出原导眼井，造斜钻至A靶 （井深2661 m），井眼大，泵压影响排量提高，容易产生岩屑床；随着三开φ216 mm井眼水平段的增大，钻井液携岩难度加大，发生卡钻的风险增大。

（5）为满足二开大井眼造斜段、三开长水平段破坏岩屑床、及时清理井底岩屑需要，就必须提高泵排量，而钻具、螺杆等循环压耗大，循环系统长期在极限工况下工作，安全隐患加大。

（6）该井需要在2050 m左右进行侧钻，该段地层可钻性差，φ311 mm钻头大井眼侧钻和定向难度大。泥页岩水平段长度超过1000 m，摩阻扭矩大，钻压传递困难，导致钻进方式的选择以及井眼轨迹控制难度大。

3 钻进技术措施

3.1 钻头优选

参考邻井实钻资料和本口井导眼段岩心资料，并在钻井设计前对岩心进行了岩石硬度、可钻性分析试验。结果表明，地层软硬交错现象不明显，地层可钻性6～7。在地层可钻性试验和分析总结的基础上，利用最优化理论建立了综合考虑地层因素、钻头性能指标、钻头使用状况和井身结构特征的钻头优选模型，并在实钻中取得了较好效果［1］。

二开φ311 mm井眼造斜段采用1M1952FC PDC钻头，钻进井段933～2601 m，进尺668 m，平均机械钻速2.34 m／h，与牙轮钻头平均机械钻速0.82 m／h相比，提高了185%。三开φ216 mm井眼水平段优选QD505X PDC钻头，一只钻头一趟钻完成了三开水平段的施工，钻进井段2602～3722 m，进尺1120 m，平均机械钻速10.26 m／h，起出钻头新度达到96%。通过该井钻头优选方案的制定和实钻效果分析，形成了以PDC钻头为主的河南油田陆相页岩油长水平段水平井钻头选型技术。

3.2 井眼轨迹控制技术

（1）直井段防斜技术（0～1903 m）。一开直井段（0～406.91 m）采用塔式钻具组合钻进，轻压吊打；二开直井段（406.91～1394.23 m）采用满眼钻具组合钻进，通过优化钻压、转速和排量，控制钻速，钻至井深1383.73 m 井斜2.26°，水平位移21.65 m。为提高施工速度、有效控制直井段井斜和水平位移，在1394.23～1871.82 m井段采用复合钻进防斜技术，在施工过程中，利用纠斜作业，使该井段井斜降至1.9°左右，井斜得到明显控制，平均机械钻速3.21 m／h，实现了防斜和提高机械钻速的目的［2］。

（2）二开大井眼侧钻技术（1903～1933 m）。在钻井施工过程中，考虑到井眼大，增斜困难，以及直井段的井底位移和方位情况，为防止井眼轨迹因起步造斜率偏低而偏离设计轨道，决定将侧钻点提至1903 m。侧钻段采用“φ311 mm5刀翼PDC钻头＋φ210 mm 双弯螺杆（1°×1.5°）×1根＋631×630回压凡尔＋双公接头（631×631）＋MWD接头（630×630）＋φ203 mm无磁钻铤×1根＋φ203 mm钻铤×2根＋631×410＋φ178 mm钻铤×3根＋φ140 mm斜坡钻杆”完成，从井深1905 m开始侧钻，采用限时钻进，共用时51 h钻至井深1933.17 m，钻进进尺28.17 m。对比捞砂中的水泥和地层含量，地层含量100%，井斜2°、方位149.4°（原直导眼井斜1.12°、方位342.7°），与老井眼中心线相距0.61 m，确定侧钻一次成功。

（3）二开增斜段定向技术（1933～2601 m）。在提前造斜点的情况下，为使井眼轨迹圆滑，首先采用了“φ311 mmPDC钻头＋φ210 mm1°单弯螺杆”的钻具组合，在施工至井深2130 m时造斜率最高仅有3.45°／30 m，远远达不到设计的造斜率；因此改用了“φ311 mmPDC钻头＋φ210 mm1.25°单弯螺杆”的钻具组合，造斜率达到3.5°～5.14°／30 m，基本满足设计要求；在钻进至井深2358 m时根据实钻情况，对A靶进行了更改，对轨迹进行了重新优化设计，设计造斜率由4.9°／30 m提高到了5.7°／30 m，在钻进至井深2377 m起钻；改用了“φ311 mmPDC钻头＋φ210 mm1.5°单弯螺杆”的钻具组合，造斜率最高达到8.61°／30 m。通过调整钻进参数控制井斜，提高复合钻进比例，避免了出现较大狗腿度，在钻进至井深2577 m，该段平均造斜率达到5.65°／30 m，井斜78°，经重新优化井眼轨迹，决定起钻改用“φ311 mmPDC钻头＋φ210 mm1°单弯螺杆”的钻具组合，施工至A靶2669.85 m，以确保井眼平滑，在施工至井深2601 m时因托压严重，通井复杂，最终决定提前完钻该段，井底井斜79°。

