涪陵页岩气田钻井提速难点与对策分析

宋保健, 孙 凯，乐守群，兰 凯，明 鑫

(1中石化中原石油工程有限公司 2中石化中原石油工程有限公司钻井一公司 3中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院 4中石化中原石油工程有限公司管具公司)

涪陵页岩气田是我国第一个进入商业化开发的国家级页岩气产能建设示范区[1-2]。历经2013年的开发评价试验阶段及2014～2015年的一期产能建设阶段，圆满完成一期年50×108m3产能建设任务。2016年以来，启动了涪陵二期江东和平桥两个区块的产能建设[3]，但从前期钻井施工看，由于涪陵页岩气田二期江东和平桥区块页岩储层埋深增加，地质构造更加复杂，钻井垮、斜、漏、慢等难题更加突出，严重制约了钻井提速提效。为总结涪陵页岩气田二期优快钻井技术的积极进展，笔者结合前期施工经验，对钻井难题的技术对策和攻关思路进行了阐述，总结了涪陵页岩气水平井优快钻井技术的完善与应用效果，为页岩气水平井钻井技术攻关提供了指导和借鉴。

一、钻井过程中遇到的技术难点

1.导眼2复杂情况频发

江东区块导眼1设计井深40 m，导眼2设计井深400 m，在导眼2钻进中，钻遇地层为须家河组、雷口坡组，一旦发生漏失，采用清水抢钻，地层经清水浸泡后容易发生垮塌，形成“漏垮同存”，无法携带掉块，造成井下复杂。

2.上部直井段井斜控制困难

一期焦石坝构造为鼻状宽缓背斜，二期平桥构造为狭长的断背斜构造，在东西逆冲断层影响下，地层产状较陡、次生断层发育[4]。江东区块西南部地层倾角一般10°～20°，东北部20°～30°；平桥区块核部地层倾角5°～15°，两翼20°～45°。平桥区块发育17条北东走向逆断层；江东区块发育北东向断裂。平桥北区块的焦页8HF井韩家店组及以上地层造斜率1°/30 m，常规钻井方法井斜难以控制；江东区块焦页74平台，嘉陵江组地层倾角70°以上，直井段最大井斜达5.3°。

3.二开部分地层可钻性差，钻头消耗大，钻速慢

(1)二开龙潭、茅口组以灰岩为主，夹碳质泥岩、硅质泥岩，局部含黄铁矿，地层软硬交错，可钻性极差，PDC钻头进尺少，涪陵一期及二期早期采用江钻HJT537GK三牙轮钻头，保径齿和内排齿出现大量断齿，个别钻头起钻后发现轴承卡死、旷动。表1给出了江东区块前期两口井在该段使用的牙轮钻头效果，平均进尺65.43 m，机械钻速2.70 m/h。

表1 江东区块前期两口井龙潭、茅口组段牙轮钻头使用情况

(2)平桥区块小河坝组地层岩性以灰色泥岩为主，夹深灰色粉砂质泥岩薄层及灰色粉砂质泥岩薄层，粉砂岩占比为10%～30%，与一期相比，地层研磨性更强，单只PDC钻头进尺短，机械钻速低。表2给出了平桥区块初期3口井在小河坝组的PDC钻头指标统计结果，单只钻头平均进尺75.75 m，平均钻速4.64 m/h；钻头失效形式以肩部磨损为主，伴存环磨、缩径。

表2 平桥区块前期三口井小河坝组PDC钻头使用指标

4. 三维井井眼轨迹复杂，定向作业托压严重

焦石坝工区多采用丛式井组布井方式[5]，靶前位移大多超过900 m[6]，造斜段长2 000～3 000 m，部分鱼钩型井眼剖面扭方位工作量达100°～120°，摩阻大，托压严重，Ø311.1 mm井眼井径扩大率仅为1%～3%，双扶复合钻进时蹩钻严重甚至蹩停顶驱[6]。焦页103-2HF 井造斜段管柱摩阻大，在2 539～2 934 m井段，下入7趟PDC钻头，单趟最大进尺仅为41 m。

