昭通地区页岩气水平井钻井难点与对策分析

杨 芳 覃 军 李兆丰 唐守勇 李燕燕

中国石油浙江油田公司

0 引言

昭通示范区是“十二五”期间国家设立的长宁——威远、昭通、涪陵、延安等4个国家级页岩气示范区之一，目前已完成页岩气开发水平井97口，分布在黄金坝——紫金坝——大寨——云山坝。随着页岩气勘探开发的不断深入，钻遇的地层趋于复杂，存在很多钻井难点问题，嘉陵江组、飞仙关组、茅口组、栖霞组为碳酸盐岩地层，溶洞裂缝发育，易漏；韩家店组、石牛栏组岩石硬、强度高，可钻性差；龙马溪组裂缝发育，易漏且井壁不稳定易引发阻卡，给钻井施工带来一定的挑战[1-6]。本文针对这些问题，研究其解决对策和措施，旨在提高钻井速度，提升钻井工程质量。

1 昭通示范区页岩气水平井钻井技术现状

通过数十年的勘探开发建设，逐步形成昭通页岩气示范区水平井钻井工艺配套技术。采用“直——增——稳——增——稳”五段式井眼轨迹，分别在二开、三开上部造斜使三维轨迹二维化；采用三层井身结构，一开至飞仙关组上部，二开至韩家店组上部，三开至完钻；水平段采用油基钻井液或者高润强抑性水基钻井液；三完采用韧性水泥浆体系。至2017年底，平均机械钻速5.51 m/h，钻井周期73.19 d，生产时效87.3%，与初期相比，取得了较好的效果。但页岩气水平井钻井综合水平与美国相比还有较大的差距，提速提效工作需要不断取得进展，钻井周期需要不断缩短[7]。

2 昭通页岩气水平井钻井难点分析

2.1 机械钻速低

昭通页岩气示范区上部地层为三叠系和二叠系，地层老，岩石硬、强度高，中下部韩家店——石牛栏组地层非均质性强、软硬交错，地层岩石可钻性差，钻头适应性差[8]。各地层机械钻速低，单井机械钻速普遍较低，从2014年至2017年，机械钻速上升不明显（表1、图1）。

2.2 阻卡频发

2014年至2017年共有25口井发生33井次阻卡，损失时间552.96 d。阻卡发生在嘉陵江组、茅口组、栖霞组、峨眉山玄武岩、韩家店组、石牛栏组、龙马溪组7个地层；主要发生在龙马溪组、栖霞组、茅口组、嘉陵江组；其中龙马溪组占比66.67%（图2）。

处理卡钻的方法大致有8种。其中打水泥塞提前完井及侧钻填井占24.24%，震击解卡占33.3%，其余依次为活动钻具解卡、短起下解卡、泡解卡剂解卡、注水封固井壁等（图3）。可见阻卡对钻井工程施工影响较大。

表1 各层钻头平均机械钻速表

图1 2014-2017年完成井单井井机械钻速图

图2 各地层卡钻频率和损失时间占比图

2.3 井漏频发

图3 卡钻处理措施图

表2 昭通页岩气区漏失层位统计表（按地层从上往下的顺序排列）

2014——2017年共有56口井的217井次漏失层位进行统计（表2）[9-12]，结果显示在昭通页岩气示范区，所有钻遇的地层中均发生了不同程度的井漏，主要漏层为茅口组、龙马溪组、栖霞组、嘉陵江组。中上层主要以溶洞性漏失和裂缝性漏失为主，下部地层以裂缝性和渗透性漏失为主。渗透性漏失56井次，占比25.8%；裂缝性漏失80井次，占比36.87%；溶洞性漏失81井次，占比37.33（图4）。

在钻进情况下最容易发生井漏，漏失202井次，占比93.08%，其次是划眼情况下，漏失6井次，占比2.76%。在循环、下套管、固井、起钻、下钻、短起下等工况下发生的漏失，共16井次，占比4.14%（图 5）。

3 昭通页岩气水平井钻井提速对策与应用

3.1 提高机械钻速对策

众所周知，钻进过程中，钻压、转速、水力因素、钻井液性能以及钻头的牙齿磨损等是影响钻速的主要因素。除此之外，钻头质量的优劣及其与其他钻井工艺条件是否适应，也直接影响钻井速度[13]。

1）强化钻井参数

强化钻压、排量、扭矩等钻井参数，排量由20～24 L/s优化为30～35 L/s；钻压由8～10 t优化为12～15 t；转速由30～40 r/min优化为60～70 r/min。并对钻机配套设备进行升级改造，以适应钻井参数施工需要，达到提高机械钻速的目的。①泥浆泵：钻机配备3台1600型泥浆泵，耐压52 MPa以满足大排量、高泵压钻进工况需要；采用“两用一备”模式实现泥浆泵无停钻检保时间，提升作业效率。②循环系统、立管：均使用52 MPa，为高泵压施工提供装备保障。③钻杆：全井采用139.7 mm钻杆，增大水眼，降低施工泵压以提高排量的要求。④固控设备：强化固控，降低固相含量。

