下扬子皖南地区皖泾地2井地质特征与优快钻井对策

郭军， 李岩， 王文彬， 王超技

(1.湖南省煤炭地质勘查院，湖南省地质新能源勘探开发工程技术研究中心，湖南 长沙 410014；2.安徽省煤田地质局第三勘探队，安徽 宿州 234000)

0 引言

扬子地区是我国重要的页岩气资源前景区之一，目前上扬子地区的四川盆地已在进行页岩气工业化开发[1-2]，中扬子地区的湖北宜昌取得了重大的勘探突破[3-4]，而下扬子地区页岩气勘探的进展相对较慢。皖南地区的二叠系孤峰组、龙潭组和大隆组中发育一套富有机质泥页岩，这套页岩厚度大、成熟度高，具备良好的页岩气成藏物质基础[5-6]； 邻区的三叠系、寒武系和志留系在以往的勘探工作中均有油气发现[7]，这显示该区有着良好的油气勘探前景。但皖南地区构造复杂，断层发育，存在局部高压地层，且裂缝性气藏在横向上变化大，勘探程度低。经统计，在已钻的13口邻井中，8口井发生了井漏、井壁垮塌、卡钻、掉钻具等一种或多种井下复杂状况，工程施工面临着巨大挑战。因此，通过总结以往的钻探施工经验，探寻优快钻井对策，对指导该区的下一步勘探工作，实现勘探突破具有重要意义。

皖泾地2井是由中国地质科学院地质力学研究所部署，湖南省煤炭地质勘查院负责施工的大口径油气调查井。该井施工设计合理，工艺选择和应对井下复杂状况的措施得当，钻进较为顺利，采用的技术体系可为今后该区的钻探施工提供重要的技术参考。

1 工程概况

皖泾地2井位于安徽省宣城市泾县蔡村镇，地处下扬子陆块苏皖南坳陷南端的宣城凹陷，设计井深2 300.00 m，主要钻探目的是调查三叠系殷坑组和二叠系生储盖组合及其成藏特征，建立地层层序格架和沉积特征剖面，获得油气发现，评价勘探潜力。

1.1 地层特征

根据实际钻探情况，从地表的第四系至泥盆系观山组，皖泾地2井钻遇地层具体见表1。地层上部主要为灰岩，泥质胶结，构造复杂，裂缝、孔、洞等岩溶发育，破碎带多，可钻性4～6级； 中部主要为泥岩、页岩，质较硬，性脆，呈薄层状，泥质结构，吸水性好，局部见煤层，可钻性4～6级； 下部主要为细砂岩，成分以石英为主，长石次之，局部为石英砂岩，致密，可钻性7级以上。

表1 皖泾地2井地层划分及地层特征

1.2 工程施工情况

皖泾地2井于2020年9月20日开钻，12月4日完钻，完钻层位为泥盆系观山组，钻遇14套地层，其中含2套油气成藏系统，包括三叠系殷坑组常规油和二叠系页岩气，合计发现油气异常63.00 m，共18层，二开井身结构完井(图1)。先期采用φ444.5 mm 全面钻头钻进至井深81.00 m，下入φ339.7 mm套管固井，导管下深80.05 m，封固地表第四系和白垩系易垮井段； 一开采用φ311.2 mm的金刚石复合片(Polycrystaline Diamond Compucts,PDC)钻头钻至井深1 304.00 m，下入φ244.5 mm技术套管进行石油固井，套管下深1 302.09 m，封固周冲村组、南陵湖组的灰岩易漏、易掉块地层； 二开采用φ215.9 mm的PDC钻头钻至井深2 330.00 m，下入φ139.7 mm生产套管进行页岩气井专业固井，套管下深2 131.77 m，固井质量能够满足大型水力压裂要求。

图1 皖泾地2井井身结构示意图

1.3 主要设备及钻进工艺

工程根据钻探设计要求，选用ZJ40石油钻机、F-1300泥浆泵、YC6C1320-D31柴油机组等，使用新度系数在80%以上的钻具，保证能够满足3 000.00 m之内的钻探施工需求。同时配置全套的泥浆固控净化设备与安全防护设备，主要包括离心机、除气器、环形防喷器、双闸板防喷器、节流压井管汇等。

钻进工艺主要采用PDC+螺杆复合钻进，循环介质为水基钻井液。松散软弱的导管段地层采用高黏度膨润土浆进行护壁。一开主要是岩溶发育的灰岩地层，采用钾铵聚合物防塌钻井液体系; 二开井段泥页岩地层发育，采用强抑制性聚合醇储层保护钻井液体系。

