页岩气水平井卡钻主要原因及预防对策

孙永兴 范生林 乔李华

1. 中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2. 乐山师范学院旅游学院

0 引言

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已实现埋深3 500 m以浅海相页岩气规模化、效益化开发；但随着该地区页岩气水平井段的延伸，管柱下入过程中摩阻、扭矩增大，易造成频繁遇阻、卡钻等现象。

该区已有的研究成果表明，下志留统龙马溪组具有微裂缝、层理发育[1-2]、含黏土矿物、具脆性、坍塌压力高等易塌特点，地层易塌是本区页岩气长水平段水平井钻井易发生卡钻的先天影响因素；彭碧强等[2-5]从页岩组成出发，研究了用于页岩气水平井的防塌水基钻井液体系，在现场应用较好地解决了因钻屑水化造浆而造成的钻井液黏度升高、密度升高等问题；田中兰等[6-8]在研究该区实际钻完井数据后，认为井眼受力变形是客观存在的。这是该区页岩气水平井多次出现钻井、通井、下套管过程阻卡频繁，作业困难的根本原因。但井眼变形破坏又与时间和支撑井壁液柱压力有关，目前由于研究不多，还没有形成该区预防卡钻的实用配套技术。

笔者从预防钻井过程井眼力学变形角度出发，通过井身结构、井眼轨迹、钻井液性能优化等技术措施，配套降摩减阻及提速配套工具，制订了页岩气水平井防卡钻技术措施，以期为该区页岩气长水平段预防钻井卡钻问题的解决提供可行的方案。

1 卡钻主要原因分析

长宁—威远页岩气地层具有微裂缝、层理发育，含黏土矿物，具脆性，坍塌压力高等易塌特点[1-2]，地层易塌是本区页岩气长水平段水平井钻井易发生卡钻的先天影响因素，沉砂、垮塌等类型卡钻情况如表1所示。

因水基钻井液封堵、润滑、抑制性能相对油基钻井液差，威204H6平台、长宁H13平台龙马溪组页岩水平段使用水基钻井液试验，造成不同阻卡复杂。威204H6-1井水基钻井液钻至井深5 204.00～5 211.00 m，多次蹩停顶驱；划眼扭矩18～32 kN·m，环空有憋泵现象，泵压介于22～28 MPa波动，无法正常钻井，后被迫倒换为油基钻井液完成后续井段钻进；长宁H13-6井水基钻井液钻进至4 313.00 m，起钻异常困难，卡钻，解卡后更换为油基泥浆完成后续井段钻进，长宁H13-1井水基钻井液完钻后，起下钻异常困难，被迫更换为油基钻井液完成后续作业。

井身结构设计和井眼轨迹合理控制对页岩气长水平段水平井正常钻完井作业非常重要，轨迹不光滑、狗腿度高等容易造成钻井、通井、下套管过程中阻卡频发，作业困难，严重影响钻完井安全和施工效率。威202H1-1井由于Ø244.5 mm技术套管未将下二叠统栖霞组低压易漏层段与龙马溪组高密度钻井液层段有效分隔，较低的钻井液密度不能平衡龙马溪页岩段较高的坍塌压力（页岩段最高坍塌压力在1.90 g/cm3左右），造成井下垮塌卡钻。威204H6-6井钻进至4 834.76 m，扭矩由14～15 kN·m↗19～20 kN·m，因扭矩增大，蹩停顶驱，卡钻，处理无效，切割钻具提前完井。

钻井参数不合理易引起卡钻。由于页岩气长水平段水平井钻井具有易阻卡的特殊性，储层钻进时遇显示后采取的常规压井工艺措施，可能会因为压井时间长、关井后钻具长期静置、钻井液性能严重变化、岩屑重晶石沉淀等造成黏附、沉砂、井壁垮塌等不同形式的卡钻。威204H4-5井采用压井时间长，关半封防喷器后，钻具静置时间长达16 h；从停钻到关井循环7 min，井内尚有岩屑（理论计算为0.1 m3），可能发生黏附或沉砂卡钻；压井后，油基钻井液破乳电压由540↘385 V，低于标准值400 V，破乳电压低可能导致重晶石析出发生沉淀导致卡钻。

