川东南地区深层页岩气钻井关键技术

臧艳彬

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101；2.中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)

深层页岩气是指储层埋藏深度为3 500.00～4 500.00 m的页岩气[1]。我国深层页岩气资源量巨大[2]，据测算，中国石化在川东南地区探测到的深层页岩气资源量高达4 612×108m3，主要分布于涪陵地区平桥和江东区块及丁山、威荣、永川等地区，这些地区将成为中国石化未来页岩气勘探开发的重点地区。中国已在涪陵页岩气田焦石坝、长宁等区块实现了中浅层页岩气的商业化开发，并通过优化页岩气水平井井身结构、研发耐油螺杆钻具和定向PDC钻头、开发低油水比油基钻井液和弹韧性水泥浆，形成了3 500.00 m以浅页岩气优快钻井技术[3-6]和分开次的钻井提速工艺、技术，创建了适合山地特点的“井工厂”钻井作业模式[7]，支持了3 500.00 m以浅页岩气的经济有效开发。由于深层页岩气的地质特征与中浅层相比差别较大，导致深层页岩气钻井存在机械钻速低、钻井周期长和成本高等技术难点[8]，无法满足经济有效开发要求。国外针对深层页岩气钻井存在的技术难点开展了大量的研究和现场实践，取得了重要进展：美国通过开发Eagle Ford、Haynesville和Cana Woodford区块[9-11]的深层页岩气，将深层页岩气井井身结构优化设计为三开井身结构，采用高造斜率旋转导向系统(15°/30m)控制井眼轨迹，研发应用了AxeBlade斧式金刚石切削齿钻头和Kymera XT混合钻头，开发了耐温180 ℃、密度1.8～2.1 kg/L的油基钻井液和泡沫水泥浆。而我国深层页岩气的勘探开发刚刚起步，深层页岩气钻井技术尚不成熟，机械钻速较低，钻井周期较长，如川东南涪陵地区页岩气井平均垂深3 500.00～4 000.00 m，平均机械钻速5.77 m/h，钻井周期长达120 d。基于此，笔者针对川东南地区深层页岩气主要钻井技术难点，从井身结构优化、钻井提速技术、井眼轨迹控制、高密度油基钻井液和深层页岩气固井技术等方面入手，通过研究和实践形成了川东南地区深层页岩气钻井关键技术，并在平桥、江东等区块进行了应用，取得了显著效果。

1 国内外深层页岩气钻井技术对比

1) 井身结构。国外主要采用三开井身结构：一开，采用φ342.9 mm钻头钻进，下入φ273.1 mm套管；二开，采用φ250.8 mm钻头钻进，下入φ193.7 mm套管(直井段)，水泥返高1 000.00 m；三开，采用φ171.5 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm套管，水泥返高2 000.00 m。国内深层页岩气主要采用四开井身结构：一开，采用φ609.6 mm钻头钻进，下入φ476.2 mm套管；二开，采用φ406.4 mm钻头钻进，下入φ339.7 mm套管；三开，采用φ311.1 mm钻头钻进，下入φ244.5 mm套管；四开，采用φ215.9 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm套管；各开次水泥均返至地面。可以看出，国内深层页岩气井每个开次的井眼直径均比国外大，且水泥均返至地面，影响了深层页岩气钻井提速提效。

2) 钻井提速。国外研发的个性化的AxeBlade斧式金刚石切削齿钻头和Kymera XT混合钻头性能稳定、提速效果显著；国内深层页岩气井钻井主要应用适用于中深层页岩气井的等壁厚耐油螺杆(耐温170 ℃，寿命150 h)、高效破岩钻头[11]、旋转冲击器、液力推进器等提速工具和水力振荡器防托压工具，针对性差，造成深层页岩气井机械钻速低、钻井周期长。

3) 井眼轨迹控制。国外深层页岩气井多采用旋转导向钻井技术，应用比例达50%以上；造斜段采用高造斜率旋转导向系统(15°/30m)，水平段采用旋转导向集成近钻头地质导向仪器，钻井周期缩短20%以上。如Haynesville区块页岩气井采用高造斜率旋转导向系统，连续16口井实现了一趟钻完成造斜段和水平段钻进，平均钻井周期缩短40%以上[5]。国内深层页岩气井主要采用“MWD+螺杆钻具”控制井眼轨迹，造斜率一般为(4°～6°)/30m，定向井段长，不利于钻井提速。

