涪陵江东与平桥区块页岩气水平井井眼轨迹控制技术

宋 争

(中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司，重庆 408014)

涪陵页岩气田是国内首个进行商业开发的大型页岩气田[1-5]，2015年底涪陵页岩气田一期年产50×108m3产能建设顺利完成，与此同时，涪陵二期年产50×108m3产能建设正式启动。其中，涪陵一期产建区主要位于焦石坝区块，涪陵二期产建区则集中在江东与平桥区块。江东与平桥区块地处川东南褶皱带复杂构造区，区块内断层发育、地层倾角大，区块内已完钻的46口井(截至2017年6月)钻探结果表明，钻井施工中面临井眼轨迹调整频繁、摩阻扭矩大和中靶难度大等技术难题和挑战，而前期可供借鉴的技术经验有限。笔者针对上述技术难题，进行了井眼轨道剖面优化设计、钻具组合和钻进参数协同优化，开展了旋转导向技术、近钻头随钻测量技术、提速工具和降摩减阻工具技术的综合配套技术应用研究，初步形成了适应于涪陵江东与平桥区块的页岩气水平井井眼轨迹控制技术，为该区块钻井提速提效提供了技术支撑。

1 井眼轨迹控制难点

1.1 岩性变化大，标识层不清晰，A靶点调整幅度大，中靶难度高

浊积砂岩是涪陵地区龙马溪组上部发育的一套砂岩地层，也是优质页岩储层的“盖层”。作为涪陵地区确定技术套管下深和井眼轨迹控制的重要标识层，与一期焦石坝区块相比，涪陵二期江东与平桥区块的浊积砂岩埋深及厚度变化显著，随钻伽马曲线与上部地层相比变化幅度小，标识层不清晰，导致地质导向评价分析准确度降低[4-5]。由于A靶点垂深预测偏差大，调整幅度大，造成三开井眼轨迹调整频繁，摩阻扭矩大，轨迹控制难度大，中靶难度高。如焦页89-1HF井前期误将一段低伽马值地层视为浊积砂岩，3次上提A靶点垂深，累计上提60.00 m，为满足A靶点调整后的井眼轨道设计要求，施工方更换高造斜率钻具组合和牙轮钻头，钻遇浊积砂岩后，又将A靶点垂深下调85.00 m，在100.00 m井段内A靶点调整4次，导致起下钻更换钻具组合2次，累计耗时38 h。焦页90-2HF井也因浊积砂岩标识层不清晰4次调整A靶点垂深，为应对靶点调整后的井眼设计轨道要求，最高造斜率达9.0°/30m，导致500.00 m井段内井斜角累计增降70.0°，井眼轨迹呈大波浪形，摩阻扭矩大幅增加，定向托压严重，造成后期钻进困难，并带来较大的井下安全风险。

1.2 水平段地层倾角变化大，井眼轨迹调整频繁

涪陵江东与平桥区块部分井水平段井眼轨迹调整频繁。如焦页108-6HF井井眼轨迹共调整48次，日均2次以上，平均机械钻速5.48 m/h。由于井眼轨迹调整频繁，导致井眼呈波浪状，摩阻扭矩增大，定向托压严重，机械钻速低。焦页184-2HF井和焦页185-3HF井后期定向井段机械钻速均低于2.0 m/h，而且执行调整指令耗费时间长，单次指令执行时间10～12 h。与涪陵一期焦石坝区块相比，江东与平桥区块定向井段机械钻速降幅达29.3%。

2 井眼轨迹控制技术

针对江东与平桥区块在井眼轨迹控制过程存在的岩性变化大、中靶难度高、水平段地层倾角变化大和井眼轨迹调整频繁等技术难题，进行了井眼轨道参数及剖面优化设计、钻具组合与钻井参数协同优化研究，并进行了旋转导向技术和近钻头随钻测量技术等先进钻井技术的探索性试验。

