陆相页岩气水平井钻井提速技术

马振锋，于小龙，杨全枝，杨先伦，李红梅，赵 毅

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院延安分院，陕西延安 716001；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

陆相页岩气水平井钻井提速技术

马振锋1，于小龙2，杨全枝2，杨先伦2，李红梅2，赵 毅2

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院延安分院，陕西延安 716001；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

针对延长油田页岩气水平井大井眼井段较长、造斜困难、多层位易漏、井壁易失稳、地层可钻性差的难题，本文开展了钻井提速研究。从井身结构进行优化、页岩井壁坍塌时变性规律、优选合适钻井液体系、优选钻头并设计新型钻头稳定器等方面开展了技术攻关。研究表明，将技术套管下深由“A”点提至井斜15°左右，可有效缩短大井眼造斜段长度，提高钻井效率；复合堵漏剂YC-1桥堵、充填都可以起到良好的堵漏效果；表面活性剂KZ-1能短时间内在岩屑表面形成吸附膜，加速岩屑脱离井底的过程；白油基钻井液具有较强的抑制性，有利于保持井壁稳定；“PDC+新型近钻头稳定器”组合能显著提高钻头破岩效率，降低钻井液的“压持效应”。现场应用表明，在钻遇地层相同、钻井难度增加的情况下，钻井周期分别缩短了10.77%和37.38%。

陆相页岩气；井身结构；井壁稳定；钻井液；机械钻速；压持效应

鄂尔多斯盆地东南部三叠系延长组及二叠系山西组具有页岩气成藏的有利条件[1-3]。延长油田于2009年开始在该区域进行页岩气勘探，取得了一定成果。目前页岩气开发仍以直井、定向井为主，水平井存在钻井复杂、事故多发、机械钻速慢、钻井周期长等问题。本文从地质和工程角度分析了陆相页岩气水平井钻井的技术难点，通过一系列室内试验研究，提出了针对鄂尔多斯盆地陆相页岩气的水平井钻井提速技术。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡地层平缓，区域构造为东高西低的单斜构造，局部发育小型鼻状隆起。盆地东南部第四系主要为灰黄色粉砂质黄土，易发生失返性漏失，与下伏地层不整合接触。白垩系地层以块状中—粗砂岩为主，厚度较大，易漏易塌。侏罗系地层主要为灰绿色、棕红色泥岩与灰白色中细砂岩不等厚互层。三叠系上部地层以砂岩、砂泥岩为主，易发生井漏等复杂事故；中部地层较为稳定，以砂岩为主；下部刘家沟组承压能力较差，易发生反复性漏失。二叠系上部石千峰组稳定性差，井漏较为普遍，中下部地层稳定。延长组长7段与山西组山1段泥页岩层理发育，为页岩气主要储集层。

2 技术难点

(1)大井眼井段较长，造斜困难。研究区水平井钻井二开一般采用12-1/4 in钻头，井眼尺寸大，且造斜段主要在二开，钻进过程中滑动钻进多、复合钻进少，机械钻速低。

(2)地层压力低，多层位易漏；井壁易失稳。延长组地层水敏性强且地层压力较低，地层微裂缝发育，在水力尖劈作用下，裂缝不断延伸，井漏现象时常发生。同时，泥页岩与钻井液滤液接触发生水化膨胀，导致井壁失稳。

(3)第四系以下地层可钻性差。该区地层岩石硬度达1500 MPa以上，可钻性级值达7.5以上，部分井段地层可钻性极差，单只钻头进尺仅为20～36 m，纯钻时间为15～30 h，平均机械钻速约为1 m/h。

(4)钻井液压持效应对机械钻速影响大。当钻头牙齿切下地层岩屑时，需要钻井液迅速将岩屑携带出井底，实现钻头继续破岩。但由于喷嘴射流速度较高，在井底形成正压力，阻止已脱离母体的岩屑脱离，导致岩屑反复破碎，影响机械钻速。

