昭通地区页岩气钻井技术难点与对策

王俊英

近年来，随着四川盆地及邻区页岩气勘探开发工作的不断深入，昭通龙马溪组页岩气已成为国内页岩气勘探的重要区域。页岩作为天然气储集体，具有吸附气和游离气并存、特低孔渗、严重非均质性等特点。由于其储层性质，页岩气开采具有一定难度，通过对昭通地区页岩气钻井技术难点分析总结，归纳总结出昭通地区页岩气特色钻井技术。

1 昭通地区页岩气钻井难点

1.1 断层多，井漏垮塌多发

滇黔北昭通地区为喀斯特地貌，飞仙关组、乐平组溶洞、裂缝发育，地层承压能力低，地层破碎，井漏事故极为普遍；页岩气开发井型多为大斜度井和水平井，目的层龙马溪组地层裂缝发育，液相侵入容易造成力学失稳易发生垮塌，尤其在高伽马井段，极易发生恶性垮塌[1]。

1.2 部分层段可钻性差

表层井段多产水，飞仙关组泥质含量高，易泥包钻头；乐平组含凝灰质砂岩，钻速低；茅口组、栖霞组富含黄铁矿、燧石结核，研磨性强；韩家店组、石牛栏组岩性变化快，地层可钻性差。

1.3 定向段造斜率高

龙马溪组为定向、水平段，定向作业“托压”现象和长裸眼段会造成定向钻进效率低和井下安全风险。且丛式井组具有防碰、绕障，增加了定向钻进难度。

1.4 表层充气钻防碰难度大

按照川西南页岩气布井模式，多口井都需依据第一口井执行浅层绕障并控制轨迹钻进，井间距为5 m，给表层防碰带来了较大风险。针对恶性漏失多采用空气雾化钻井，不具备随钻监测与定向调整手段[2]。

1.5 长水平段钻井难度高

西南昭通页岩气水平段长平均在1 500～1 800 m，最长达2 200 m以上，长水平段、井壁应力稳定性差，岩屑在水平段因自重作用贴底边下沉，极易堆积形成页岩岩屑床，携砂困难，造成钻进、划眼困难，影响钻井时效。

1.6 纵向压力系统多，井控风险大

昭通区块飞仙关组、乐平组、茅口组前期多口井钻井过程出现气侵、气测异常。其中茅口组属气侵与漏失同存层；韩家店组、石牛栏组邻井钻进中均有油气显示；龙马溪组为主要目的层，预测地层压力系数高[3]。

2 昭通地区页岩气钻井技术对策

根据昭通地区页岩气钻井难点，针对性提出6项钻井技术措施，保证页岩气安全快速钻井。

2.1 井身结构优化

依据平台地层压力预测，确定必封点，确保复杂地层的封隔，采用三开井身结构，以Φ660.4 mm钻头开眼，钻30～50 m下入Φ508 mm导管封隔地表窜漏、不稳定层段；第二必封点确定在飞仙关组顶部，封隔嘉陵江漏层及水层，表层以Φ444.5 mm钻头开眼，下Φ339.7 mm套管封隔嘉陵江组地层恶性井漏；Φ311.2 mm井眼段必封点确定在韩家店组中部，Φ244.5 mm技术套管设计下至韩家店中上部，封隔上部可能存在的漏、垮等复杂层段，为斜井段水平段高密度钻进提供有利条件。三开采用Φ215.9 mm钻头钻至龙马溪组水平段完钻井深，下入Φ139.7 mm油层套管，保证套管顺利下入。井身结构如图1所示，井身结构数据见表1。

2.2 井眼轨迹控制

昭通地区页岩气平台井组大部分井设计是三维井眼轨迹，三维水平井存在横向位移大、空间方位变化大的特点。轨迹设计总体采用“直增稳扭增”模式中靶[4]，主要采用单点/多点测斜、随钻测斜、地质导向、旋转导向进行井眼轨迹控制，具体方式见表2。

上部直井段轨迹控制依据实钻数据，及时测斜优化调整，减少井眼相碰风险；石牛栏组致密砂岩夹层发育，定向扭方位困难，采用稳斜复合钻进；进入龙马溪组后，充分利用旋转导向扭方位增斜。定向过程严格控制曲率，YS108H9井钻进过程中多次出现高曲率井眼造成的钻进托压情况，严重影响钻井速度。