图4 各地层井漏类型统计图

图5 井漏发生时的工况分布图

2）优选钻头型号

用模糊优化理论对钻头效益指数法的3个量进行无量纲化、数量级统一化处理，同时引入评价权重，改造完善钻头效益指数法，综合考虑了钻头近期经济效益和远期经济效益，对已钻井的实际钻头使用资料进行统计分析，根据使用情况，选取效果较好的钻头类型（表3）[14-17]。

3）开展难钻地层提速攻关试验

针对韩家店——石牛栏地层可钻性差，先后开展了优选钻头、优选钻井方式、开展扭力冲击器试验及低密度钻井液等试验，已经取得较好的效果（图6）。但开展的低密度钻井液存在井控风险，新平台需内前期弄清气测显示、上窜速度，做好井控预案才能应用。

表3 各开次推荐钻头使用型号表

3.2 应用实例

1）强化钻井参数

在YS112H6平台3口井H6-3、H6-4、H6-7井“三开”钻进过程中强化钻井参数，排量由20～24 L/s优化为30～35 L/s、钻压由8～10 t优化为12～15 t、转速由30～40 r/min优化为60～70 r/min，“三开”平均机械钻速7.86 m/h，最长一趟钻进尺1 985 m。与邻平台YS112H7相比，“三开”平均机械钻速提高了87.9%，一趟钻进尺提高了62.3%（图 7）。

图6 韩家店石牛栏组机械钻速图

2）优选钻头

2018年完成井YS112H2-5井“一开”采用406.4 mm慧灵丰HS5164SBZ，机械钻速达15.17 m/h；YS112H2-1井“二开”采用311.1 mm川石SJT537GK钻头，机械钻速达10.95 m/h；YS112H2-3井“三开”采用215.9 mm HCCAT505S，机械钻速达13.34 m/h。与优化前相比较，“一开”、“二开”、“三开”机械钻速分别提高了6.12%、23.44%、60.14%（图 8）。

图7 “三开”钻井优化前、后机械钻速对比图

图8 各次开钻优化前、后机械钻速对比图

3）低密度试验

2018年在YS112H2平台开展低密度试验。H2-3、H2-5在韩家店、石牛栏组采用1.01～1.03 g/cm3钻井液密度钻进， H2-1井采用1.48 cm3钻井液密度钻进。试验结果表明，采用低密度钻井液钻进，韩家店组机械钻速平均提高80.56%，石牛栏组机械钻速平均提高86.39%（图9）。

图9 韩家店、石牛栏组低密度试验图

4 减少阻卡对策

昭通示范区页岩气水平井阻卡主要由于井壁不稳定掉块引起的[18]。阻卡主要发生在龙马溪、栖霞、茅口、嘉陵江，其中龙马溪组占66.67%，同时这四个地层井漏频发，尤其龙马溪组以渗漏为主，止而复漏的情况多，处理周期长，钻井液浸泡久，易引起井壁不稳定。

4.1 优化钻井液性能

钻井液密度过高液压传递造缝易引起垮塌恶化。钻井液滤液沿着裂缝或者层理面优先侵入引起页岩水化，水化膜楔入作用使得微裂缝开裂、扩展、分叉、再扩展，最后可能与主缝贯通，沿着力学性质较弱的裂缝发生破坏，造成井壁掉块。因此，要适当降低钻井液密度，减少液体侵入量（封堵性）、减弱离子水化、减少荷电离子数量（抑制性），同时降低流体pH值、控制反应条件抑制碱蚀。

针对不同地区，钻井液性能要求各有侧重点。紫金坝、大寨地区的页岩地层，黏土中含30%左右伊蒙混层，易膨胀，中等或弱分散，钻井液强调封堵性、表面及层间抑制性。黄金坝地区的页岩地层，以伊利石为主，不含或含少量伊蒙有序同层，弱膨胀，弱分散，裂缝发育，塌块大，钻井液强调封堵性、表面水化抑制。

4.2 优化设计施工参数

优化“三开”井眼尺寸，由215.90 mm优化为220 mm钻头，降低卡钻机率，同时有利于采用大排量、大钻压等强化钻井参数的措施。

采取合理的井身结构，针对龙马溪组优质页岩层段较为破碎、裂缝极为发育的地区，技术套管下深可从韩家店组上部优化为A点。

严格控制起下钻速度，减少对地层的外力干扰。一般速度控制在每下一根立柱3～5 min，中途遇阻不能超过50 kN，遇阻或井口不返钻井液时，应立即起出2～3个立柱，小排量开泵循环保持井壁稳定，待形成通道后再逐渐加大排量和动作幅度，彻底带出垮塌物并控制新的垮塌。确保环空返速大于0.8 m/s，使钻屑充分的携带出来。