2 钻探施工难点分析

(1)地质条件极其复杂。工作区位于下扬子陆块苏—皖南坳陷南部的南陵盆地与宣城盆地结合地带，北东缘位于南陵盆地东缘，南东缘位于宣城盆地西缘。由于盆地的活动时期、活动性质不同，加之相互叠加与相互改造，致使该区形成了复杂的构造格局[8-10]。在多期断裂构造活动的改造下，区内各时代的地层发育不完整，或发生强烈变形，或被错断、断失，甚至出现重复叠置等现象。工作区及邻区已查明不同级别、不同形态的褶皱20余个，断层百余条，地质条件极为复杂(图2)。

(2)发生井漏、缩径、垮塌、卡钻等复杂情况的风险大。白垩系赤山组至三叠系殷坑组灰岩发育，裂缝、溶洞、破碎带常见，且赤山组与相邻地层均为不整合接触，该段漏失、井壁垮塌等风险大，各种井下复杂于邻井均有发生。二叠系以泥页岩为主，间夹砂岩、煤层、破碎带，水敏性好，缩径、垮塌严重，皖泾地1井、港地1井均发生了卡钻事故(图2)。

图2 研究区构造纲要

(3)底部地层的不可预见性强。由于区域勘探程度较低，可用邻井资料较少，特别是深部的钻遇地层没有参考资料，给施工带来了较大的不可预见性，使得井身结构设计及事故处理都具有极大风险。

(4)固井难度大。邻井资料显示，该区油气显示较好，局部可能有高压气层，固井时易发生气窜。此外二叠系大隆组—孤峰组的泥页岩地层构造发育，局部岩石破碎严重，承压能力弱，高密度水泥浆压漏地层的风险大。

3 优快钻井技术对策

3.1 易漏地层的防漏堵漏

针对地表至三叠系殷坑组主要为灰岩地层，裂隙、溶洞、破碎带等造成的漏失从小漏到大漏，再到钻井液失返性漏失均有可能发生的情况，现场采用随钻防漏堵漏为主、复合堵漏为辅的对策。

(1)随钻防漏堵漏。钻井液漏失一般分为压差性漏失和裂缝性漏失2类。工作区内，三叠系殷坑组以上地层的漏失多为岩溶发育的裂缝性漏失，以下地层的漏失多为泥页岩地层承压能力低且所用钻井液密度高所造成的压差性漏失。针对该特点，现场在设计的钾铵聚合物防塌钻井液体系和聚合醇储层保护钻井液体系中均加入了地层压力增强剂。该种材料的主要成分为纤维丝和纤维粉，其跟随钻井液一起进入裂隙时会不断地减小孔隙和裂隙空间，提高地层的承压能力。当达到饱和时，裂隙就会被完全封堵。该种材料的应用有效降低了发生井漏的概率，其对小漏或渗漏具有良好的预防作用。

(2)复合堵漏。复合堵漏是依照需要混合多种堵漏材料，利用多种堵漏方式进行堵漏，主要分为2步： 第一步，利用高黏堵漏材料和惰性堵漏材料组成复合堵漏塞，送入漏失层，形成有效驻留； 第二步，送入高膨胀性活性材料至漏失层，在井底温度和固化剂的作用下快速固化，形成高强度封堵层，从而实现对漏失层的封堵[11-12]。这种堵漏方式主要针对地层发生恶性漏失或一般性漏失，也可只采用第一步的方法进行堵漏。针对该区上部灰岩地层易发生恶性漏失的现象，现场采用高黏堵漏剂、锯末、棉籽壳、地层压力增强剂等，按照1∶3∶3∶2的体积比干拌混合配制了复合堵漏剂。

3.2 致密难钻地层的钻头优选

二叠系孤峰组下部至泥盆系观山组的地层时代相对古老，岩性变化和交互频繁，研磨性强，可钻性差，钻头选型难度大。其中，中砂岩、硅质页岩、石英砂岩(图3)等地层岩石坚硬，可钻性极差，常规牙轮钻头或复合片钻头的磨损极快(图4)。针对该种情况，现场改用同时包含牙轮和刀翼的混合钻头。钻进时，先由牙轮切削齿对岩石产生预破碎，形成不连续的齿坑，再由PDC的切削齿进行切削，将齿坑连通，从而形成完整的破碎环带，在硬塑地层中具有较高的机械钻速[13]。混合钻头同时具有PDC钻头的攻击性和牙轮钻头的低扭矩特性。当钻遇软硬交互、研磨性强的地层时，混合钻头的牙轮切削齿对岩石的预破碎有效降低了PDC钻头切削齿的切削载荷，同时牙轮切削齿的存在也限制了PDC切削齿的吃入深度。因此，与PDC钻头相比，混合钻头崩齿的概率大大降低，使用寿命更长[14-15]。