2.1 井眼轨道优化设计

主要从造斜点、造斜率和轨道参数等方面入手，优化了井眼轨道设计，提高了定向施工效率。

2.1.1 造斜点优选

造斜点的合理选择对三维水平井至关重要，通过合理优选造斜点位置，可提高三维水平井扭方位井段的定向施工效率[6]，提高井眼轨迹光滑度，达到降摩减阻的效果，实现提速提效。

江东与平桥区块造斜点的优选原则为：1)造斜点所在地层稳定性、可钻性要好,建议选择在韩家店组地层,避开可钻性差、钻具振动剧烈和工具面稳定性差的龙潭组-茅口组地层；2)与焦石坝区块相比，造斜点位置上提200.00～300.00 m，既可保证在小井斜井段扭方位，减少扭方位的难度；又可避免稳斜段过长，达到降摩减扭的目的。

2.1.2 造斜率设计

统计分析涪陵江东与平桥区块部分井常用钻具组合的造斜能力，给出了二开造斜段、三开造斜段造斜率的限制范围。

二开造斜段常用钻具组合为：φ311.1 mm钻头+φ216.0 mm×1.25°单弯螺杆+φ280.0～290.0 mm稳定器+φ203.2 mm无磁短节+φ203.2 mm浮阀+φ203.2 mm钻铤+φ139.7 mm加重钻杆+φ139.7 mm钻杆。40余口井的实钻数据统计表明，该钻具组合的实际造斜率约为(4.8°～5.1°)/30m，因此，建议二开造斜段设计造斜率不大于4.8°/30m。

三开造斜段常用钻具组合为：φ215.9 mm钻头+φ172.0 mm×1.25°单弯螺杆+φ208.0 mm稳定器+φ177.8 mm止回阀+φ203.2 mm无磁钻铤+φ127.0 mm加重钻杆+203.2 mm水力振荡器+φ127.0 mm钻杆+φ139.7 mm钻杆。分析结果表明，该钻具组合的造斜率为(6.0°～7.5°)/30m，因此，建议三开造斜段设计造斜率不大于6.0°/m。

根据涪陵江东与平桥区块的实际钻进情况，在造斜率限制范围内制定了以下设计原则：1)以降低摩阻扭矩为主；2)兼顾滑动与定向复合比例关系；3)考虑特殊地层钻进要求。

另外，在造斜率选择过程中，龙潭组-茅口组上部、部分韩家店组和小河坝组含砂量高的地层及龙马溪组浊积砂岩地层尽量设计采用复合钻进或造斜率低于3.0°/30m。

为此，二开井段造斜率推荐(3.6°～4.2°)/30m，既可兼顾低摩阻要求，还可降低滑动进尺比例；三开造斜段造斜率推荐(5.4°～6.0°)/30m，可针对靶点调整的实际工况，预留井眼轨迹调整空间。

2.1.3 井眼轨道类型选择

1) 采用渐增式轨道设计。采用渐增式轨道设计，降低初始定向时的造斜率，降低定向初期施工压力，同时保证设计井眼轨道有调整井段，可应对A靶点的频繁调整。

2) 明确扭方位井段。扭方位井段的井斜角以小于30°为宜，尽量避免在井斜角30°～60°井段内扭方位，尤其是在易形成岩屑床的45°～60°井段。在小井斜角条件下进行扭方位施工作业，可减少定向工作量，提高定向效率。

2.2 钻具组合与钻井参数优化

借鉴涪陵地区前期钻具组合和钻进参数优化准则[4]，通过统计涪陵江东与平桥区块的现场实际施工数据，优选了不同井段的钻具组合及钻进参数。

1) 二开造斜段、稳斜段推荐钻具组合为：φ311.1 mm钻头+φ215.9 mm×1.25°单弯螺杆+φ203.2 mm短钻铤+φ285.0 mm稳定器+浮阀+φ203.2 mm无磁钻铤×1根+MWD无磁悬挂短节+φ158.8/177.8 mm钻铤×6根(φ203.2 mm钻铤×2根)+φ127.0 mm加重钻杆×30根+φ127.0 mm钻杆。

