涪陵江东区块三维水平井优快钻井技术——以焦页91平台为例

窦玉玲， 唐志军， 徐云龙， 席镜阳

(胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东 东营 257017)

0 引言

涪陵页岩气田主体地处重庆市涪陵区境内，属山地卡斯特地貌，地面海拔300～1000 m。一期焦石坝区块，二期主要包括江东、白涛、平桥、白马等区块。相比一期区块，二期区块地质构造更加复杂，钻井过程中出现了许多新的难题。上部地层漏失严重，直井段防斜打直以及同台井防碰，地层可钻性变差，目的层垂深更深，地震资料误差大着陆困难，水平段地层倾角大而且变化频繁，轨迹控制难度大，综上因素导致全井机械钻速低，钻井周期长。焦页91平台部署在涪陵二期江东区块边缘，构造位置位于川东高陡褶皱带万县复向斜焦石坝背斜带乌江1号断背斜，钻探目的是进一步评价江东区块西南部单井产能，新建江东区块西南部上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩气产能。

1 江东区块地质特点

江东区块建设以来的钻探情况统计表明，地质构造更加复杂，与一期区块存在较大差异，主要体现在以下几个方面[1-2]：

(1)上部地层造斜能力强，易偏向一个方向。

(2)茅口组-龙潭组地层研磨性强，可钻性差；栖霞组-小河坝组，夹层多，钻头易崩齿，井眼扩大率小，扭矩大。

(3)江东区块处于构造斜坡带速度横向变化较大，局部存在井震矛盾，目的层埋藏深，地层设计与实钻可能存在差异，着陆困难。

(4)水平段地层倾角大，并且变化频繁。

(5)五峰组地层存在破碎带。

2 江东区块钻井难点分析

2.1 井漏频繁发生

井漏是涪陵页岩气一期开发中常遇到的钻井难题[3-4]，同时也是二期开发中的钻井难题。焦页91-2HF井导管2井深260 m，漏水不漏砂，阻卡严重，共漏失膨润土浆332.75 m3，漏失堵漏浆1453.95 m3，漏失清水6787.7 m3，先后4次采用桥浆堵漏无效情况下，采用水泥浆堵漏依然不成功,导致施工周期比设计周期滞后11 d。

2.2 二开龙潭组、茅口组地层可钻性差

江东区块页岩气海相地层古老，胶结致密、岩石硬度高，地层薄层互层多、岩性交替，跳钻严重，钻头受到的冲击作用强；特别是长兴组-茅口组研磨强，PDC钻头失效快，易崩齿，牙轮钻头寿命短，钻井时效低。龙马溪组浊积砂体研磨性强，PDC钻头适应性差，机械钻速低[5-8]。

2.3 井震矛盾突出，地层判断不清，三开施工难度大

地震剖面显示水平段走向平缓，实钻水平段地层倾角变化大，造成轨迹调整频繁，钻进后期摩阻扭矩大，定向易托压甚至卡钻。三开在水平段穿行时，地质导向对地层倾角变化趋势难以把握，无法做到提前定向，导致经常以高造斜率来定向追层，轨迹调整指令下发频繁，平均每口井调整轨迹30次左右，使得轨迹波浪前进，施工愈发困难，导致三开施工周期普遍较长[9-12]。

2.4 五峰组井壁不稳定

页岩气储层的层理及微裂缝发育，泥质含量高，水化膨胀应力强，揭开储层后钻井液滤液进入其层理间隙，水敏性会使页岩内部的粘土矿物遇水膨胀，形成新的孔隙或膨胀压力，削弱围岩结构力，导致井眼周围的应力场变化及井壁的稳定性变差、井壁失稳。二开小河坝组的泥岩地层和龙马溪上部的页岩地层被钻开后，经水基钻井液长时间浸泡，极易出现失稳垮塌、起下钻困难及卡钻等井下故障[13-15]。

3 焦页91-2HF井施工分析

焦页91平台是涪陵二期部署在江东区块边缘的一个钻井平台，共部署5口井，目前已完钻3口井。焦页91-2HF井是第1口井，钻井周期超出了设计周期，通过总结经验教训，优选井下工具，优化技术措施，后期完成的焦页91-4HF井、焦页91-3HF井机械钻速大幅提高，施工周期大幅缩短。

3.1 焦页91-2HF井施工周期与设计周期对比(见表1)

3.2 超周期原因分析

焦页91-2HF井是该平台的第1口井，由于该区块施工经验不足，在生产衔接、钻头优选、工具配套、钻井液不落地、清水供应、轨迹优化等方面出现问题，导致施工周期比设计周期延后64.71 d。具体原因分析如下。

(1)第一层导管钻进0.77 d，导管中完2.44 d，较设计延误了1.21 d，滞后的主要原因是中完时间超出设计1.44 d。

(2)第二层导管钻进10.98 d，导管中完6.02 d，本开次较设计延误了11.00 d，施工周期延误的主要原因有:

①机械钻速不高，设计机械钻速为5.00 m/h，实际平均机械钻速为4.04 m/h。

②钻进至60.00 m发现漏失，随着井深增加漏速逐渐增大，钻至井深211.00 m开始发生失返性漏失。因为地层特性，该井段漏液不漏砂，导致钻井施工阻卡严重，先后4次采用桥浆堵漏无效情况下，采用水泥浆堵漏依然不成功。清水强钻至井深260.00m，提前中完，堵漏施工耗时7.16 d。