2.3 钻头及钻井参数优选

根据前期实钻情况统计分析，有最优指标法优选各层位适合的钻头及钻井参数（表3）。

图1 YS108H9井组井身结构图

表1 YS108H9井组井身结构数据

表2 YS108H9井组井眼轨迹控制方式

表3 YS108H9井组钻头及钻井参数

2.4 气体钻井技术

昭通页岩气嘉陵江-飞仙关组段地层孔隙极为发育，可钻性差，且地层未发现有H2S气体，具备气体钻井条件。因气体钻井对地层防漏效果显著，且能大幅度提高机械钻速，综合成本优势明显。YS108H9-4井一开采用常规钻井钻进，处理井漏时间长达13天；而YS108H9-5井444.5 mm井眼采用气体钻井钻进（表4），钻至井深238 m地层微出水后改为雾化钻进（表5），3天时间完成表层350 m进尺。实钻证明，利用气体钻井技术是裂缝-溶洞地层安全钻进、提高钻速的有效方法。

2.5 旋转导向技术

昭通地区页岩气前期钻井过程中，在增斜段均采用螺杆带MWD的常规定向钻具组合进行定向钻进，在定向增斜、扭方位过程中极易出现定向托压，导致钻井速度慢、卡钻等事故多发，严重影响钻井周期[5]。

目前，昭通页岩气开展旋转导向钻井技术应用，以YS108H9平台6口井数据统计，增斜段、水平段采用旋转导向技术周期在3～5天可完成500 m左右进尺，平均机械钻速7.18 m/h（表6）。

2.6 钻井液体系优化

昭通页岩气水平段龙马溪地层特征主要体现在井壁失稳易垮塌、水平段长携砂困难。相比水基钻井液，油基钻井液具有密度可调范围大、滤失量低、封堵性强及良好的携砂性能等特点，能有效解决泥页岩井壁易失稳问题。但由于油基钻井液成本较高、与上部采用水基钻井液体系转换工作量大、处理倒运环保压力大等多方面因素影响，仍有进一步改善的空间。

YS108H9平台后期3口井三开采用油基钻井液钻进，卡钻划眼事故明显降低、机械钻速明显提高，平均机械钻速10.78 m/h，钻井周期较前期平均缩短14天左右。

3 结论及建议

1）随着昭通页岩气地层勘探程度不断深入，对困扰页岩气钻井的技术难点开展针对性技术对策研究，并取得了理想的效果，但在钻井工程设计和配套工艺技术方面仍有拓展的空间。

表4 YS108H9平台一开444.5 mm井眼气体钻井钻具组合

表5 YS108H9平台一开444.5 mm井眼气体钻井参数

表6 YS108H9平台三开215.9 mm井眼钻具组合

2）气体钻井、旋转导向工具等新工艺新技术的应用，有效地解决了页岩气地层上部恶性井漏、水平段托压等复杂情况，但在开发成本、工具适应性方面仍需进一步加强技术研究与实验。

3）为实现安全环保钻井，应进一步研究完善高性能水基钻井液性能。主要针对水平段井壁失稳垮塌问题，避免后期长时间浸泡、长井段划眼造成的钻井事故复杂发生。

[1]王金磊,伍贤柱.页岩气钻完井工程技术现状[J].钻采工艺,2012,35(5):7-10.

[2]徐树斌.页岩气水平井钻井技术难点分析[A].吴胜和,岳大力.第二届全国特殊气藏开发技术研讨会优秀论文集[C].重庆:重庆科学技术协会,2013:132-136.

[3]刘德华,肖佳林,关富佳.页岩气开发技术现状及研究方向[J].石油天然气学报,2011,33(1):119-123.

[4]陈安明,张 辉,宋占伟.页岩气水平井钻完井关键技术分析[J].石油天然气学报,2012,34(11):98-103.

[5]崔思华,班凡生,袁光杰.页岩气钻完井技术现状及难点分析[J].天然气工业,2011,31(4):72-75.