4) 油基钻井液。针对深层页岩气井高温高压的特点，国外开发了密度为1.8～2.1 kg/L、耐温180 ℃的油基钻井液，其油水比为85/15～80/20，破乳电压不低于600 V，具有良好的抗温性、悬浮稳定性和流变性能，有利于保持井眼稳定和清洁。国内油基钻井液最高耐温150 ℃，油水比为90/10。与国外相比，国内油基钻井液的耐温性差，油水比偏高。

5) 泡沫水泥浆。针对深层页岩气井固井段长、水泥浆密度高、易导致漏失和固井质量差的问题，国外开发了泡沫水泥浆，并已广泛应用于深层页岩气井产层固井。国内也开发了泡沫水泥浆，但目前只在技术套管固井中进行了试验和应用。

2 川东南深层页岩气地质特征与钻井技术难点

2.1 深层页岩气地质特征

与涪陵页岩气田焦石坝区块中浅层页岩气相比，川东南地区深层页岩气地层具有以下特征：

1) 地层层序增多、上部地质条件更加复杂。中浅层页岩气井地表出露地层为嘉陵江组地层，深层页岩气出露地层为雷口坡组、须家河组及以上的陆相地层。与中浅层页岩气相比，深层页岩气地层层序增多，且增加的地层为一套海陆交互相沉积的地层，经清水浸泡易水化坍塌，存在漏塌同存的风险。

2) 地层岩石强度高、可钻性差。川东南丁山、威荣、永川等地区石牛栏组地层为粉砂质泥岩地层，可钻性差(可钻性级值达到8)。涪陵地区平桥和江东区块深层页岩气井二开钻遇小河坝组研磨性强的砂层，其硬度达到6级，塑性系数低于2级，可钻性差。

3) 深部地层构造复杂，储层预测精度低，实钻结果与设计值偏差大。川东南地区深部页岩气储层标志层不清晰，地质预测偏差大，如涪陵页岩气田江东与平桥区块的A靶点实钻垂深与设计垂深的偏差平均达50.00 m，最大超过200.00 m。

2.2 深层页岩气钻井技术难点

1) “导眼+三开”的井身结构不能完全满足深层页岩气安全钻井的需要。“导眼+三开”的井身结构满足了涪陵焦石坝区块和长宁地区中浅层页岩气钻井技术需求[6]，但深层页岩气与中浅层页岩气相比，上部增加了雷口坡组、须家河组等陆相地层，特别是丁山和威荣地区还增加了沙溪庙组和自流井组地层。陆相地层稳定性差、易井漏，前期采用三开井身结构的多口井在导管和一开钻进过程中多次发生井漏、井壁垮塌等井下故障，被迫填井，为此川东南涪陵、丁山等地区深层页岩气井中多采用四开井身结构。

2) 川东南地区石牛栏组/小河坝组地层研磨性强，可钻性差,采用PDC钻头钻进石牛栏组/小河坝组地层时PDC钻头磨损快，使用寿命短，机械钻速低；采用中浅层页岩气常用的KSD1362型和ADGR型PDC钻头钻进石牛栏组/小河坝组地层时钻头磨损极快，需多次起下钻更换钻头，PDC钻头消耗较中浅层页岩气井增加2～3只。

3) 深层页岩气水平井井眼轨迹控制难度大。川东南地区深部页岩气储层标志层不清晰，地质预测偏差大，导致中靶困难，水平段轨迹调整频繁。如川东南地区涪陵页岩气田平桥和江东区块，单井轨迹调整次数最高达48次。焦页89-1HF井因浊积砂标志层不清，3次上调A靶点垂深，累计上调了60.00 m，后又将A靶点垂深下调了85.00 m，在100.00 m长的井段内，A靶点垂深调整了4次，导致起下钻3次，耗时50 h；焦页184-2HF井和焦页185-3HF井水平段井眼轨迹调整次数分别达到38和43次，水平段机械钻速不足2.00 m/h，仅为平均水平的1/4。

