丁页2HF页岩气水平井钻井技术

何 龙， 胡大梁， 朱 弘

(1.中国石化西南油气分公司钻井工程处，四川成都 610041；2.中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳 618002；3.中国石化勘探南方分公司，四川成都 610041)

重庆地区页岩气资源丰富，分布面积达7.6×104km2，地质资源潜力达1.275×1013m3，可采资源量2.05×1012m3。目前涪陵页岩气田已投产27口井，天然气产量接近3.0×106m3/d，预计2015年底将达到年产能5.0×109m3[1-3]。随着涪陵页岩气田的大规模开发，距离涪陵页岩气田约150 km的丁山地区，被业界认为是川东南页岩气地质资源量仅次于焦石坝的有利目标区。丁页2HF井是部署在丁山构造的页岩气预探井，作为该地区第一口页岩气水平井，在施工过程中遇到了储层埋藏深、地质不确定因素多、地层可钻性差、页岩地层易坍塌等多种钻井技术难点。在分析丁山构造地质特征之后，综合应用了多项钻井技术，很好地克服了各种技术难点，最终成功钻达目的层。笔者在介绍该井钻井技术措施的基础上，深入分析了其实钻效果，以期为丁山构造页岩气大规模勘探开发提供借鉴。

1 丁山构造地质概况

丁山构造位于四川盆地川东南地区林滩场-丁山北东向构造带，隶属于重庆綦江及綦江南区块，主体位于重庆市綦江区和贵州省遵义市境内，总矿权面积11 458 km2。页岩气主力储层为志留系龙马溪组：上部以厚层灰黑色灰质泥岩为主；中部以灰色-深灰色泥岩为主；下部以深灰色-黑色碳质泥岩为主[4-5]。该构造不同部位的地层差异性较大，构造高部位出露地层为嘉陵江组地层，缺失陆相地层和海相雷口坡组地层，储层埋深约2 100.00 m；构造低部出露地层相对较新，为侏罗系上沙溪庙组地层，储层埋深超过4 400.00 m，钻遇多达16套地层，预测陆相地层最高压力系数为1.15，海相地层的压力系数最高为2.00(栖霞组地层)，其余地层压力系数基本都在1.60以下。

2 井身结构及井眼轨道设计

LS2井是部署在丁山构造低部位的一口预探井，主要目的层是志留系石牛栏组，兼探茅口组及栖霞组，于2013年6月初钻至井深4 418.00 m完钻，自上而下钻遇了侏罗系、三叠系、二叠系和志留系地层。为评价龙马溪组下部泥页岩气层，中国石化部署了丁页2HF水平井，即在LS2井3 855.00～4 205.00 m井段打水泥塞，然后侧钻水平井。

2.1 井身结构设计

鉴于丁山2HF井为区域预探井，地质预测存在诸多不确定性和不可预见性因素，可能会发生井漏、井壁垮塌、钻遇高压盐水层等复杂情况，设计井身结构时应充分考虑地层和压力可能的变化，套管程序的选择需为各开次留有余地，同时考虑侧钻水平井的可能性，确保完成地质钻探目的。该井设计采用四开制井身结构:导眼,φ914.4 mm钻头×30.00 m，φ720.0 mm导管×30.00 m；一开，φ558.8 mm钻头×701.00 m,φ476.3 mm套管×700.00 m,封隔上部不稳定易垮层段；二开，φ406.4 mm钻头×2 089.00 m,φ339.7 mm套管×2 087.00 m，封隔嘉陵江组三段及以上地层，避免钻遇海相高压地层时引起上部低压地层发生井漏；三开，φ311.1 mm钻头×3 040.00 m，φ273.1 mm套管×3 038.00 m，封隔龙潭组易塌地层，保证四开安全钻进；四开，φ241.3 mm钻头×4 300.00 m，φ177.8 mm套管×4 297.00 m；采用φ241.3 mm钻头侧钻，侧钻至井深5 655.00 m完钻，下入φ177.8 mm套管，下深5 652.00 m。四开采用φ241.3 mm钻头是为侧钻水平井留有余地，同时也是易于处理井下故障；若侧钻水平段，四开就不下φ177.8 mm套管。

2.2 井眼轨道设计

丁页2HF井A、B靶点的垂深分别为4 376.50和4 440.50 m，靶前距为437.00 m。根据LS2井钻遇地层的岩性特点，侧钻造斜点选择在石牛栏组上部地层(井深4 010.00 m)，该地层为灰岩地层，井壁稳定性较好。采用“直—增—稳—增—平”五段制剖面，全角变化率分别为16.5°/100m和12.0°/100m，设计井深5 655.00 m，水平段长970.00 m，最大井斜角86.22°。该井的详细井眼轨道设计见表1。

