湘西页岩气大斜度定向井优快钻井技术研究

董振国，吴德山，于 鹏.

(神华地质勘查有限责任公司，北京 102211)

湘西页岩气大斜度定向井优快钻井技术研究

董振国，吴德山，于 鹏.

(神华地质勘查有限责任公司，北京 102211)

针对保靖区块页岩气地质复杂、断层发育、钻井周期长、钻井成本高等难点，开展了岩石可钻性提取、井身结构优化、钻头类型优选和旋转导向工具、油基钻井液体系及防气窜固井技术应用等配套技术研究，并在大斜度定向井现场实践中得到成功的应用。与前期所钻井相比，钻井周期缩短了10%，机械钻速提高了49%，优质高效地完成了1050.5m目的层井段的旋转导向施工，目的层钻遇率高达100%，目的层井段没有发生任何钻井和安全事故，生产套管固井质量优秀，标志着保靖区块页岩气大斜度定向钻井技术取得重大进展，并为其他区块页岩气钻井和开发提供了借鉴作用。

页岩气；钻井难点；优快钻井；井身结构；固井；油基钻井液

2013年1月5日神华地质勘查公司中标湖南保靖页岩气区块，该区块主体位于湖南西部保靖县境内, 面积为1189.72 km2；区块东西长37 km，南北宽32 km；区块内龙马溪组泥页岩发育，有机碳含量较高，成熟度较高，具有较好的勘探潜力。钻井主要目的层为下古生界的下志留统龙马溪组，目的层最大埋深为2600 m。由于保靖区块页岩气储层地层孔渗性低、倾角变化大(20°～50°)，目前只有通过沿优质页岩层走向钻大斜度定向井，加上后期储层大规模水力压裂改造的方式，才能达到商业开发的目的，所以如何优快钻页岩气井是页岩气经济性开发的核心技术之一。

1 页岩气钻井技术难点

(1)湘西保靖区块地表条件差，可供使用的井场较少，通常井场处于山区的山间平地，属于山地钻井，存在交通不便、道路狭窄崎岖、后勤供应难等困难。

(2)地层出露老，上部地层灰岩裂缝溶洞发育，地下水活跃，钻井过程中有井漏和地下水涌出风险。

(3)古生代地层可钻性差，岩石强度高，致密坚硬，机械钻速低，单只钻头进尺低。

(4)本区地层倾角一般在20°～50°左右，由于地层倾角大，地层造斜能力强，井眼轨迹控制困难，井眼轨迹不光滑、钻压传递困难、扭矩摩阻大。

(5)目的层井段裸眼长、井斜大、岩屑上返行程长，泥浆携砂困难，容易形成砂床。

(6)龙马溪组目的层优质页岩薄，仅10 m左右，且分布不均匀，层理发育给地质导向带来了挑战。

(7)生产套管固井压差大、易漏、顶替效率低，影响固井质量，给后续的压裂射孔试气带来困难。

2 优快钻井技术方案

针对保靖区块页岩气钻井施工技术难题，通过岩石可钻性研究、钻头选型、合理井身结构设计、井身剖面优化和控制、应用以旋转导向和油基泥浆为代表的钻井新工具、新工艺等措施，保障了施工的顺利进行，形成了配套齐全的页岩气优快钻井技术，为实现低成本开发页岩气奠定了基础。

2.1 合理井身结构设计

保靖区块地质必封点主要有：浅部地层出水层；龙马溪组页岩层的易漏、易垮塌地层。

实钻揭示小河坝组之上地层致密，比较稳定，为正常地层压力系统(地层压力系数为1.0，破裂压力系数为1.6～2.0)。

根据地层压力和必封点、完井要求，形成了简化“导管+三级套管”井身结构方案(图1)：Ø508 mm导管下入50 m左右，用于封隔地表风化的松软地层；Ø339.7 mm表层套管下深500 m，主要封固地下浅水层和漏失层；Ø244.5 mm技术套管下至龙二段泥质粉砂岩，封隔A靶点以上造斜井段和易垮塌薄弱地层；Ø139.7 mm生产套管下到目的层，用来封隔页岩气层，作为压裂和生产管柱。

图1 适合保靖区块的三级井身结构示意图Fig.1 The well configuration profile of 3 tiers to fit for Baojing block

