鄂西地区黄陵背斜页岩气钻井难点与对策

迟焕鹏，胡志方，王胜建，张家政，吴 迪，李大勇，薛宗安

1 中国地质调查局油气资源调查中心 2 中国石油国际勘探开发有限公司

0 引言

鄂西宜昌地区地处湖北西南部，西邻我国最大的页岩气田所在的四川盆地，据2011年原国土资源部调查评价结果，湖北页岩气地质资源量居全国第五［1］。2014年来，中国地质调查局油气资源调查中心在鄂西地区部署了大量的页岩气勘探和评价工作［2-5］，在宜昌地区黄陵背斜南缘部署实施的两口井通过水平井分段压裂试气取得重要发现，其中EYY-1HF井在寒武系牛蹄塘组获得稳产7.83×104m3/d的工业气流，EYY-2HF井在震旦系陡山沱组获得稳产5.46×104m3/d的工业气流［6］，取得了四川盆地以外新区新层系页岩气勘探的突破，预示着宜昌地区黄陵背斜良好的勘探开发前景。

但由于宜昌地区黄陵背斜地表地质条件复杂，EYY-1HF井和EYY-2HF井从井位部署到完井全过程施工情况存在诸多钻井工程技术难点，导致钻井复杂问题多、周期长、成本高，给钻井施工带来很大挑战。因此，本文通过分析该地区主要钻井工程难点，研究措施和对策，以期提高钻井速度，为该地区后续的勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

宜昌地区黄陵背斜位于扬子板块北缘中段，北邻秦岭—大别造山带，南接江南陆内造山带，处于两大造山带之间的相对稳定区［7］。受构造作用的影响，黄陵背斜与其相邻的秭归南向斜、长阳背斜、长阳南向斜组成了复式褶皱带，并发育天阳坪逆冲断裂带和仙女山走滑断裂带［8］。根据前人的研究，宜昌地区地层发育较为齐全，从元古界到新生界均有不同程度分布。由于古隆起周缘埋藏深度适中、抬升较早、构造变形较弱，且逆冲推覆体下盘保存条件较好，有利于页岩气富集和保存，震旦系陡山沱组和寒武系牛蹄塘组两套地层为主要的页岩地层［9，10］。根据EYY-1HF井的钻探成果：陡山沱组页岩沉积厚度约为129 m，TOC含量平均1.66%；牛蹄塘组优质页岩厚度约为140 m，TOC含量平均2.32%，均具有良好的页岩气勘探潜力。

2 主要钻井工程难点

2. 1 工程部署难度高

研究区受多期构造运动影响，构造复杂，区内山谷相间，断裂发育，因挤压作用造成的逆冲推覆构造普遍；地表地质条件复杂，总体属中深-深切割的中低山地形，可利用的土地资源十分有限，井位选择、材料运输和井场建设面临巨大挑战，造成井位优选困难、钻前工程周期长、大规模水力压裂施工受限等难题。

2. 2 上部灰岩、白云岩地层井漏严重

目的层震旦系陡山沱组和寒武系牛蹄塘组上部地层以石灰岩和白云岩为主，裂缝发育，漏失层段较多。对EYY-1HF井、EYY-2HF井井漏进行了统计（见表1），可以看出，两口井累计发生井漏34次，漏失清水、钻井液和水泥浆共计2 314.1 m3。其中，严重漏失主要发生在石龙洞组，其次为牛蹄塘组三段（以下简称“牛三段”）和覃家庙组。

表1 EYY-1HF井和EYY-2HF井井漏情况统计

该地区漏失层层段主要有如下特性：

（1） 漏失压力低。EYY-1HF井导眼井一开（52 ～1 822 m），钻井液密度为1.08 ～ 1.10 g/cm3，二开（1 822～ 3 135 m），钻井液密度为1.10 ～ 1.14 g/cm3，仍然发生多次严重漏失，说明该地区地层具有漏失压力低的特点。