表1 丁页2HF井井眼轨道设计Table 1 Design of trajectory for Well Dingye 2HF

3 主要钻井技术难点

丁页2HF井部署在丁山构造低部位，陆相地层厚约1 700.00 m，目的层埋藏深度比邻近的焦石坝构造约深2 000.00 m，根据地质特征，结合邻区探井实钻情况，分析认为该井主要存在以下钻井技术难点：

1) 陆相上部地层可能含有水层，邻区的LS1井(属于相邻构造，距丁页2HF井135 km)利用空气钻井技术钻至井深52.35 m时地层出水，出水速度5.8 m3/h，被迫转换钻井方式。受地层出水和井壁垮塌的影响，气体钻井应用井段提速效果受限。

2) 陆相地层厚度大，砂泥岩互层、岩石软硬交错频繁，尤其是自流井组和须家河组地层，厚约650.00 m，研磨性强，可钻性差；海相部分地层含燧石[6-7]，导致钻头使用寿命短、机械钻速低(常规钻井机械钻速仅为0.8 m/h左右)，全井钻头合理选型困难。

3) 水平段钻进过程中，钻具始终靠在下井壁上，钻具与井壁间产生较大摩擦阻力[8]。川西中浅层水平井钻井数据表明，水平段每增加100 m，滑动钻进摩阻约增大40 kN。该井水平段长接近1 000.00 m，预测最大摩阻约400 kN，托压现象严重。

4) 斜井段主要钻遇志留系地层，岩性以泥岩、灰岩为主，泥岩水化后易剥蚀掉块，且地层微裂缝发育，钻井液滤液容易沿微裂隙进入地层内部，破坏泥页岩的胶结性和原有的力学平衡，导致岩石碎裂，引起井壁失稳[9-10]。另外，由于水平段较长，要求钻井液具有良好的润滑防卡和携岩能力。

5) 页岩层存在坍塌周期，水平段钻进时间较长，井壁失稳导致井眼不规则，在斜井段和水平段套管与井壁接触段长，套管柱受到的侧向力较大，套管很难顺利下至预定位置[11-12]。水平段较长且采用油基钻井液，井壁界面油湿，套管居中度差，易造成顶替效率低和界面胶结强度差，固井质量难以保证。

4 钻井关键技术

针对丁页2HF井面临的钻井技术难点，借鉴焦石坝和川东北地区钻井提速的成功经验，结合各开次的地层特征，在直井段应用气体钻井、复合钻井技术，斜井段应用滑动导向和油基钻井液，配合优选的高效钻头，以实现优快钻井的目的。

4.1 陆相地层气体钻井技术

一开井段，φ558.8 mm井眼容积大，在泵排量60 L/s的条件下，钻井液环空返速约0.25 m/s，钻头施加的单位面积钻压仅1.14 N/mm2，比φ241.3 mm钻头小70%以上，常规钻井机械钻速低。采用空气钻井技术时，常因地层出水，大尺寸井眼中空气携岩困难，无法有效钻进。根据以上特点，采用泡沫钻井技术，优化气液比，保证出口返出连续，提高其携岩效果。

二开井段，钻遇上沙溪庙组至须家河组地层，地层硬度大，受钻井液密度影响大，在较高密度钻井液条件下机械钻速低。邻近的焦石坝构造应用气体钻井技术平均钻速达到7.0 m/h以上，而川东北地区元坝气田气体钻井平均钻速更高达12.61 m/h，提速均达到6倍以上。鉴于丁页2HF井钻遇地层的岩性特征与元坝气田相似，拟采用空气钻井技术，以降低井底岩屑压持效应，减少对岩屑的重复破碎，提高破岩效率；同时，加入减振器以减轻钻柱振动，避免发生由钻具疲劳损坏造成的井下故障。