3 技术措施

3.1 井身结构优化

井身结构设计是钻井工程设计的重要内容之一[4-6]，合理的井身结构设计既可最大限度地避免漏、喷、塌、卡等事故的发生，又能最大限度地降低钻井成本。从延长油田地层压力剖面及已钻井钻井液密度可知，二开井身结构能满足钻探要求，但由于钻遇易漏层较多且钻开储层采用油基钻井液，出于安全和经济考虑，施工采用三开井身结构。因此，井身结构设计的关键在于二开井深的确定。

根据施工现场对漏失层位的精确把握，对井身结构进行优化，将技术套管下深由“A”点提至井斜15°左右，将有效缩短大井眼造斜段长度，节约套管500 m以上，提高钻井作业效率。

3.2 井壁稳定性控制

泥页岩地层强度具有明显的各向异性[7]。实践证明，井壁稳定性不仅与地应力有关，而且与井眼轨迹(井斜角、方位角)相关。根据摩尔-库仑准则建立地层坍塌压力的计算模型，得到延长陆相页岩气储层坍塌压力当量钻井液密度在0.85～1.05 g/cm3之间，且各井之间差异较大。结合地应力及地层强度参数，对延长陆相页岩气储层坍塌压力随井斜角和方位角的变化规律进行计算，结果如图1所示。

图1 页岩气储层坍塌压力风险分布图Fig.1 Risk distribution of collapse pressure in continental shale gas reservoir

由图可知，受地层各向异性性质及地应力的影响，沿不同方位和井斜钻进，页岩气储层坍塌风险差别较大。沿不同方位向页岩气储层钻进，当井斜角小于某一临界值时，井斜角对坍塌压力的影响不大，但当井斜角超过这一临界值时，坍塌压力将突然增大，这一角度大致在50°左右；沿方位75°左右钻进时，井眼坍塌风险最小，沿方位155°钻进时，井眼坍塌风险最大，主要是因为地层破坏方式发生了由斜交层理面的剪切破坏向沿层理面的剪切破坏及弯曲失稳的改变。

造成井壁失稳的原因主要为钻井液侵入引发井周附加应力，降低井壁的有效支撑力，同时流体侵入削弱了地层的强度。为此，首先研究了流体渗透引起的孔隙压力变化和附加应力。实际地层中钻井液主要沿裂缝面和层理面渗流，存在很大的随机性，为方便计算将地层简化成各向同性的均质连续介质，可利用多孔介质线性单相渗流基本方程评价地层孔隙压力分布情况：

1r∂∂rr∂p∂r=ΦμCK∂p∂t

(1)

式中r——渗流半径，m；p——地层压力，MPa；Φ——地层孔隙度，%；μ——流体黏度，mPa·s；C——地层及其所含流体的综合压缩系数，MPa-1；

K——地层渗透率，mD；

t——时间，h。

依据孔隙弹性理论，渗流作用对井周地层的拖曳力及孔隙压力变化引起的岩石骨架应力变化，将引发井周附加应力场。假设井眼处于平面应变状态，孔隙流体向井眼内流动引发的井周附加应力场可由下列公式计算：

σrr=α(1-2v)1-v1r2∫rrwpf(r,t)rdr

(2)

σθθ=-α(1-2v)1-v1r2∫rrwpf(r,t)rdr-pf(r,t)

(3)

σzz=α(1-2v)1-vpf(r,t)

(4)

其中：

pf(r,t)=p(r,t)-p0

式中p0——地层原始孔隙压力，MPa；σrr、σθθ、σzz——井眼周围的径向、周向和垂向应力，MPa；

r——渗流半径，m；

α——地层Biot系数；

v——地层泊松比。

将孔隙压力计算模式及孔隙压力引发的附加应力场计算模式引入井周应力状态计算方程。假设在井壁坍塌压力最高的水平最小地应力方向钻井，井壁坍塌压力随井眼钻开时间的变化规律预测如图2所示。

图2 页岩气水平井井壁坍塌压力随井眼钻开时间的变化图Fig.2 Variation of collapse pressure with time in continental shale gas horizontal well