2.2 岩石可钻性研究和钻头选型

保靖区块地层以致密性砂、泥页岩和碳酸岩为主，地层偏硬、研磨性强、可钻性差，为了更好地优选钻头，提高钻进效率，对岩石可钻性进行了系统的研究。利用声波测井资料，提取了岩石的抗压强度和可钻性。结果表明：岩石抗压强度(UCS)大多介于100～200 MPa之间，岩石可钻性级值介于5.78～6.60级，岩石属于中—硬地层，提出了适合区块钻头的选型方案(表1)。

一开直井段岩性不均匀、局部含石英硬砂岩，优选适合硬地层、金属轴承密封、寿命高的515、535系列镶齿牙轮钻头。保页1井在一开云台观组曾下入KS1662的PDC钻头钻进，进尺仅14 m，机械钻速为2.33 m/h，钻头磨损严重报废，钻进效果不理想；后来选用GJ515G牙轮钻头，进尺达到163 m，机械钻速为2.36 m/h，使用效果较好。

表1 岩石可钻性分级和钻头推荐表Table 1 Rock drillability classification & bit recommendation

二开造斜井段岩性比较均匀，地层硬而较脆，优选短抛物线、高强度保径5～6刀翼、16 mm 切削齿的PDC钻头。保页3XF在二开马脚冲组—小河坝组造斜段，优选型号为AM663DRT的PDC钻头，进尺244.8 m，机械钻速达4.06 m/h；保页4XF在同井段，优选型号为HM6163的PDC钻头，进尺247.72 m，机械钻速达3.53 m/h。

在龙马溪组目的层三开井段，因页岩内脆性矿物发育，优选5刀翼PDC钻头、16 mm切削齿的PDC钻头。保页3X 井选用MDI516PDC钻头，进尺329 m，机械钻速为4.25 m/h；保页4XF井选用HS5163PDC钻头，进尺1057 m，机械钻速为8.92 m/h，钻头使用效果好。

2.3 井眼轨迹控制技术

(1)一开直井段开展复合钻进，防斜打直。

为提高上部井段的机械钻速和实现防斜打直，采用 “三牙轮钻头+减震器+1.25°单弯螺杆+MWD随钻测量仪”的复合钻进方式随钻防斜，钻进时随时监控井斜，若井斜有超标的趋势则立即进行滑动钻进纠斜。如保页3井地层倾角大(28°)，地层造斜能力强(增斜(0.2°～0.3°)/10 m)，施工中采用了该方式钻进，取得了较好的钻进效果。实践证明螺杆钻具的主动纠斜相对于传统的塔式钻具的被动防斜效果更好。

(2)二开造斜井段控制好造斜率，确保安全着陆。

为了实现按照预定的井眼轨迹控制好造斜率确保所钻轨迹安全着陆入靶窗的目的，采用“PDC钻头+1.5°单弯螺杆+MWD(带GR短接)”钻具组合稳斜探油顶技术，在A靶点前预留了50m的稳斜段，着陆时要求井斜角有3°～5°的提前角，增强了应对储层变化、进行垂深和着陆姿态调整的主动性。

(3)三开目的层段，旋转导向与油基钻井液技术相结合实现优质高效钻井。

旋转导向技术代表当今钻井工程中定向技术的发展方向和水平，采用该技术可减小压差卡钻事故，提高机械钻速、缩短钻井周期。通过旋转导向测量的近钻头井斜、方位、伽马与电阻率，可精确控制井眼轨迹和判断岩性；通过近钻头方位伽马成像技术，可拾取地层视倾角；通过观察的方位伽马和地层切割关系，可及时修正井眼轨迹，将井眼轨迹控制在设计的靶框范围内，确保了优质页岩层钻遇率。

在保页3XF井三开先后使用了斯仑贝谢Powerdriver和哈里伯顿Geo-Pilot旋转导向工具，在保页4XF井三开使用了贝克休斯公司的第三代旋转闭环钻井系统AutoTrack G3工具(图2)。

在三开目的层地层复杂、断层发育的情况下，保页4XF井使用贝克休斯6 3/4″ATK G3 旋转导向工具带惠灵丰8 1/2″PDC 钻头(型号HS5163，喷嘴流道面积：1.78 in2)，机械钻速高达8.88 m/h，比保页3XF井提高17%，实现了目的层段“一趟钻”，创造了保靖区块页岩气钻井速度的纪录(表2)。经完井电测验证两口井优质页岩气层钻遇率达到100%，旋转导向技术在保靖区块大斜度定向井的应用取得了成功，达到预期目标。