4) 高密度油基钻井液固相含量高、黏度大，性能维护困难。油基钻井液在高温高密度状态下易出现增稠、流变性调整困难、加重剂沉降及携岩效果差等问题。如威页1HF井钻井过程中油基钻井液密度高达2.1 kg/L，固相含量达到35%，漏斗黏度82 s，动切力6 Pa，排量25 L/s，泵压高达30 MPa。

5) 深层页岩气井封固段更长，压裂施工压力高，对水泥环性能和固井质量要求更高。一方面，深层页岩气井由于井深增加，封固井段更长，固井过程中更容易发生漏失；另一方面，深层页岩气井压裂施工压力高，对水泥环弹韧性的要求更高。据统计，涪陵地区深层页岩气井固井漏失率达到90%。

3 深层页岩气钻井关键技术

3.1 井身结构优化

目前国内深层页岩气井主要采用四开井身结构，由于套管层次多，上部井眼尺寸大，造成机械钻速低，中完次数多，钻井周期长。为此，在钻井地质环境因素描述的基础上，将四开井身结构简化为三开井身结构，并持续优化套管和钻头尺寸。优化后的井身结构为：一开，采用φ406.4 mm钻头钻进，下入φ339.7 mm套管；二开，采用φ311.1 mm钻头钻进，下入φ244.5 mm套管；三开，采用φ215.9 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm套管。该井身结构上部井眼尺寸缩小，且减少了一个开次，有利于提高机械钻速，缩短钻井周期。

3.2 优选和试验钻井提速工具

针对深层页岩气井机械钻速低的问题，在川东南地区先后试验和应用了冲击钻井工具、高效螺杆钻具、个性化PDC钻头以及控压钻井等技术，取得了显著效果。

1) 直井段应用冲击钻井工具提速。针对采用大尺寸钻头钻进上部非均质性地层时跳钻严重、钻头损坏等问题[8]，一开直井段采用水力加压器和射流冲击器配合高效PDC钻头钻进，取得显著提速效果。其中水力加压器先后应用了21井次，机械钻速提高30%，基本实现了1只PDC钻头完成一开进尺。射流式冲击器在焦页86-2HF井等深层页岩气井应用了16井次，机械钻速同比提高38%以上。

2) 应用短弯螺杆钻具。短弯螺杆是指螺杆钻具弯点与转子输出端的距离(见图1)较常规弯螺杆短的一种新型螺杆。常规螺杆弯点与转子输出端的距离为1.50～2.00 m，短弯螺杆为1.00～1.20 m。由于减小了弯点与转子输出端的距离，在弯角相同的情况下，采用短弯螺杆可获得更高的造斜率，从而减小滑动钻进进尺，增大复合钻进进尺。短弯螺杆钻具在焦页184-4HF井3 292.00～3 540.00 m井段进行了现场试验，纯钻时间41 h，进尺248.00 m，其中定向进尺113.00 m，复合进尺136.00 m。试验发现，φ172.0 mm×1.25°短弯螺杆的平均造斜率为9.3°/30m，较常规弯螺杆提高105.49%;平均机械钻速6.08 m/h，较常规弯螺杆提高17.87%。

图1 短弯螺杆与常规螺杆弯点与转子输出端的距离Fig.1 Distance between bending point and rotor outlet of short bending screw and conventional screw

3) 应用高效PDC钻头。深层页岩气井定向井段增长，采用常规PDC钻头钻进时容易发生托压且造斜率偏低，因此选用适合于深层页岩气水平井定向钻进的超短保径PDC钻头和混合钻头。与常规PDC钻头相比，超短保径PDC钻头的保径长度小，更利于产生侧向切削，提高钻头的造斜能力。混合钻头兼具PDC钻头和牙轮钻头的优点[12]，具有良好的耐磨性和防托压效果，与牙轮钻头和PDC钻头相比，单只钻头进尺长，机械钻速高，能解决定向钻进托压的问题。焦页191-1HF井应用了超短保径PDC钻头，单只钻头进尺414.00 m，平均机械钻速4.99 m/h，与未应用的邻井相比，机械钻速提高25%以上，扭方位角达到92.4°，钻井过程中未出现托压现象。焦页89-1HF井钻进浊积砂地层时应用了混合钻头，应用井段机械钻速5.51 m/h，与未应用的邻井相比提高了50%。