由图可知，井眼钻开后，短时间内井壁坍塌压力降低，但随后坍塌压力随井眼钻开时间快速增加。3d左右坍塌压力即恢复到初始坍塌压力水平。之后坍塌压力的增加速率逐渐降低，10d左右增加至1.30。

3.3 钻井液技术

3.3.1 复合堵漏剂YC-1

延长油田地层压力复杂，同一井段地层压力系数相差悬殊，地层漏失压力较低[8]，导致安全密度窗口较窄，甚至出现负安全密度窗口。页岩储层微裂缝发育，易发生裂缝性漏失，钻井过程中常采用桥接堵漏的方法。室内用沥青和石英砂进行复配组合，形成了适合延长油田地层特性的复合堵漏剂YC-1，将YC-1粗颗粒(40～80目)和细颗粒(80～120目)以1∶1的比例加入钻井液中进行钻井液高温高压封堵试验(表1)。

试验结果表明：复合堵漏剂YC-1具有良好的高温高压封堵效果，在加压到500psi后基本实现了完全封堵。YC-1粗颗粒和细颗粒的加量比例为1∶1，但总浓度不应超过5%。

3.3.2 表面活性剂KZ-1

钻头钻入地层会在周围形成裂缝，钻井液会沿裂缝侵入地层并与岩屑发生作用，在钻井液作用下岩屑离开井底。岩屑离开井底的时间越短，钻头的破岩效果越好，机械钻速越高。

表1 YC-1高温高压封堵试验数据表Table 1 Sealing test data with high temperatureand pressure of YC-1

注：①1 psi=6.895×10-3MPa。

通过室内试验对钻井液性能进行优化调整，优选出具有强润湿性的表面活性剂KZ-1，能够迅速进入地层裂缝，使岩屑表面发生润湿反转，快速脱离井底。室内试验以湿接触角和表面张力来评价KZ-1的润湿性。

结果发现：表面活性剂KZ-1能显著降低岩屑的表面张力，短时间内在岩屑表面形成吸附膜，改变岩屑表面的润湿性，加速岩屑脱离井底的过程。

3.3.3 油基钻井液技术

为解决水平段钻进过程中大段泥页岩裸眼段易发生井壁失稳垮塌事故的难题，必须保证钻井液具有较强的抑制性，有利于保持井壁稳定，同时具有较好的体系黏度和润滑性，实现岩屑携带的同时防止卡钻发生。通过单剂筛选和大量试验调整优化配方，优选出适合的有机土、乳化剂和润湿剂及其加量，形成了室内试验性能良好的白油基钻井液配方(表2)，其具有较强的抑制泥页岩水化膨胀性能，且满足环保要求。

3.4 提高钻头破岩效率

3.4.1 钻头优选

对邻近直井岩心分别进行硬度、抗压强度和可钻性试验，得到了地层可钻性级值，依据可钻性优选出适合地层的钻头，并在实钻中根据单只钻头进尺和寿命对钻头做出进一步的优选，建立了适合延长油田陆相页岩气水平井的钻头数据库(表3)。

表2 油基钻井液性能参数表Table 2 Performance parameters of oil-based drilling fluid

注：①PV—塑性黏度；YP—屈服值。

表3 岩石力学参数统计及钻头选型数据表Table 3 Mechanical parameters of rocks and bit type selection

3.4.2 近钻头稳定器

为解决钻井过程中压持效应引起的岩屑重复破碎[9-10]，设计了一种新型近钻头稳定器(图3)。通过在近钻头稳定器上增加若干个上返通道并安装喷嘴，使部分钻井液在钻井过程中向上喷出，在井底形成负压脉动，减小“压持效应”，提高了钻头破岩效率。

4 现场应用

4.1 现场技术应用

YA3井为一口水平井，目的层为中生界三叠系延长组。通过井身结构优化设计，缩短大井眼造斜

段232 m。二开斜井段钻井液中加入0.5%的KZ-1，进入长2+3后(井深约910 m)加入2%复合堵漏剂YC-1，顺利钻进至井深1206 m，发生井漏；后加入15t随钻堵漏剂YC-1、1 t LV-CMC及12 t膨润土，继续钻进8 h后，随钻堵漏成功。二开平均机械钻速达3.9 m/h。三开水平段钻柱中加入近钻头稳定器，优选适合地层的PDC钻头，平均机械钻速达13.17 m/h。