图3 石英砂岩岩屑照片

图4 磨损的普通复合片钻头

3.3 强抑制性钻井液体系

根据邻井井下复杂资料统计(表2)，港地1井、皖泾地1井和皖宣页1井等3口井均在二叠系的泥页岩地层中发生了井壁垮塌、卡钻等井下复杂。针对该区泥页岩地层水敏性好、承压能力弱，极易发生缩径、掉块、井壁垮塌而造成卡钻、压差井漏等情况，该井二开井段优选了具有强抑制性的聚合醇储层保护钻井液体系，配方为： (3.0%～5.0%)土浆+(0.3%～0.5%)KPAM/HV-CMC+(0.2%～0.3%)LV-CMC+(2.0%～3.0%)广谱护壁剂+(0.1%～0.15%)NaOH+(1.0%～2.0%)磺化沥青+1.0%磺化褐煤+(1.0%～1.5%)聚合醇+(1.0%～2.0%)地层压力增强剂。各项性能控制范围见表3。

表2 皖泾地2井邻井井下复杂资料统计

表3 聚合醇储层保护钻井液体系各项性能控制范围统计

该钻井液体系中，羧甲基纤维素钠盐长分子链能与多个黏土颗粒吸附，增大泥饼胶结性，抑制页岩水化膨胀[16]。磺化沥青含有磺酸基，水化作用强，当吸附在页岩表面时能够阻止页岩颗粒水化分散，不溶于水的部分可以充填孔喉和裂缝，起到封堵作用。同时，磺化沥青还具有降摩阻和降滤失的作用。磺化褐煤在钻井液中具有明显的降滤失和抑制降黏作用[17]。聚合醇可防止水锁损害储层，地层压力增强剂可有效控制井漏并提高地层承压能力。

3.4 破碎地层取心对策

设计取心进尺50.00 m，取心层位为殷坑组至孤峰组，对应岩性主要为灰岩和页岩，间夹砂岩和煤层。其中，页岩主要为碳质页岩和硅质页岩，岩石硬、脆、破碎并伴有方解石脉、黄铁矿等(图5)，机械钻速低，钻头磨损快(图6)，卡心、堵心概率大，采取率没有保证。针对该情况，现场采取了以下措施以提高取心收获率。

图5 孤峰组硅质页岩岩心照片

图6 页岩专用取心钻头

(1)优选取心钻头。钻至页岩取心层位，由普通取心钻头更换为页岩专用取心钻头。与常规取心钻头相比，该类钻头的齿径更小，刀翼增至8个，布齿密度增大，使得钻头的攻击性更强，稳定性更好，而岩心受钻头影响的破碎程度更小，针对中硬地层和研磨性夹层具有更高的机械钻速。

(2)优选钻进参数。以往取心实钻情况证明页岩取心钻进中采取大钻压、高转速，不仅无法有效提高机械钻速，反而会导致取心钻头磨损严重而提前终止取心作业，影响作业时效。较大的地层应力也会导致岩心更易破碎，进一步导致卡心、堵心的情况出现。小钻压、低转速钻进能够获得较好的机械钻速和取心收获率[18]。现场采用川7-4取心筒和金刚石取心钻头，钻压控制在50 kN之内，转速30～60 r/min，排量20～25 L/s。

(3)采用“少打多提”工艺措施。由于该区页岩地层的可钻性、成心性均较差，现场坚持“少打多提”原则，钻进中出现堵心、卡心及磨心等异常情况时立即起钻，以保证取心收获率，提高作业效率。

3.5 弹韧性双凝双密度固井技术

针对井下油气显示较好但地层承压能力较弱的特点，为了满足后期压裂作业的需要，现场采用弹韧性双凝双密度固井技术。弹韧性材料能够降低水泥石弹性模量，有利于保持水泥环的密封完整性。双凝双密度固井能够保证较小的水泥浆液柱压力，降低固井过程中水泥浆漏失的可能性，同时解决因水泥浆体积收缩和脱水失重造成的流体串流和微间隙胶结不好的问题，展现出了良好的胶结能力和防气窜能力[19]。