推荐钻进参数为：1)PDC钻头钻进，钻压80～120 kN，排量45～55 L/s，转速40～50 r/min；2)牙轮钻头钻进，钻压160～200 kN,排量45～55 L/s,转速40～60 r/min。

2) 二开扭方位井段推荐钻具组合为：φ311.1 mm钻头+φ215.9 mm×1.25°螺杆+短钻铤+浮阀+φ285.0 mm稳定器+φ203.2 mm无磁钻铤+LWD无磁悬挂 +φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×21根;如大井斜扭方位困难，则简化钻具组合,用无磁承压钻杆替代无磁钻铤，或使用水力振荡器。

推荐钻进参数为：1)PDC钻头钻进,钻压80～120 kN，排量45～50 L/s，转速40～50 r/min；2)PDC-牙轮复合钻头钻进，钻压100～160 kN，排量45～50 L/s，转速40～60 r/min。

3) 三开造斜段推荐钻具组合为：φ215.9 mm钻头+φ172.0 mm×1.25°螺杆+浮阀+φ210.0 mm 稳定器+φ127.0 mm无磁承压钻杆+LWD无磁悬挂+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×21根，并根据待钻井眼轨道设计选择是否加装欠尺寸稳定器。

推荐钻进参数为：1)PDC钻头钻进，钻压80～120 kN，排量26～35 L/s，转速40～50 r/min；2)PDC-牙轮复合钻头钻进，钻压120～160 kN，排量26～35 L/s，转速40～60 r/min。

4) 三开水平段推荐钻具组合为：φ215.9 mm PDC钻头+φ172.0 mm×1.00°/1.25°螺杆+φ210.0/212.0 mm稳定器+浮阀+φ127.0 mm无磁承压钻杆+LWD无磁悬挂+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆+φ127.0 mm加重钻杆×21根+φ127.0 mm钻杆。

推荐钻进参数为：钻压60～120 kN，排量26～35 L/s，转速40～50 r/min。

2.3 先进钻井技术的配套应用

2.3.1 旋转导向钻井技术

旋转导向钻井技术可在钻柱旋转状态下，有效控制井眼轨迹，具有钻压传递稳定、机械钻速高、轨迹调整便捷、井眼清洁度高和井眼轨迹光滑等优点，在提高钻井效率、降低井下卡钻风险和保证井眼质量等方面较常规定向工具有较大优势[7-9]。为此，在定向工作量大、定向施工托压严重的焦页52-3HF井二开扭方位井段，选用了Archer旋转导向钻井系统进行旋转导向钻进。实钻结果表明，该井机械钻速提高了161%，并解决了定向托压问题(见表1)。

表1 焦页52-3HF井旋转导向钻井效果与邻井常规导向钻井效果的对比Table 1 Contrast of ROP between RRS of Well JY52-3HF with conventional drilling of adjoining well

旋转导向钻井技术虽然提速效果明显，但其成本高昂，需要进一步评价分析该技术在涪陵江东与平桥区块的经济性及适用性。

2.3.2 近钻头随钻测量技术

近钻头随钻测量系统由于测点距钻头在1.00 m以内，较常规测量仪器具有较大优势(常规MWD仪器距井底约为17.00 m)，可提高井眼轨迹控制的精度，及时发现地层变化情况，在指导调整井眼轨迹时时效性较强，可提高优质页岩气层的钻遇率[10-11]。

为应对涪陵江东与平桥区块的复杂地质条件，提高优质储层的钻遇率，涪陵江东与平桥区块目前已有17口井配套应用了近钻头随钻测量技术，优质储层的钻遇率均在90%以上(见表2)。

表2近钻头随钻测量技术使用情况对比

Table2Theapplicationresultcontrastinwelldrillingbetweenthosewithnear-bitMWDandMWD