（2） 漏层判断难度大。该地区上部地层漏失层段多，石龙洞组、牛三段地层堵漏后容易发生复漏，导致漏层判断难度大，堵漏成功率低。

2. 3 固井风险高

因石灰岩、白云岩地层裂缝发育，堵漏后地层承压能力较低，导致固井过程中易发生漏失。EYY-1HF导眼井表层套管和技术套管固井时均发生失返，侧钻水平井牛三段上部多次堵漏提承压后当量钻井液密度低于1.25 g/cm3，无法满足水平井安全钻进需要；EYY-2HF井下技术套管和固井时均发生失返，两口井生产套管固井前均需要提承压作业。

2. 4 井壁稳定性差

根据钻井和取心情况（图1），陡山沱组二段（以下简称“陡二段”）上部地层破碎严重，易垮塌，以灰黑色含碳白云质泥岩为主。为降低三开水平段在陡二段目的层钻进风险，需下套管封固上部破碎易垮塌段。所以，在钻井过程中，需要钻穿上部易漏、承压能力较低的覃家庙组、石龙洞组、牛三段，和下部陡二段破碎易垮塌地层，上漏下垮，钻井液安全密度窗口窄，井壁稳定挑战大。

图1 陡二段上部岩心

2. 5 可钻性差

本地区钻井主要钻遇古老的下古生界寒武系和上元古界震旦系地层。尤其是寒武系牛蹄塘组下部、震旦系灯影组和陡山沱组地层，岩性以白云岩、石灰岩、云质泥岩为主，硅质成分高，地层抗压强度高、研磨性强、可钻性差，EYY-2HF井在陡山沱组平均钻时高达40 min/m以上，导致入井钻头磨损快、机械钻速低。

3 技术对策及建议

3. 1 防漏堵漏技术对策

针对井漏，要坚持预防为主、防堵结合的原则，尽量避免人为主观因素导致的井漏，根据EYY-1HF井及EYY-2HF井的防漏堵漏实践，总结出预防和处理该地区井漏的技术对策。

3. 1. 1 井漏预防对策

尽量选用低密度、低滤失、强抑制、强封堵性能的钻井液体系［11，12］，在保证井壁稳定的前提下，控制钻井液密度，优化流变性能，降低循环压耗，减小井底压差。

优化钻井参数，在易漏井段应控制起下钻速度，中途分段循环钻井液降低井下激动压力，防止井漏。

3. 1. 2 地面溶洞探测技术

为预防表层出现由于大的裂缝、溶洞造成的恶性漏失，通过在设计井位所在区域开展物探工作，对1 000 m以浅主要地质结构、构造和岩溶地质特征进行探测，识别可能存在的构造异常和溶洞，降低恶性漏失风险，为井位优选提供依据。

3. 1. 3 浅表层防漏堵漏对策

在导眼、一开浅表层井段发生井漏，根据现场情况一般可以采取清水抢钻、水泥浆堵漏的方法处理，尽快完成导眼、一开井段钻进及固井。

3. 1. 4 中深层裂缝性地层堵漏对策

针对覃家庙组地层井漏，在充分暴露漏层后，根据漏失量及漏速将粗中细颗粒堵漏材料按一定比例复配浓度为10% ～ 20%的堵漏浆进行静止堵漏。堵漏施工后如果返浆排量不足50%，采用纤维水泥浆封堵漏层。

石龙洞组和牛三段漏失压力低、地层硬度高，堵漏材料不易在裂缝中滞留，复漏风险大。因此，在堵漏施工过程中要提高复合堵漏材料及纤维类材料比例，加大粗颗粒及中粗颗粒堵漏材料用量，实施承压堵漏。如承压堵漏无效，则用水泥塞配合堵漏浆进行承压堵漏，将堵漏材料憋入漏失裂缝中。

EYY-1HF井在斜井段牛三段地层钻进过程中，发生多次井漏和复漏，采用堵漏浆、水泥浆多次堵漏后，无法满足后续油基钻井液水平段钻进地层承压要求，最后采用弱凝胶堵漏技术成功解决问题。

3. 2 井身结构优化

根据已钻井的资料及经验，分别对牛二段和陡二段两套页岩气目的层钻井井身结构进行优化，如表2和图2所示。

表2 井身结构优化设计方案

（1）根据地层情况，缩短一开井深，提高机械钻速。例如由EYY-1HF井一开1 800 m减少至EYY-2HF井的700 m，后续作业可将一开缩短至500 m左右，减少大尺寸井眼工作量。