领浆采用弹韧性低密度水泥浆，尾浆采用弹韧性防气窜常规密度水泥浆，双凝分界点位于1 000.00 m左右。领浆配方为： G级油井水泥+0.6%分散剂+2.8%降失水剂+1.2%缓凝剂+0.5%消泡剂+8.0%稳定剂+20.0%漂珠+5.0%弹性剂+水。领浆密度为1.55 g/cm3，API滤失量为45.0 mL，稠化时间为228.0 min，24.0 h顶部抗压强度9.3 MPa。尾浆配方为： G级油井水泥+0.6%分散剂+2.0%降失水剂+0.4%缓凝剂+0.5%消泡剂+2.0%稳定剂+2.5%弹性剂+水。尾浆密度1.87 g/cm3，API滤失量为35.0 mL，稠化时间120.0 min，24.0 h顶部抗压强度为15.6 MPa。

注入水泥浆之前，通过下入刚性和弹性扶正器保证套管居中度大于70%。同时，采用清洗液充分清洗界面以提高界面的水泥胶结程度。采用足量隔离液提高对泥浆的驱替效率。注入水泥浆时，采用紊流、塞流替浆技术，在降低环空流体阻力、防止井漏的同时提高顶替效率和固井质量。

4 应用效果

4.1 井漏复杂情况处理

施工期间，钻至井深57.00～58.85 m时，井下发生钻井液失返性漏失。现场利用复合堵漏剂泵至漏失井段，并间歇性憋压将其挤入地层，后又注入密度1.80 g/cm3的水泥浆进行固化，一次性堵漏成功。现场分析该段地层为赤山组至周冲村组过渡地带的灰岩地层，由于岩石破碎、裂缝发育致使井漏。其余钻进期间未发生漏失或井下事故，施工顺利。

4.2 钻井时效分析

设计钻井周期为100 d，实际钻井周期为76 d，总进尺2 330.00 m，取心进尺50.22 m，岩心长47.16 m，平均收获率93.91%。其中，导管纯钻进时间10.13 h，进尺81.00 m，平均机械钻速8.00 m/h； 一开纯钻进时间250.92 h，进尺1 223.00 m，平均机械钻速4.87 m/h； 二开纯钻进时间322.17 h，进尺1 026.00 m，平均机械钻速3.18 m/h。全井纯钻进共用时583.22 h，占完井周期的25.58%，总进尺2 330.00 m，平均机械钻速4.00 m/h。

在致密难钻地层井段，从二叠系栖霞组至泥盆系观音山组共使用1只混合钻头，钻进井段2 099.93～2 330.00 m，进尺230.07 m，平均机械钻速1.35 m/h，其机械钻速和使用寿命均好于同地层使用的牙轮钻头和PDC钻头。

4.3 井眼质量评价

地球物理测井结果显示: 0～1 000.00 m，全井最大井斜角为1.25°； 0～2 500.00 m，全井最大井斜角为3.18°。全井最大全角变化率为1.96°/30 m，井底水平位移为18.91 m，最大井径扩大率为10.20%。固井质量测井解释结果表明生产套管固井一界面以胶结良好为主，二界面以胶结中等为主。因此，可以认为该井完井井眼质量较好，能够满足工程、地质的质量要求，为下一步压裂试气做好了准备。

5 结论

(1)皖泾地2井工作区构造发育，地层多变。上部地层裂缝、溶洞、破碎带等岩溶发育，下部泥页岩水敏性好、承压能力弱，局部存在高压气层，发生井漏、缩径、垮塌、卡钻等复杂情况的风险极大，钻探施工面临巨大挑战。

(2)针对钻遇地层易发生漏失的情况，添加地层压力增强剂的随钻堵漏技术有效降低了漏失发生的概率。复合堵漏技术实现了对所发生的恶性漏失的一次性成功封堵，缩短了钻井周期。

(3)二叠系大隆组—孤峰组主要岩性为碳质页岩、硅质页岩，质硬、性脆、破碎严重，可钻性差、研磨性强，适宜选用页岩取心专用钻头，利用“少打勤提”措施进行取心，以保证取心收获率； 栖霞组至泥盆系观山组的地层中，砂岩、泥岩(页岩)呈不等厚互层，间夹灰岩、硅质页岩，中下部发育2套石英砂岩，软硬交错，变换频繁，适宜采用混合钻头钻进。

(4)针对二叠系泥页岩地层水敏性好、承压能力弱，易发生缩径、井壁垮塌、压差井漏等复杂情况，强抑制性的钻井液体系是实现该套地层优快钻进的保障措施，弹韧性双凝双密度固井技术能够满足压裂试气施工所需的固井质量。