表1 长水平段水平井钻井发生卡钻统计表

卡钻井大量采用PDC＋螺杆＋钻铤＋加重钻杆等滑动定向钻具组合钻进，该组合钻出井眼为螺旋形，长水平段作业中管柱摩阻、扭矩大，加上页岩储层的易碎、易垮特点，容易发生阻卡复杂；且钻具组合中未配置随钻震击器，遇阻、卡后，不能及时、有效的震击解卡。

2 长水平段钻进防卡钻技术措施

水平井钻井技术已是四川盆地页岩气常用开发技术[9-11]，长水平段水平井卡钻主要影响因素，从钻井液性能优化、井身结构优化、降摩减阻钻井工艺、钻井参数优化、压井防卡钻工艺等方面开展防卡钻技术对策研究。

2.1 钻井液性能优化

预防下志留统龙马溪组页岩垮塌，除了合理设计钻井液密度，另外一条重要的途径就是提高封堵效果，针对部分井龙马溪组水平段储层裂缝发育，水基钻井液封堵性能难以满足要求的特点，通过室内实验，在水基钻井液基浆中优选加入2%Soltex沥青类封堵材料，2%微米石蜡，配合1%～3%不同粒径刚性粒子，大大增强钻井液的封堵性能，且不会对钻井液流变性造成较大的影响。

2.1.1 水基钻井液稳定性控制

针对水基钻井液[2,12]在页岩气长水平段钻进后期劣质固相大量侵入，流变稳定性控制难度大的难题，通过采用加入适量复合盐抑制剂，配合优化封堵性能、加强固控措施，提高钻井液流变性控制能力。

1）复合盐抑制剂：通过多种复合盐的作用，加强了水基钻井液抑制性，岩屑滚动回收率大幅增加，劣质固相得到一定控制，调节了水基钻井液的流变性，增强了水基钻井液的稳定性。室内实验数据如表2所示。

2）固控措施：钻进期间100%使用振动筛。Ø215.9 mm井段选用200目及以上筛布；钻进期间100%使用除砂除泥器；钻进过程中坚持使用好高速和中速离心机，保证含砂量低于0.3%，如果含砂量过大，则增加离心机的使用时间。

2.1.2 油基钻井液稳定性控制

针对油基钻井液[13-14]在威204H4-5井出现破乳电压值严重降低的情况，通过提高油水比、增加乳化剂等方式提高破乳电压值，增强油基钻井液稳定性，试验数据如表3、4所示。

表2 复合盐抑制剂性能室内评价实验数据表

表3 油基钻井液在不同搅拌时间下稳定性能数据表

表4 油基钻井液加入不同量乳化剂后稳定性数据表

实验表明随着乳化剂的加入，油基钻井液破乳电压显著升高，但加入少量乳化剂，对油基钻井液的流变性影响很小，加入量增多时，对流变性影响较大，因此乳化剂加量应具体根据各井基浆情况，做室内试验确定，确保在具有较高破乳电压的同时，保证钻井液具有良好的流变性能。

2.2 井眼轨道优化

针对前期威远井区采用高密度钻井液栖霞组钻井易漏，与龙马溪组放在同一裸眼段钻进易造恶性井漏、垮塌卡钻等复杂事故。结合本区块上三叠统须家河组—下二叠统梁山组孔隙压力系数，将244.5 mm技术套管下深由栖霞组顶部优化下至龙马溪组顶，使栖霞组易漏层与下部龙马溪组易塌层有效封隔[12]，为龙马溪组高密度钻井液安全钻进提供井眼条件。

根据前期作业经验[15-17]，为避免在大井斜角（40°以上）进行长段大幅度扭方位作业，以及造斜段、水平段狗腿度大造成钻井管柱阻卡问题，通过“三维轨迹二维化”设计[12]，采用小井斜角消耗掉靶前横向偏移距，在小井斜条件下进行扭方位作业，并严格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m，计算对比表明，同一口井，采用常规三维轨迹设计与“三维轨道二维化设计”对比，“三维轨道二维化设计”对比钻柱最大摩阻同比优化前降低20%。

在轨道设计时采用“直—增—稳—降—增—水平段”井眼轨迹剖面。综合考虑本平台井位布局情况，为满足地质靶区要求、降低威204H9-4井与平台先期井的相碰风险，并有效避免在大井斜条件下进行扭方位作业，设计在井深70 m左右朝262°方向预增斜至井斜6°左右稳斜至784 m，再增斜至19°并稳斜1 450 m，后吊直钻进至井深3 036.00 m向0.04°方向增斜中靶，然后稳斜完成1 500.00 m左右水平段，轨道设计严格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m。