4.2 海相地层复合钻井技术

三开和四开井段钻遇海相地层，包括嘉陵江组高压盐水层、长兴组气层、龙潭组煤层、茅口组高压层等多个复杂地层。由于地层古老，普遍含硫化氢，为保证井控安全，不能采用气体钻井技术。在可钻性相对较好的嘉陵江组至长兴组地层，选用攻击性较强的5刀翼或6刀翼、φ16.0 mm切削齿PDC钻头配合等壁厚螺杆钻进，以发挥等壁厚螺杆工作扭矩大、效率高、使用寿命长的优点，提高钻头破岩效率，减少起下钻次数。由于硬硅质条带对PDC钻头损坏很大，因此钻遇硬夹层时采用YTJ165液力推进器配合PDC钻头钻进[13]。该钻进方式采用液力加压方式，变钻铤机械刚性加压为水力柔性加压，并利用液体弹性吸收原理使钻压保持恒定，具有较好的减振效果，可有效减小钻头和钻柱等的振动冲击，防止跳钻。在海相深部的梁山组至石牛栏组地层，选用6刀翼、φ13.0 mm切削齿PDC钻头，兼顾钻头攻击性和抗研磨性；栖霞组地层含燧石，适合选用具有凸顶楔齿、金刚石复合齿保径及掌背强化特征的硬地层专用牙轮钻头。

4.3 斜井段井眼轨迹控制技术

4.3.1 侧钻井段

侧钻点井深4 010.00 m,该处为灰岩地层，井深4 025.00 m以深地层以灰色、深灰色泥岩为主，泥岩易水化剥蚀掉块、坍塌，该井段必须做好防塌、防漏、防卡的准备。简化钻具组合，采用“牙轮钻头+单弯螺杆”侧钻，设计钻具组合为φ241.3 mm牙轮钻头+φ185.0 mm1.5 °单稳定器单弯螺杆+浮阀+φ177.8 mm无磁钻铤×1根+MWD +φ158.8 mm钻铤×2根+φ139.7 mm加重钻杆×15根+旁通阀+φ139.7 mm钻杆。控制钻压在20 kN以下，控制钻时为200～300 min/m，待返出岩屑中无水泥成分时即确认侧钻成功。

4.3.2 造斜段和水平段

定向方式主要有滑动导向和旋转导向2种。滑动导向即采用“螺杆+MWD”组合，以滑动和复合2种方式交替钻进[14]，通过调整滑动和复合钻进的段长来调整造斜率，通过摆放工具面来调整井斜角变化率和方位角变化率，但在水平段后期钻进时黏附、托压现象较为严重。旋转导向具有定向机械钻速高、摩阻扭矩小、安全性高等优点，但费用高。

综合比较2种定向方式的优缺点，采用滑动导向钻进方式，钻具组合为φ241.3 mmPDC钻头+φ185.0 mm1.25°～1.50°单稳定器单弯螺杆+浮阀+φ177.8 mm无磁钻铤1根+MWD+φ158.8 mm钻铤×2根+φ139.7 mm加重钻杆×15根+旁通阀+φ139.7 mm钻杆，水平段采用φ241.3 mmPDC钻头+φ185.0 mm0.75°～1.00°双稳定器单弯螺杆的稳斜倒装钻具组合，该钻具组合能保证钻压传递，减轻托压现象。钻井过程中应以复合钻进为主，滑动钻进为辅，由于泥页岩易垮塌，在钻进过程中应避免定点循环，以免出现“大肚子”井段。

4.4 水平段强封堵油基钻井液技术

针对泥页岩地层易水化膨胀的问题，为保证井壁稳定，确保水平段安全钻进，使用油基钻井液钻进水平井段。油基钻井液具有抑制性强、对储层损害小、抗污染能力强、润滑性能好等优点。以柴油作为基础油，油水体积比85∶15，配方为柴油+2.5%～3.5%有机膨润土+3.0%～4.0%主乳化剂+3.0%～4.0%辅乳化剂+2.5%～3.5%油基降滤失剂+3.0%超细碳酸钙+2.0%封堵剂+3.0%磺化沥青+4.0%生石灰+重晶石粉+8.0%～10.0%氯化钙溶液，密度1.80 kg/L，黏度52 s，120 ℃条件下滤失量0.8 mL。

按油水比例，将氯化钙水溶液用钻井液枪打入油相体系中，利用钻井液枪的高速喷射，对水进行剪切，以促进油水乳化。钻井过程中维持钻井液中有适量多余的石灰，有利于保持乳化液的高温稳定性，防止电解质发生电离，并为乳化剂和其他处理剂提供适当的碱性环境。根据实钻时的岩屑返出情况，采用稠浆洗井，减少岩屑床沉积；适当提高钻井液的黏度和切力，以提高钻井液的携岩能力，保持井眼清洁。