5.中深部井段井漏频发

二期构造断层多，断裂发育变形强，地层破碎，二期井平均单井漏失次数比一期主体构造多1倍以上，尤其集中在二开韩家店、小河坝组及三开龙马溪组，井漏频繁，漏层多且段长，部分漏层存在恶性漏失，堵漏难度大，易复漏。例如平桥区块焦页198-2HF井，三开井深3 176.62～4 124 m，因井漏堵漏17次，漏失油基钻井液541.93 m3，损失时间46.36 d。

二、采用的主要技术对策

1.江东区块雷口坡组地层“塌漏同存”应对措施

(1)采用PDC+Ø286 mm大尺寸螺杆复合钻井技术，提高钻导眼2机械钻速,缩短周期，争取在垮塌周期内完成钻探任务。在焦页64-7HF井导眼2首次试验使用PDC+螺杆钻具组合复合钻井，平均机械钻速达到了9.69 m/h，较常规牙轮钻具组合提高了3倍以上。

(2)堵漏、防垮具体技术措施。导眼2采用膨润土浆钻进，出现井漏采用桥浆堵漏及堵漏浆钻进，漏速大(膨润土浆跟不上)或失返则采用水泥浆堵漏，若堵漏成功，继续膨润土浆钻进至中完，若堵漏不成功，直接实施清水抢钻，由于清水黏切低，携砂能力不足,接立柱或停泵起钻前，打高黏度膨润土浆至井底悬浮大块岩屑，防止卡钻。

2. 上部直井段防斜打快钻井技术

2.1 预弯曲防斜打快技术

在地层倾角小于30°的井，采用预弯曲防斜打快钻具组合，利用弯曲钻具在井眼中的涡动特征，在钻头上形成一个远大于钟摆降斜力的防斜力，从而使井眼保持垂直。该技术充分发挥螺杆的转速高、扭矩大、过载能力强的特点，并可以采用高于钟摆钻具的极限钻压50%以上的钻压，具有较好防斜能力的同时提高机械钻速。该技术的关键是合理设计上下稳定器的尺寸及安装位置，通过分析螺杆弯度、稳定器尺寸及安装位置等对钻头侧向力的影响，设计了如下钻具组合：PDC+Ø244 mm 0.5°螺杆+水力加压器+稳定器(一开为Ø402 mm，二开为Ø308 mm)+Ø228.6 mm DC×3根+Ø203 mm NDC+MWD+Ø203 mm DC×5根+Ø139.7 mm HWDP×12根+Ø139.7 mm DP。该技术在25口井推广应用，井斜控制在2°以内，平均机械钻速相比邻井提高17%。

2.2 单弯螺杆+MWD(EMWD)纠斜钻井技术

对于采用预弯曲防斜打快钻具组合，防斜效果不好的井，采用单弯螺杆+MWD纠斜钻具组合：PDC+Ø244 mm 1.25°螺杆+水力加压器+稳定器(一开为Ø402 mm，二开为Ø308 mm ) +Ø203.2 mm NDC+MWD+Ø139.7 mm HWDP×15根+Ø139.7 mm DP。对于上部失返性漏失，常规测量工具无法实时监测井斜时，则采用Ø244 mm 1.25°单弯螺杆+ EMWD钻井技术，实现实时轨迹控制，焦页86-6HF井使用该技术实现了一趟钻钻完一开进尺，钻进进尺1 023 m，纯钻时间86.75 h，平均机械钻速 12.21m/h，且将井斜控制在设计要求以内。

2.3 垂直钻井技术

针对采用常规防斜、纠斜钻具组合控制井斜效果差地层，选择应用垂直钻井技术。焦页74平台地层倾角大，其中嘉陵江组地层倾角70°以上，最大井斜达5.3°，采用常规技术井斜难以控制,焦页74-2HF井应用垂直钻井技术，应用井段51～1 003 m，井斜控制在1°以内，平均钻速较邻井提高59%。