图2 贝克休斯AutoTrak旋转导向钻具组合Fig.2 Halliburton Geo-Pilot RSS assembly

井号井段/m进尺/m纯钻时/h机械钻速/(m·h-1)施工天数/d定向服务公司工作原理保页3XFC1井1346～23901044325.333.5620.05斯伦贝谢混合型保页3XF井1420～17721647～26451331166.497.3612.73哈里伯顿指向式保页4XF井1363～24201057119.008.887.38贝克休斯推靠式

2.4 优选钻井液体系

直井段钻井液体系可以采用清水或膨润土浆钻进，必要时配稠浆清洗井眼。

二开造斜井段采用氯化钾/KPAM抑制性水基泥浆体系，主要通过K+对泥页岩的抑制作用和KPAM对有害固相的包被作用，达到控制泥页岩分散，有效控制泥浆有害固相的目的。

三开目的层井段，选择油基钻井液体系，可确保作业的安全顺利，减少井下复杂情况，降低钻井成本，有利于储层保护 (表3)。

保页3XF、保页4XF井三开采用强封堵油包水乳化钻井液体系。

油基钻井液的配方：(75～80)/(25～20)基础油/氯化钙水+(2.5%～3%)有机土+(2.5%～3%)主乳化剂+(0.8%～1.5%)辅乳化剂+(2.5%～3%)降滤失剂+(0.8%～1.5%)润湿剂+(0.8%～1.5%)封堵剂+重晶石粉。

表3 钻井液性能和体系表Table 3 The property & system of drilling fluids

实钻中根据井况使用活性水调节钻井液活性，使之与地层活性相匹配，将密度控制在1.20～1.28 g/cm3之间；HTHP失水小于5 mL，保证乳状液稳定性；油包水钻井液破乳电压≥400 V，根据破乳电压大小适当补充主辅乳化剂。

通过对保页3XF、保页4XF三开油基钻井液精心维护和处理，钻井液性能基本稳定，无大幅度变化，全井井壁稳定、起下钻畅通无阻，完井电测一次成功，井径扩大率小于5%，取得了较好的应用效果。

2.5 生产套管固井工艺

由于三开采用了油基钻井液，造成Ø139.7 mm生产套管固井时井壁及套管冲刷清洗困难，影响固井胶结质量；同时固井液体对于油基钻井液存在破乳、絮凝方面的难题，有安全隐患。

下套管前通井时保持钻井液较高的屈服值，大排量循环，确保井眼清洁；采用旋流扶正器，保证套管居中度大于67%；下完套管后通过钻井液循环改善其流动性能，采用润湿反转冲洗液、油基加重冲刷液、低密度水泥浆的三级冲洗工艺保证井眼清洗效果，提高顶替效率；固井前循环时间不低于2周，循环结束后要尽快转入注水泥固井施工；全井采用清水顶替，使套管在浮力作用下产生向井壁高边漂浮的趋势，减小套管的偏心程度，尽量提高水泥浆的顶替效率。

为保证生产套管固井质量，采用双密度双凝固井方式。在尾浆中加入膨胀剂，以防止水泥石体积收缩，形成微间隙；加入塑性剂，使水泥浆弹性模量满足页岩气大型压裂；使用防气窜水泥浆体系，通过聚合物颗粒堵塞作用和成膜作用防止在水泥内部气窜。

水泥浆液配方：100%水泥+2.5%弹塑剂+2%微硅+3%早强剂+3.5%防气窜剂+0.15%纤维+3.5%降失水剂+3.1%缓凝剂+2.0%分散剂加重剂+0.5%消泡剂。

保页3XF井、保页4XF井Ø139.7 mm生产套管固井施工顺利，经测井评价两口井在油基泥浆条件下固井质量优秀，满足了后期压裂改造和试气的需要(图3)。

图3 保页3XF井和保页4XF井生产套管固井质量评价Fig.3 The well cementing bonding evaluation for Ø 139.7 mm production casing

3 应用成果

通过保靖区块钻井实践，形成了以“岩石可钻性研究、合理井身结构设计”为基础，以“优质PDC钻头、可靠的旋转导向工具、先进的油基泥浆体系和防气窜固井技术”为代表的优快钻井技术，解决了保靖区块页岩气井钻井投资巨大，建井周期长、钻井成本居高不下的问题。

在2口大斜度井钻井设计和施工过程中，充分收集已钻井的资料，引进钻井新工艺、新技术，积极开展钻井方案优化、优快钻井应用，收到良好的钻进效果，机械钻速大幅度提高，钻井周期显著减低。据统计，2015年2口大斜度井的平均井深为2405 m，平均垂深为1710.93 m，平均目的层段长1050.5 m，全井平均机械钻速为4.43 m/h，平均钻井周期为94 d、建井周期为97 d。与2014年钻的2口直井相比，钻井周期缩短了10%，机械钻速提高了49%(表4)。