YB1-1井为该区另一口水平井，目的层为山西组。通过井身结构优化设计，缩短大井眼造斜段533 m。二开钻井液中加入0.5% KZ-1及2%YC-1；钻进过程中分别在井深1080 m、1837 m及2015 m时发生渗透性井漏，及时加入复合堵漏剂YC-1、LV-CMC及膨润土，采用随钻堵漏的方式成功堵漏。三开钻具中加入近钻头稳定器，平均机械钻速达到6.2 m/h。

4.2 应用效果分析

水平井钻井提速技术成功应用于鄂尔多斯盆地中生界及古生界陆相页岩气钻井，三开钻井过程中未发生井漏、卡钻等复杂事故，钻井提速效果明显，中生界和古生界水平井钻井周期分别减少了10.77%和37.38%

在钻遇地层相同、钻井难度明显增加的情况下，YA3井钻井周期为58d，较同井场YA1井缩短7d；YB1-1井二开过程中发生井漏3次，钻井周期67d，较同井场YB1井减少井漏4次，缩短钻井周期40d(表4)。

表4 钻井提速技术现场应用效果表Table 4 Application of drilling speed improving technology

注：①YA3井为三维水平井。

5 结论

(1)三开井身结构设计能够满足延长陆相页岩气水平井钻井需求，合理缩短二开井眼长度；能大幅降低钻井难度，提高机械钻速。

(2)井眼钻开后，短时间内井壁坍塌压力迅速降低，随后坍塌压力缓慢增加至初始坍塌压力，增加速率逐渐降低并趋于一恒值。

(3)复合堵漏剂YC-1桥堵、充填都可以起到良好的堵漏效果；表面活性剂KZ-1能短时间内在岩屑表面形成吸附膜，加速岩屑脱离井底的过程；白油基钻井液具有较强的抑制性，有利于保持井壁稳定，且满足环保要求。

(4)“PDC+新型近钻头稳定器”组合能显著提高钻头破岩效率，降低钻井液的“压持效应”，钻井提速效果明显。

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TheTechnologyofImprovingRateofPenetrationinContinentalShaleGasHorizontalWell

Ma Zhenfeng1, Yu Xiaolong2, Yang Quanzhi2, Yang Xianlun2,Li Hongmei2, Zhao Yi2

(1.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Yan＇anBranch,Yan＇an,Shaanxi716001,China; 2.ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,xi＇an,Shaanxi710075,China)

Research on improving the rate of penetration has been carried out, aimed at long big hole, difficulty in building, loss of multilayer, poor stability of borehole and poor formation drillability in shale gas horizontal well Yanchang oil. The key technologies were casing programme optimization, shale collapse regularity, selection of drilling fluid system, bit selection and design a new type stabilizer. The results showed that changing the depth of intermediate casing from point “A” to inclination about 15°could shorten the length of big hole and improve the drilling efficiency; YC-1 had a good effect in plugging and filling; KZ-1 could form adsorption film on the surface of the cuttings quickly and accelerate the cuttings out from the bottom; white oil-based fluid had strong inhibition property which was helpful to the borehole stability; combination PDC and new stabilizer could improve rock-breaking efficiency significantly and reduce the chip hold-down effect. The practices showed that drilling cycle was shortened by 10.77% and 37.38% when the drilling formation was the same and the drilling difficulty was increased.

continental shale gas; well configuration; borehole stability; drilling fluid; rate of penetration; chip hold down effect

国家高技术研究发展计划(863计划)项目“页岩气钻完井及储层评价与产能预测技术研究”(2013AA064501)、陕西省科技统筹创新工程计划课题“陆相页岩气水平井钻完井工艺技术攻关”(2012KTZB03-03-02)联合资助。

马振锋(1984—)，男，工程师，主要从事石油油气井力学、信息与控制方面的科研工作。邮箱：249690334@qq.com.

TE242

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