（4）三开水平段旋转导向技术（2601～3722 m）。三开水平段使用贝克休斯的旋转导向技术进行钻进，不需要摆工具面，在钻进过程中可以随时发出指令改变工具造斜能力，对井眼轨迹进行调整；使用旋转导向钻井效率高，不需要滑动钻进，避免了常规的螺杆定向方式存在的摆工具面困难、托压等技术瓶颈，施工出的井眼质量好（水平段井径扩大率仅3%）；使用高转速（120 r／min）进行钻进，减少了岩屑的沉积，有利于井下安全；使用旋转导向进行通井划眼时，若出现遇阻情况，可以通过发出指令打开旋转导向的径板（打开径板就相当于一个扶正器），并实时监测划眼情况，避免了划出新井眼的风险；充分应用近钻头测量优势，实时根据伽马及电阻率的变化对井眼轨迹进行了19次调整，水平段储层钻遇率100%。

3.3 钻井液技术

3.3.1 直井段（0～2550 m）

该井段井眼大，地层疏松，地表水丰富，为确保井壁稳定和大井眼携砂，采用稠般土聚合物钻井液体系。配制了5%膨润土浆，钻进中加入0.3%～0.5%PAC141、0.5%～0.3%SHN－1水溶液，以控制滤失量，防止地层吸水膨胀，满足了该段的钻井要求。

3.3.2 二开斜井段（1903～2601 m）

考虑到二开大井眼井塌、钻头泥包、岩屑携带困难等问题，调整该井段钻井液体系。采用密度支撑、物理封堵和化学抑制相结合的三元防塌措施。加入可变形的乳化沥青SFT和磺化沥青FT－1，形成致密的封堵层，防止钻井液向地层中浸入；增大小阳离子NW－1、有机硅稳定剂GW－1加量，提高对粘土的抑制作用，防止粘土的水化膨胀、分散，预防钻头泥包［3－4］。钻进中随井深、井温增加，井壁坍塌可能性增大，因此应逐步提高钻井液密度，并转化体系为聚磺防塌体系。

3.3.3 三开水平段（2601～3722 m）

根据二开钻井液密度使用经验，三开钻井液密度控制在1.45 g／cm3，油基钻井液控制油水比80∶20，高温高压滤失在3 mL以下，破乳电压大于800 V，碱度1.5～2 mL。该段钻井液性能稳定，钻进时维护量小。

在实钻过程中，完钻密度为1.55 g／cm3。三开段5次短起下钻，一次短起下钻在2910～3040 m井段，出现掉块后，上提密度至1.55 g／cm3，钻进中返砂正常，起下钻平均摩阻40～50 kN，直至3722 m完钻井下稳定。通井电测顺利，井径扩大率平均只有3%。油基钻井液性能稳定，现场维护简便易行，成功解决了页岩井段的井壁稳定问题。

4 结论与认识

（1）泌页HF1井是中石化第一口陆相页岩油长水平段水平井，水平段长1044 m，实施15级分段压裂获最高日产23.6 m3工业油流，使中石化率先在国内取得陆相页岩油的重大突破。

（2）采用贝克休斯的旋转导向、三维地质导向和高效PDC钻头等配套技术，不仅能够依据近钻头测量数据实时对井眼轨迹进行调整，避免了摆工具困难、托压和易形成岩屑床等问题，确保了长水平段轨迹控制平稳、井壁光滑规则和快速优质钻进，形成了陆相页岩地层长水平段的优快钻井工艺技术。

（3）泌页HF1井二开φ311 mm大井眼井段使用φ140 mm钻杆，增大了钻具水眼，降低了循环压耗，有利于在安全泵压的范围内提高排量、环空返速，增强携砂能力，更有利于清除岩屑床。

（4）在泌页 HF1井的施工过程中，二开φ311 mm大井眼井段使用水基钻井液体系，虽然采取了提高钻井速度措施，及提高钻井液密度、降低失水、加大封堵材料和防塌剂用量等措施，但钻遇长段泥页岩时出现了严重垮塌现象，因此技术套管应下至大段页岩井段上部，以缩短钻井液浸泡时间，实现快速中完。

（5）三开利用油基钻井液体系的强抑制性，并提高钻井液密度，有效控制了泥页岩垮塌、掉块，实现了井下安全。

［1］幸雪松，楼一珊.一种PDC钻头选型新方法研究［J］.钻采工艺，2004，27（2）：21－22.

［2］高德利，刘希圣，徐秉业.井眼轨迹控制［M］.北京：石油大学出版社，1994：17.

［3］黄汉仁，杨坤鹏，罗平亚.泥浆工艺原理［M］.北京：石油工业出版社，1992.

［4］党克军，王增年，简章臣，等.水平井岩屑床控制技术浅析［J］.钻采工艺，2011，34（5）：25－27.