表4 2014年和2015年钻井机械钻速对比Table 4 Year 2014 drilling ROP vs. year 2015’s

4 结论

(1)钻前通过邻井声波测井资料分析，建立了区块的岩石可钻性剖面，优选了适合海相硬地层的钻头类型。

(2)通过对区块地质和地层压力情况的分析，采用简化的“导眼+三级套管” 井身结构：一开直井段采用“三牙轮钻头+螺杆”复合钻进和纠斜，解决了易井斜的问题，提高了机械钻速；二开造斜井段采用“PDC钻头+弯螺杆”复合钻进，控制好井眼轨迹，确保入窗中靶；三开采用旋转导向工具，提高了优质页岩的钻遇率。

(3)目的层采用油基泥浆体系，解决了泥页岩地层井壁稳定性问题和页岩气层保护问题，满足了测井对井眼的要求。

(4)在地质条件复杂、断层发育、缺乏三维地震资料的情况下，通过精心设计和施工，成功地钻成保页3XF、4XF井两口大斜度定向井，优质高效地完成了1050.5 m目的层井段的施工，Ø139.7 mm生产套管下入顺利，油基钻井液条件下固井质量优秀。

[1] 周贤海.涪陵焦石坝区块页岩气水平井钻井完井技术[J].石油钻探技术,2013,41(5):26-30.

[2] 陈海力，王琳,周峰,等.四川盆地威远地区页岩气水平井优快钻井技术[J].天然气工业,2014,34(12):100-105.

[3] 姜政华,童胜宝,丁锦鹤.彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术[J].石油钻探技术,2012,40(4):28-31.

[4] 周守为.页岩气勘探开发技术[M].北京:石油工业出版社,2013:30-50.

[5] 吴奇.地质导向与旋转导向技术应用及发展[M].北京:石油工业出版社,2012:20-30.

[6] 童杰,李明,魏周胜,等.油基钻井液钻井的固井技术难点与对策分析[J]. 2014,37(6):17-20.

[7] 王华平,张铎,张德军,等.威远构造页岩气钻井技术探讨[J].钻采工艺,2012,35(2):9-11.

[8] 王金磊,黑国兴,赵洪学.昭通 YSH1-1页岩气水平井钻井完井技术[J].石油钻探技术,2012,40(4):3-27.

[9] 张锦宏.彭水区块页岩气水平井钻井关键技术[J].石油钻探技术,2013,41(5):9-15.

[10] 董振国等.保页3(3XF)井、保页4XF井钻井工程设计[R].北京:神华地质勘探公司,2015.

[11] 聂靖霜,王华平,王富渝.长宁威远地区页岩气大斜度水平井钻井技术研究[J].钻采工艺,2013(3):118-120.

ResearchonRapidandEfficientDrillingTechnologyatHighDeviatedWellsofShaleGasinWestHunan

Dong Zhenguo, Wu Deshan, Yu Peng

(ShenhuaGeologicalExplorationLtd.,ShenhuaGroup,Beijing102211,China)

To cope with the challenges of the surface & downhole in shale gas wells, Baojing block, such as complex geology condition, more faults, slow rate of penetration, long drilling period & high drilling cost, the key technologies were applied & studied, including rock drillability calculation, casing program design, drilling bit type optimization, mature rotary steering system, oil based mud system & cementing technology of anti-gas migration. These technologies have been applied successfully in the high deviated wells. Compared with early wells drilled, the drilling cycle was reduced by 10%, the rate of penetration was improved 49%, finished 1050.5m reservoir zone drilling by using rotary steering drilling system with safety & efficiency, reservoir target hit ratio was 100%, without any drilling accident & HSE issue, production casing cemented quality was excellent. It was marked that make great progress of high deviated wells drilling technology in Baojing block. It will provide reference for future drilling & developing shale gas reservoir in other block.

shale gas; drilling challenge; rapid & efficient drilling; well configuration; well cementing; oil base drilling fluid

TE243

A

神华集团科技创新项目“湖南保靖区块海相页岩气综合物探及完井压裂技术研究”(SHHGF-14-85)资助。

董振国(1962—)，高级工程师，1991年毕业于中国地质大学(北京)，获工学硕士学位，主要从事钻井工程技术研究和管理工作。邮箱：dzhenguo@aliyun.com.