3. 二开部分可钻性差地层钻头优选

3.1 龙潭、茅口组采用改进的牙轮钻头

常规的江钻HJT537GK牙轮钻头采用勺型齿,露齿高，攻击性虽强,但韧性不足，抗冲击性差，在钻该地层时，由于软硬夹层多，吃入不均，钻头易断齿，轴承寿命短，观察岩屑发现该段地层分布硅质条带及结核，在总结HJT537GK钻头缺点基础上，研制了抗冲击HJT637GL牙轮钻头，采用耐磨性与韧性较好的梯度合金切削齿，将外排齿设计为圆偏楔形齿,主切削齿设计为凸顶楔形齿,并降低切削齿的高度，布齿密度更密，以提高切削齿的抗冲击性抗，马达轴承采用高速金属密封轴承，使用寿命长，可配合螺杆钻具快速钻进,目前在涪陵二期广泛推广使用，可见应用HJT637GL较HJT537GK，单只钻头进尺提高2.82倍，机械钻速提高2.38倍。

3.2 优选大扭矩螺杆+混合钻头钻平桥区块小河坝组地层

平桥区块的小河坝地层含砂量高,研磨性强,PDC钻头因磨损而失效快,而采用牙轮钻头机械钻速极低,进尺少,因此需要改变破岩方式和提高PDC复合片切削齿的抗磨能力。再配合低转速、大扭矩螺杆，增大钻头破岩扭矩，消除因扭矩积聚而产生的钻头黏滑振动。

在平桥区块焦页195-5HF井、焦页198-3HF等10井，应用低转速、大扭矩螺杆+混合钻头钻井技术钻小河坝组地层，共计进尺2 462.4 m，单只钻头进尺148 m，平均机械钻速5.2 m/h。相比表2中常规PDC钻头，单趟钻头进尺提高95.38%，平均机械钻速提高12%。

4.定向防托压技术实践

4.1 旋转导向钻井技术

与传统马达相比，旋转导向具备更强的工程能力，主要体现在：将滑动摩阻转化成滚动摩阻，摩阻更小；更高的造斜率；更强的轨迹控制能力[7]。在焦页188-2HF、焦页68-2HF、焦页68-3HF井进行试验应用，平均机械钻速达9.11 m/h，比常规定向钻具平均机械钻速提高21.47%，并且井眼轨迹平滑，为后期施工奠定安全基础。

4.2 应用水力振荡器缓解定向托压问题

使用水力振荡器加常规螺杆，振荡短接产生高频振动，使上下的钻具产生纵向的往复运动，钻具在井底暂时的静摩擦变成动摩擦，摩擦阻力大大降低，提高钻压传递效率，工具面更加容易控制。在涪陵二期使用效果明显，解决了钻井中定向托压问题[8]，如图1所示，焦页84-3HF井在井段2 753～3 171 m加入水力振荡器之后，有效地缓解了定向托压问题，机械钻速达8.00 m/h；较之前井段2 503～2 753 m的平均机械钻速5.94 m/h，提高了34.68%。

图1 焦页84-3井二开使用水力振荡器前后效果对比

4.3 使用7头3.8级大扭矩螺杆，配合混合钻头，缓解定向托压

涪陵二期多口井大井斜扭方位井段使用混合钻头，配合大扭矩低速螺杆(7/8头)，由于混合钻头具有牙轮钻头的特点，定向反扭角较小，工具面较PDC稳定，很大程度上解决了定向托压难题。焦页188-3HF使用PDC钻头定向托压严重，定向钻时是复合钻时的3～5倍，来回上提下放，进入小河坝后使用混合钻头，解决托压问题，定向钻时是复合钻时的2～2.5倍。