图2 EYY-1HF井身结构优化示意图

（2）对牛二段页岩气目的层，二开钻穿牛三段易漏低承压地层，下入技术套管注水泥封固，降低水平段地层承压难度，为三开水平段安全顺利钻进创造条件。

（3）对陡二段页岩气目的层，二开钻穿陡二段破碎易坍塌地层，下技术套管封固，降低三开水平段钻进及生产套管下入风险。

3. 3 钻头优选

本地区在钻井过程中主要钻遇致密坚硬的灰岩和白云岩，可钻性差，主要表现为对PDC钻头切削齿磨损严重，对牙轮钻头外排齿磨损严重。通过对已钻两口井钻头使用情况分析，针对本地区的地层特点，提出了钻头优选原则、选型结果及下一步试验的钻头建议，见表3。

表3 钻头优选结果

3. 4 旋转导向钻井技术

EYY-1HF井牛二段和EYY-2HF井陡二段水平段的靶窗高度均仅有5 m；而且区域地质资料较少，标志层特征不明显，地层倾角较大，横向上地层倾角变化不稳定，薄夹层多，以上多个因素导致了井眼轨迹控制难度大的难题。

为提高优质储层钻遇率和机械钻速，在EYY-1HF井和EYY-2HF井部分斜井段和整个水平段使用了斯伦贝谢的Smith PDC钻头+PD Archer旋转导向钻井技术，实现了100%优质储层钻遇率。

使用效果见表4所示，从表中可以看出，使用旋转导向的机械钻速远大于使用PDC+螺杆（其中EYY-2HF井为牙轮钻头+螺杆）的钻井方式，且纯钻时效较高。主要得益于使用旋转导向系统可以在钻柱旋转的条件下对轨迹进行调整，钻压可以有效传递到钻头，有利于提高机械钻速；同时，钻出的井眼轨迹平滑，摩阻扭矩低、清岩效果好，大大降低了作业风险。

表4 两口井应用旋转导向钻速对比表

EYY-1HF井在340 m的部分斜井段和整个水平段1 836 m使用旋转导向钻井技术只用了两只钻头、两趟钻（进尺分别为900 m和1 276 m）就完成了全部2 176 m井段钻进，平均机械钻速9.4 m/h，证明了该技术在牛蹄塘组页岩气目的层优良的钻井性能和效果。而在EYY-2HF井，主要由于钻头磨损的原因，用了14趟钻、消耗了12只钻头才完成了陡二段页岩气目的层1 718 m井段的钻进，单只钻头最大进尺为427 m，最小为56 m，虽然旋转导向的机械钻速远高于螺杆钻进方式，但在使用效果和机械钻速方面远低于在牛蹄塘组页岩气目的层的应用，也说明了陡二段地层可钻性差、非均质性强的特点。针对陡二段地层，在钻井技术、钻头、提速工具等方面还需要开展攻关，提高在该地层钻进的机械钻速，降低成本。

3. 5 低承压能力地层固井技术

固井质量的优劣关系到后期大规模水平井分段压裂施工的成功与否，并且决定了试气和生产过程中发生套变的风险高低。由于该地区碳酸盐岩地层承压能力低，导致在下套管和固井过程中易发生井漏，水泥浆无法上返至设计高度。因此，需要利用双凝双密度水泥浆固井技术［13］、低密度泡沫水泥浆固井技术［14］等适合于低承压能力地层的固井技术。

4 结论与建议

（1）上部碳酸盐岩地层漏失可以分为白云岩、石灰岩裂缝性漏失和泥岩渗透性漏失，以白云岩、石灰岩裂缝性漏失为主，具有漏失压力低、漏层判断难度大的特点。

（2）寒武系牛蹄塘组下部、震旦系灯影组和陡山沱组地层，岩性以白云岩、石灰岩、云质泥岩为主，硅质成分高，地层抗压强度高、研磨性强、可钻性差，导致入井钻头磨损快、机械钻速低。

（3）建议探索与该地区地质条件相适应的“井工厂”钻井技术，试验气体钻井技术以应对上部碳酸盐岩易漏地层的快速钻进，加强针对低承压能力地层低成本固井技术的研发和试验，开展陡二段页岩气储层提速提效钻井技术、钻头、工具等的攻关。