平台井号水平段长/m1+3号层段长/m1+3号层钻遇率,%备注67平台67-1HF1138.001119.0098.3近钻头67-3HF1555.001483.0095.4MWD52平台52-1HF1531.00718.0046.9MWD52-2HF1750.001364.0077.9近钻头64平台64-5HF1354.001287.0095.1近钻头64-6HF1515.001435.0094.7近钻头64-2HF1610.001064.0066.1MWD

3 降摩减阻及提速工具的应用

为解决江东与平桥区块页岩气水平井二开扭方位段定向托压、小河坝含砂地层与浊积砂岩地层定向困难和机械钻速慢等技术难题，配套应用了超短保径PDC钻头、PDC-牙轮复合钻头和水力振荡器等降摩减阻工具。

3.1 超短保径PDC钻头

与常规PDC钻头相比,超短保径PDC钻头保径长度短，有利于侧向切削，提高PDC钻头的造斜能力。该钻头在焦页191-1HF井进行了现场应用，钻头进尺414.00 m，平均机械钻速4.99 m/h，较邻井机械钻速提高25.0%以上；并且该钻头应用于二开扭方位段，顺利完成扭方位92.4°，未出现定向托压问题。

3.2 PDC-牙轮复合钻头

PDC-牙轮复合钻头兼具PDC钻头和牙轮钻头的优点，具有良好的耐磨性，防托压效果良好。与牙轮钻头相比，该钻头单只钻头进尺长，机械钻速高；与PDC钻头相比，该钻头可解决定向托压问题，定向工具面稳定。该钻头在涪陵江东与平桥区块多口井的三开造斜段进行了应用，平均提速达20.0%以上，并且定向托压问题得到了缓解。其中，焦页89-1HF井在三开井段钻遇浊积砂岩地层后使用PDC-牙轮复合钻头钻进，机械钻速5.51 m/h，同比提高 50.0%以上；焦页184-2HF井在三开造斜段使用PDC-牙轮复合钻头钻进，进尺399.00 m，平均机械钻速4.60 m/h，同比提高20.0%；焦页185-3HF井在三开造斜段使用PDC-牙轮复合钻头钻进，进尺397.00 m，平均机械钻速4.46 m/h，同比提高23.0%。

3.3 水力振荡器

为解决涪陵江东与平桥区块的定向托压问题，配套应用了水力振荡器。水力振荡器可以将钻井液的能量转换为机械振动能量，使钻柱产生周期性的振动激励，带动钻柱轴向振动，将静态摩阻转变为动态摩阻，达到降低摩阻扭矩的目的，使钻压更易传递[6,12-16]，工具面可操控性和稳定性更佳，从而减少非钻进时间，提高钻进效率。定向托压严重的7口井应用了水力振荡器，平均应用井段长1 346.00 m，工具寿命达100 h以上，平均机械钻速较邻井提高20%以上，并且滑动钻进过程托压现象明显缓解，工具面摆放顺利，对常规钻井作业无任何不利影响。

4 结论与建议

1) 涪陵江东与平桥区块地质构造复杂，区块内断层发育、地层倾角大，导致钻井施工中存在岩性变化大、标识层不清晰、A靶点调整幅度大、中靶难度高、水平段地层倾角变化大和井眼轨迹调整频繁等技术难题。

2) 通过调整涪陵江东与平桥区块页岩气水平井造斜点位置，优选造斜率、井身剖面类型和钻具组合及钻进参数，可减少扭方位工作量，提高定向施工效率；配套超短保径钻头、PDC-牙轮复合钻头和水力振荡器,机械钻速提高20%，并缓解了托压现象；引入旋转导向钻井技术及近钻头随钻测量技术，强化了井眼轨迹的控制能力，提高优质储层的钻遇率。

3) 建议针对涪陵江东与平桥区块的地质特点进一步开展各类降摩减阻工具和导向工具在不同井段的适用性分析评价，以提高地质预测精度，减少靶点调整次数，降低定向施工难度，提高钻井速度，缩短钻井周期。

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