4) 应用控压钻井技术。川东南地区浅层气普遍发育，浅层裂缝中气量小、侵入快，虽易压稳但易发生漏失，为提高钻井时效，采用控压钻井技术防控浅层气。深层页岩气储层裂缝发育，钻井过程中易出现溢漏同存的情况，为此，采用控压钻井技术降低钻井液密度，防止油基钻井液漏失。应用表明，应用控压钻井技术能够防止出现溢漏，提高机械钻速(见表1)。

表1 控压钻井技术应用前后情况对比Teble 1 The application effect of MPD drilling technology

3.3 井眼轨迹控制技术

川东南地区地质构造复杂、标志层不明显和预测精度低，造成深层页岩气水平井中靶难度大，轨迹调整频繁，在优化井眼轨道剖面、轨道参数、钻具组合与钻井参数的基础上，进行了旋转导向钻井技术和近钻头地质导向技术的探索性试验。

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实现轨迹控制。中浅层页岩气井主要采用“弯螺杆+MWD”控制井眼轨迹，平桥和江东等区块的深层页岩气井地质情况愈加复杂，部分井定向井段出现了托压、机械钻速低等问题，为此，在井眼轨道较复杂的页岩气井进行了旋转导向钻井试验。其中，焦页52-1HF井2 440.00～3 006.00 m井段应用了旋转导向钻井技术，该井段的扭方位角为78.4°，平均机械钻速为10.58 m/h，与未应用旋转导向钻井技术的邻井相比提高了161.88%，定向过程中未出现托压现象。

2) 近钻头伽马地质导向技术。近钻头伽马测井仪测点距钻头的距离小于1.00 m，与常规测井仪相比约缩短了13.00 m，可以及时发现地层的变化，从而提高优质储层的钻遇率。为应对深层复杂地质条件，试验和应用了近钻头随钻地质导向技术，优质储层钻遇率达到90%以上(见表2)。

表2近钻头地质导向技术应用前后情况对比

Teble2Theapplicationeffectofnear-bitgeosteeringtechnology

平台编号井名水平段长/m1+3号层段长/m1+3号层钻遇率,%备注67焦页67-1HF1 138.001 119.0098.3近钻头地质导向焦页67-3HF1 555.001 283.0082.564焦页64-5HF1 354.001 287.0095.1近钻头地质导向焦页64-6HF1 515.001 435.0094.7近钻头地质导向焦页64-2HF1 610.001 064.0066.1

3.4 高密度油基钻井液

1) 自主研发高温高密度油基钻井液。针对高温高密度油基钻井液沉降稳定性差的技术难题，通过自主攻关，研发了新型高温乳化剂和高密度流型调节剂，构建了高温高密度油基钻井液[13-14]。基础配方为75.0%～80.0%乳液+20.0%～25.0%CaCl2水溶液，其中乳液为柴油/矿物油+0.1%～0.5% SMASA+0.5%～1.5%有机膨润土+3.0%～6.0%主/辅乳化剂+3.0%～5.0%降滤失剂+2.0%～3.0%石灰。该钻井液的性能为：密度1.75～2.10 kg/L，固相含量30%以下，漏斗黏度70 s以下，动切力达10 Pa以上，抗温可达200 ℃。

2) 强化油基钻井液随钻与专用堵漏技术，降低成本。为降低油基钻井液的消耗量和使用成本，采用刚性SMSD-1、柔性SMRPA及纤维类SMFibre-O等随钻封堵材料进行随钻堵漏，将油基钻井液的消耗量控制在8 m3/100m以下。同时，针对漏速大于5 m3/h的井漏，采用以亲油材料、遇油膨胀材料、纤维类材料等为主的广谱封堵技术和以亲油微膨胀固结材料为核心的油基固结封堵技术，实现油基钻井液漏失的快速封堵。