5.涪陵二期防漏堵漏认识及实践

针对地层压力系数低、钻井液密度窗口窄的技术难点，从钻井液密度控制、钻井液性能优化及随钻封堵防漏等方面，树立“预防为主、防堵结合”的防漏堵漏理念。主要技术对策有：①合理控制钻井液密度，优化钻井液性能，保持钻井液较好的流变性，降低循环压耗，缓解井底压力;②针对裂缝诱导敏感性强带来的堵漏难度大、重复漏失严重问题，首先，合理控制钻井液排量和机械钻速，减少对井壁冲刷、防止高环空压耗造成的高液柱压力压漏地层；其次，做到缓慢开泵，控制起下钻速度，坚持分段循环，防止激动压力过大造成人为井漏;③提高钻井液滤饼质量，提前加足抑制剂、降滤失剂、随钻封堵材料进行预封堵，使钻井液能够在钻开地层瞬时形成致密滤饼封堵层，阻滞滤液侵入层理、裂缝，缓解液相传递诱导作用;④二开进入韩家店漏层前50～100 m，加入2%～3%磺化沥青、1%石墨和2%PZ-7提高封堵性；3%超细目碳酸钙、超细目碳酸钙300目和600目混合使用；2%油溶性暂堵剂，1%随钻堵漏剂。三开提前加入3%超细钙，1%沥青，橡胶颗粒含量2%，利用橡胶颗粒在柴油中溶胀效应使微孔隙彻底堵住。

针对低压裂缝诱导敏感性强，堵漏难度大，堵后复漏严重的问题，首先优先选择具有胶结性的封堵材料，提高抗破能力。其次优化粒径级配及材料形状(颗粒、片状、纤维)组合，提高封堵层密实度和结构力[9]。同时强化堵漏工艺:①采取间歇挤注，提高堵漏材料进入漏层的量和密实程度;②延长静堵时间，尤其是水基钻井液堵漏，堵漏材料在漏层中有一个吸水膨胀密实的过程，实践表明堵漏后充分静止堵漏，可以有效提高封堵层致密性，延长封堵有效期。焦页198-1HF井钻井过程中自小河坝组2 758 m至龙马溪组2 943 m井漏8次，桥塞堵漏见效快，但复漏严重，为解决漏层易复漏问题，通过优化粒径级配及材料形状组合，实行了全裸眼承压堵漏，巩固上部井段，后期上部无复杂漏失出现，承压堵漏成功。

三、现场整体应用效果

提速技术在涪陵二期现场推广应用31口井，与二期工区第一轮次钻井相比，平均井深增加132.96 m，平均机械钻速提高8%，平均钻井周期缩短35.53 d，井漏复杂时效减少12%。其中焦页188-1HF井完钻井深5 295 m ，水平段长2 083 m，水平位移3 578.55 m，创中原工程公司页岩气水平井水平位移最高纪录。焦页84-2HF井，实现二开单只钻头，单趟钻从稳井段钻进至二开中完，进尺766 m，机械钻速9.74 m/h。焦页84-1HF井一趟钻进尺1 651 m，平均机械钻速9.1 m/h，创下了重庆涪陵页岩气田江东区块单只钻头进尺最高纪录。

四、认识与建议

(1)针对涪陵二期施工直井段易斜难题，应用了弯曲动力学钻井技术、垂直钻井技术及单弯螺杆+ EMWD钻井技术等防斜打快钻井方式，在直井段应用取得了良好的防斜打快效果。

(2)大井斜定向扭方位是三维水平井轨迹控制关键，消除定向托压是提速的重点，需通过实时优化轨迹设计，增加复合钻进进尺比例，同时仍然需要借助防托压技术，现场应用了旋转导向、水力振荡器、低速大扭矩螺杆配合混合钻头，较好地解决定向难问题，很大程度提高了钻进速度。

(3)涪陵二期外围构造更复杂，难点在于裂缝诱导敏感性更强，导致非钻进工况漏失、重复漏失严重，复漏后处理难度大，针对区域地质井漏特征，认为坚持“预防为主、防堵结合”的井漏处理思路，可有效提高井漏处理效率。

(4)针对龙潭-茅口组、小河坝组地层研磨性强，虽然应用了新型牙轮和混合钻头，提高了机械钻速，但机械钻速较其他地层依然较低，仍有较大的提速空间，建议继续开展技术攻关，试验其他高效PDC及其他先进工具。