2.3 防卡钻主要技术措施

2.3.1 降摩减阻钻井工艺钻具组合优化

针对螺杆＋加重钻杆等滑动定向钻具井眼不光滑，作业摩阻、扭矩大，易阻卡，遇阻卡后，无随钻震击器震击解卡的问题，结合工区建设方要求，配置了高效随钻震击器，优化组合，达到降摩减阻、防卡钻的目的，威204H9-4井模拟计算表明，在井深5 200.00 m，密度2.10 g/cm3同等条件下，采用优化后钻具组合如图1所示，起下钻摩阻降低2.26%～9.65%（图2、3）。

2.3.2 钻井排量优化

为保证提速效果，减轻钻杆、套管磨损，根据国外页岩气实钻经验，结合现场顶驱控制转数（50～100 r/min），确定页岩气长水平段优化排量为30 L/s左右（螺杆转数约130 r/min），钻柱＋螺杆复合转数增加到200 r/min以上时，能达到高效破岩的效果。

图1 钻具组合优化示意图

图2 滑动定向钻具组合模拟作业摩阻图

图3 旋转导向钻具组合模拟作业摩阻图

2.3.3 转速优化

根据软件计算结果，在排量不能满足携岩要求时（图4-a），增加钻井转数，可以使井底大尺寸井下钻具组合（BHA）附近岩屑床厚度降低甚至消失（图4-b），但其余大斜度井段，岩屑床厚度无法改变；而钻井排量达到无岩屑床排量以上后，则井眼清洁基本不受转速影响。

目前长宁—威远井区现场页岩水井段排量一般均在25 L/s以上，如图5所示，已达到无岩屑床排量，本区钻井顶驱转速控制主要根据设备能力和提速需要综合考虑，推荐顶驱转速控制在50～100 r/min。

2.3.4 钻压控制

图4 威204H9-1井井底大尺寸井下钻具组合（BHA）附近岩屑床高度计算图

图5 威204H9-1井排量25 L/s、转数40～120 r/min条件下岩屑床高度计算图

钻压对井眼清洁的影响，主要是通过改变钻压来控制钻时实现。软件模拟计算表明：同等条件下，钻时越快，环空岩屑浓度越高，越易形成岩屑床，所需要的携岩排量更高；该区页岩层段实钻钻时最快小于等于20 m/h，排量也在25 L/s以上。因此本区通过钻压控制钻时，对井眼清洁影响不大。

钻压变化对井眼清洁的影响，还体现在钻压加大到一定程度，造成钻柱屈曲后，钻具在环空偏心度及钻柱与井壁的接触面积增加，增加携岩难度。经校核，长宁—威远页岩井眼旋转钻进时，钻压超过140 kN会发生正旋屈曲，170 kN左右会发生螺旋屈曲。综上所述，推荐钻头钻压介于80～140 kN。

3 现场应用效果

通过长宁H5和威204H9两个平台12口井试验，威远地区水平段钻井期间平均单井降低阻卡时间1.57 d，降低通井、下套管时间2.18 d，即平均单井降低周期3.75 d，长宁地区水平段钻井期间平均单井降低阻卡时间0.18 d，降低通井、下套管时间1.07 d，即平均单井周期减少1.25 d，试验井累计降低周期30 d，有效降低了试验井页岩气长水平段水平井阻卡等时间，提高了钻井速度，为页岩气效益开发提供了重要参考。

探索形成的长宁—威远地区页岩气长水平段水平井防卡钻技术，为国家页岩气示范区大规模产能建设目标提供技术支撑。

4 结论与建议

水基钻井液采用加入适量复合盐抑制剂配合固控设备、油基钻井液采用提高油水比、增加乳化剂等方式，提高了长水平井页岩井段的封堵效果，有效控制了页岩垮塌，降低了卡钻事故。

井眼轨道设计优化为三维轨道二维化，应用带高效随钻震击器的钻具组合，配合合理的钻井参数控制机械钻速，降低了钻柱摩阻、提高了井眼环空携岩能力、减少了岩屑床的堆积。

形成了以“钻井液性能、井身结构、轨道设计、钻井参数、钻具组合优化等”为主体的页岩气长水平段水平井防卡钻技术，水平井段阻、卡复杂事故得到了有效控制，为解决页岩气长水平段卡钻难题提供了重要技术支撑。