4.5 长水平段全管柱固井技术

鉴于丁山2HF井水平段较长，为确保在φ241.3 mm井眼内φ177.8 mm套管顺利下至井底，先用φ241.3 mm牙轮钻头+φ236.0 mm/φ234.0 mm/φ215.0 mm三稳定器通井(扶正器之间使用φ177.8 mm钻铤)，再用φ241.3 mm牙轮钻头+φ236.0 mm/φ234.0 mm/φ235.0 mm/φ234.0 mm四稳定器充分通井，以确保井眼通畅。下套管时在浮鞋上接一根长1.0 m的短套管，安装旋流刚性扶正器1只，确保套管“抬头”和引鞋居中。设计采用“柴油+冲洗液+隔离液+低密度水泥浆”的四级冲洗工艺，保证井眼清洗效果和水泥浆不被污染。固井水泥浆密度均为1.90 kg/L，采用三凝水泥浆浆柱结构，领浆、中浆和尾浆的分界点为井深2 850.00 m和A靶点，中浆和尾浆采用弹韧性水泥浆，优选水泥外加剂，保证水泥浆与地层、钻井液的配伍性。水平井段采用密度为1.50 kg/L的轻浆做压塞液，使套管在浮力作用下有向井壁高边漂浮的趋势，以降低套管的偏心程度，提高水泥浆的顶替效率。

5 应用效果

通过综合应用气体钻井、复合钻井、优选高效钻头、强封堵油基钻井液、滑动导向钻井技术、长水平段套管下入等多项技术，克服了地质条件复杂、水平段长等钻井技术难点，丁页2HF井于2013年9月1日顺利钻至井深5 700.00 m完钻，具体的实钻井身结构及各开次平均钻速见表2。

丁页2HF井实钻水平段长1 035.00 m，实钻最大全角变化率为2.89°/30m(井深4 817.67～4 822.91 m)，基本实现了井眼轨迹的平滑过渡，见图1(投影方向0.37°)。A靶准确中靶，在井深5 000.00 m处钻遇灰岩后井眼轨迹上调，钻穿灰岩后为确保在储层中钻进又微降井斜，最终实现了水平段在优质页岩气层的钻进，如图2所示。现场应用中，油基钻井液乳化性能稳定，具有良好的润滑性能和井壁稳定能力，起下钻通畅，摩阻基本控制在200 kN以下。下套管过程中下入摩阻为200～300 kN，无挂卡套管现象，顺利下至井深5 696.77 m，且一次下入到位，四开油层套管固井质量综合评价为“优秀”。

表2 丁页2HF井实钻井身结构及各开次钻速Table 2 Actual casing program and penetration rate of Well Dingye 2HF

图1 丁页2HF井水平段全角变化率曲线Fig.1 Dogleg severity of horizontal section in Well Dingye 2HF

图2 丁页2HF井设计井眼轨道与实钻井眼轨迹对比Fig.2 Comparison of designed and actual trajectory for Well Dingye 2HF

丁页2HF井作为丁山构造完钻的第一口页岩气水平井，完钻井深和垂深均创当时国内页岩气水平井最深纪录；四开φ241.3 mm井眼内φ177.8 mm套管下深5 696.77 m，采用单级固井，一次封固至井口，创川渝地区单级固井井段最长纪录。2014年2月测试，获页岩气产量(4.3～10.5)×104m3/d，初步评价丁山构造页岩气地质资源量6 089×108m3，进一步拓展了川东南地区龙马溪组页岩气的勘探领域，显示了良好的勘探开发前景。

6 认识与建议

1) 丁页2HF井通过综合应用气体钻井、复合钻井、油基钻井液等关键技术，并通过优选高效钻头、优化钻具组合，实现了顺利钻进和完钻，为丁山构造同类井施工积累了经验。

2) 海相地层使用液力推进器配合“PDC钻头+等壁厚螺杆”钻井，能够有效减轻钻遇硬夹层时的钻柱振动，延长钻头的使用寿命。

3) 三稳定器/四稳定器通井和漂浮下套管技术可确保套管顺利下入；四级冲洗工艺和三凝水泥浆体系可保证油基钻井液条件下的固井质量。

4) 陆相上部地层出水会影响气体钻井应用效果，建议继续试验在元坝硬地层取得良好提速效果的“PDC钻头+高效井下动力钻具”复合钻井技术；水平段采用“单弯螺杆+水力振荡器”配合油基钻井液，能提高钻压传递效果，减轻钻具托压现象，进一步提高机械钻速。

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