3.5 深层页岩气固井技术

针对川东南地区深层页岩气井封固井段长、固井易漏失和水泥环密封完整性要求高的难题，研发和试验了充气泡沫水泥浆固井技术和新型弹韧性水泥浆固井技术，满足了深层页岩气固井技术需求。

1) 机械式充气泡沫水泥浆固井技术。开发了机械式充气固井装备，该装备利用高压气体混合发泡方法，在加入发泡剂、稳泡剂的嘉华G级水泥浆中直接产生泡沫，通过合理设计注气量，形成了充气泡沫水泥浆固井技术[15]。泡沫水泥浆密度在1.15～1.60 kg/L可实时调整，水泥石48 h抗压强度6～16 MPa，解决了固井漏失问题，且泡沫水泥石胶结强度高、弹性模量为3.5～5.0 GPa，可提高水泥环的密封质量。

2) 新型弹韧性水泥浆固井技术。随着水泥石弹性模量降低，水泥环所受的应力水平降低，有利于保持水泥环的密封完整性[16]。为此，优选弹性材料，优化水泥浆配方，降低水泥石的弹性模量，满足了深层页岩气压裂对水泥环密封性能的要求。新型弹韧性水泥浆配方为G级水泥+35.0%复合硅粉+6.0%～8.0%弹性粒子+1.5%无机纤维+4.0%SCF+2.0%SCR+44.0%水，形成的水泥石弹性模量小于6.0 GPa，变形能力提高30%以上，抗拉强度提高60%以上。室内测试表明，可满足110 MPa交变应力下18段压裂对密封完整性的要求。

4 现场应用

深层页岩气钻井关键技术在涪陵地区的平桥和江东区块及丁山、威荣、永川等地区开展了现场实践和应用，取得了显著效果(见表3)，如平桥和江东区块应用该钻井关键技术后机械钻速较应用前提高了27.20%，钻井周期缩短了29.8%。

表3 钻井关键技术应用效果Teble 3 The application effect of key drilling technology

4.1 焦页74-2HF井

焦页74-2HF井是一口评价井，设计井深5 440.00 m。该井采用优化后的三开井身结构，一开和二开直井段应用水力加压器进行提速，水平段采用近钻头地质导向技术。该井完钻井深5 443.00 m，垂深3 972.88 m，水平段长1 455.00 m，平均机械钻速10.01 m/h，钻井周期54.25 d，较未应用钻井关键技术的邻井机械钻速提高了73.48%，钻井周期缩短了42.89%，创涪陵深层页岩气井平均机械钻速最高和钻井周期最短2项纪录。

4.2 焦页187-2HF井

焦页187-2HF井是平桥区块的一口开发井，设计井深5 700.00 m。该井采用优化后的三开井身结构，一开和二开直井段采用水力加压器进行提速，三开水平段使用密度为1.68 kg/L油基钻井液，采用水力振荡器解决定向井段托压的问题。该井完钻井深5 807.00 m，垂深4 024.14 m，水平段长1 577.00 m，平均机械钻速7.92 m/h，钻井周期96.50 d(除去处理断钻具故障的时间，钻井周期70.50 d)，固井质量优良率达89%。与未应用钻井关键技术的邻井相比机械钻速提高了37.26%，钻井周期缩短了25.79%，固井质量提高了20%。

5 结论及建议

1) 深层页岩气钻井关键技术基本满足川东南地区深层页岩气开发的要求，但与高速、高效、低成本的要求和国外先进技术相比还有一定的差距，仍需进一步优化提升、配套完善和科研攻关。

2) 近钻头测量和测井仪器、旋转导向、高效PDC钻头等仍是制约深层页岩气高效钻井的瓶颈，亟待攻关突破；水力振荡器、短弯螺杆、高温高密度油基钻井液及泡沫水泥固井等技术能够满足深层页岩气钻井要求，建议尽快进行推广应用。

3) 建议以具有自主知识产权的技术为主，持续优化井身结构和钻井提速技术，通过一体化技术示范与应用，尽快形成适应我国深层页岩气地质特征的优快钻井技术，实现深层页岩气的经济高效开发。

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