表1 施工周期与设计周期对比

③固井多次反挤水泥浆导致候凝时间延长。固井于2017年2月6日18:40正注固井完，正注水泥浆25 m3不见返浆。候凝至2月7日0:00，0:00～0:20井口反挤水泥浆14 m3，不见返浆；2月8日17:30～18:00反挤水泥浆17 m3，水泥浆最终返至地面。导眼第二层固井时由于地层恶性漏失，需要进行多次环空反挤水泥浆，导致候凝时间延长。

(3)二开钻进37.16 d，中完作业15.96 d，本开次较设计延误了23.12 d，施工周期延误的主要原因有:

①机械钻速不高，设计机械钻速为7.00 m/h，实际平均机械钻速4.53 m/h。

②由于钻头、螺杆等井下工具原因，频繁起下钻，共用9趟钻完成，钻井时效低。

③二开中完至三开准备期间钻井液不落地处理水基钻井液严重滞后，由于药品不到位，中途停工3 d，井队无法下钻替浆进行油基钻井液转换，钻井液不落地处理能力不足,耽误时间6.33 d。

(4)三开钻进37.41 d，中完作业22.16 d，本开次较设计延误了27.57 d，施工周期延误的主要原因有:

①该井是一口评价井，目的层地层倾角与设计不符，入靶后井眼轨迹调整幅度大，水平段滑动钻进进尺多，水平段1690 m中滑动钻进进尺431 m，复合钻进进尺1259 m，滑动钻占比34%，严重制约了钻进时效。

②机械钻速不高，设计机械钻速为10.00 m/h，实际平均机械钻速5.58 m/h。

③由于螺杆、近钻头伽马无信号等原因，共用5趟钻完成，钻井时效低。

④电测不顺利，共“下枪”3趟，对接12次未成功。

4 优快钻井技术在后续井的应用

针对焦页91-2HF井的经验教训，在后续的焦页91-3HF井、焦页91-4HF井施工过程中采取了一系列的优快技术措施，取得了良好的效果。

4.1 优快技术措施

(1)导管1采用GQ-15型工程钻机预埋，节约钻井周期3.21 d，同时节约了钻井成本。

(2)导管2针对雷口坡组的漏失问题，如发现漏失，继续钻进20 m左右，然后静止堵漏，如果失返，清水抢钻。中完固井采取“正注反挤”的措施，反挤时适当加大水泥量，争取一次反挤到井口。

(3)一开优选钻头与螺杆，提高行程进尺及机械钻速，下入MWD随钻监控井眼轨迹，防止与同台井打碰。改进供水泵及加粗供水管线，保证清水供应。

(4)二开提速技术措施：

①针对钻遇地层，优选钻头及螺杆，焦页91-3HF井二开用7趟钻完成，平均机械钻速7.34 m/h，比焦页91-2HF井提高62.03%。由于龙潭组-茅口组地层研磨性强，第一趟钻钻进到龙潭组上部机械钻速变慢时，起钻更换牙轮钻头，钻穿茅口组后，再更换PDC钻头。

②进一步优化井眼轨道，充分考虑地层倾角，在小井斜时调整方位到位，增斜段下入1.5°单弯，提高造斜率，减少滑动钻进进尺，从而提高二开大井眼定向效率。

③优化钻井液性能，保证润滑性和携岩能力，提高钻井时效。

(5)三开提速技术措施：

①三开优选钻头及螺杆，浊积砂井段采用混合钻头及大度数单弯螺杆(1.5°)，提高钻进浊积砂井段的钻井时效。同时预防目的层垂深上提，满足高造斜率追层需要。

②焦页91-3HF井钻穿浊积砂后，采用旋转导向施工三开造斜段和水平段，一趟钻进尺1775 m，平均机械钻速8.83 m/h，纯钻时效68.8%。

③进一步优化油基钻井液性能，保证润滑性和携岩能力，保证了井下安全，提高了钻井时效。

4.2 实施效果(表2)

表2 后续2口井钻完井周期统计

通过一系列的优化技术措施，焦页91-4HF井比焦页91-2HF井钻井周期节约21.9 d，完井周期节约28.96 d，全井平均机械钻速提高9.49%。焦页91-3HF井在三开使用旋转导向一趟钻情况下，机械钻速大幅提升，钻井周期大幅缩短，比焦页91-2HF井钻井周期节约46.15 d，完井周期节约55.02 d，全井平均机械钻速提高38.49%。

5 结论及建议

(1)针对上部地层雷口坡组、嘉陵江组的漏失，在渗漏的情况下，采取静止堵漏方案，在失返的情况下保障清水供应，采用清水强钻。

(2)二开井段优选钻头及螺杆，提高钻头单趟行程及机械钻速，从而提高钻井时效。龙潭组-茅口组采用牙轮钻头，钻进至茅口组150 m后，起钻换PDC钻头。

(3)从一开开始下入MWD随钻监控井眼轨迹，防斜打直，防止与同台井打碰。

(4)二开定向段优化轨道在小井斜情况下进行扭方位作业，同时更换大度数单弯螺杆，提高造斜率，减少滑动钻进进尺，提高定向效率。

(5)对三开水平段，在综合经济性评价的前提下，可考虑使用旋转导向一趟钻钻完水平段。