4.3 优化钻具组合

水平井钻井过程中，在入窗后将旋转导向钻具组合优化为“LWD或近钻头伽马+螺杆+水力振荡器+PR扭摆系统” ，开展水平段钻井。

4.4 应用实例

2018年，水平段优化钻具组合共6口，合计水平段进尺10 858 m，占水平段进尺的33.71%。凡简化组合井均未发生卡钻事件。

5 减少井漏对策

昭通页岩气水平井发生井漏主要有以下几个原因：

1）大多数井由于地层裂缝发育或者钻遇溶洞、断层发生井漏。雷口坡组——嘉陵江组由于受到地表水淋滤作用或浅层地下水作用，易形成岩溶。茅口组——栖霞组碳酸盐岩地层脆性较好，断层或裂缝在地层中延伸较远，当延伸至碳酸盐岩地层或含方解石胶结物较多的砂、泥岩地层，地层水作用后，易形成大的空隙或溶洞[9-12]；个别井韩家店组、石牛栏组存在天然裂缝，导致井漏；龙马溪组承压能力低，小型裂缝、孔隙发育，且存在破碎带及裂缝带，易发生井漏。

2）少数井由于操作不当引起地层压力激动，发生井漏。如YS108H6-4井在栖霞组钻具上提下放、开泵升压、鳖泵使上部漏失井段的裂缝再次张开，复漏；YS108H21-5井钻进时没发生井漏，但上提钻具后排量降低、停止上提后，排量突然恢复，产生的激动压力使井底发生井漏。

3）少数井由于钻井液当量密度大，发生井漏。如YS118井固井过程中由于水泥浆密度较高，导致栖霞组漏层复漏；YS108H21-5井完钻固井时水泥浆密度高，造成井底压力增加，发生井漏。

5.1 使用溶洞探测技术

钻前踏勘井场时，用溶洞探测技术探测表层裂缝、溶洞的分布情况，布井时尽量避开裂缝、溶洞发育地带，做到提前预防。

5.2 上部地层堵漏措施

针对上部嘉陵江组和飞仙关组等存在大裂缝、大溶洞造成失返性漏失，普通的堵漏材料、水泥堵漏均无明显效果的现状，提出清水强钻的措施。由于钻遇裂缝、溶洞开口大小走向不同，会导致液体进入漏层，而破碎的岩屑无法大量进入即“漏水不漏砂”[19-20]。为防止“漏水不漏砂”造成沉砂卡钻，“一开”井眼由444.5 mm优化为406.4 mm，简化钻具，优化大尺寸钻铤数量，不用扶正器。根据井下沉砂并兼顾供水情况确定合理的排量，保证“一开”钻井排量达到4 m3/min。

5.3 中下部地层堵漏措施

加强地层压力的预测和分析，制定合理的钻井液密度窗口。水平段采用油基钻井液钻进，在井壁稳定的前提下，首选采用降低钻井液密度的措施。

对于漏速小于30 m3/h，通常是由于小裂缝或者孔隙引起，可采用随钻堵漏，根据井下漏失情况，在钻井液中加入4%～10%的桥接材料（以中细为主）；漏速在30～100 m3/h时，采用综合堵漏浆（细+中粗颗粒，以中粗为主）。中粗颗粒进入裂缝，产生了堵漏效果，细颗粒在井壁上形成封门效果，堵漏效果比较明显。在漏速较大且调整钻井液性能和钻井参数无效时，基于目前油基钻井液堵漏材料的限制及成本考虑，推荐采用水泥堵漏。

5.4 应用实例

1）清水强钻

YS115H1-1井在35 m处发生失返性漏失，打胶质水泥堵漏10 m3、打大颗粒堵漏浆8 m3、打水泥浆8.5 m3。下钻钻塞至导管鞋处又发生失返性漏失，继续堵漏打大颗粒堵漏泥浆9 m3、胶质水泥浆4 m3、水泥浆3.5 m3候凝。钻塞至导管鞋仍漏失，决定清水强钻，开始钻进较困难，漏水不漏砂，后期将“一开”井眼由444.5 mm优化为406.4 mm，钻具组合由：Ø444.5 mmPDC＋ Ø244 mm 螺 杆（1°） ＋ Ø228 mm减震器＋Ø444.5 mm扶正器＋Ø203 mmDC×1根 ＋ Ø203 mmMWD ＋ Ø203 mmDC×7根 ＋631×410+Ø177.8 mmDC×3根 ＋ Ø127 mmDP×9根 ＋ Ø127 mmDP简 化 为 Ø406 mmPDC＋ Ø228 mm直螺杆+浮阀+定位接头＋Ø203 mmDC×3根＋ 631×410＋ Ø177.8 mmDC×6根 +411×520＋Ø139 mmDP，排量由3.6 m3/min优化为4 m3/min，情况好转，清水强钻至364 m一开完钻。瘦身和简化钻具后，同邻井YS118H1-1相比，机械钻速提高了21.3%。

2）降低钻井液密度

2017年YS108H19平台南半支水平井在龙马溪组均由于钻遇破碎带，发生不同程度的井漏，漏速4.2～18.4m3/h。在各井分别采用不同浓度桥浆堵漏无果后，降密度后井漏停止。YS108H19-2井钻井液密度由2.09 g/cm3降至2.00 g/cm3；YS108H19-6井密度由1.94 g/cm3将至1.91 g/cm3；平均处理龙马溪组井漏平均耗时219 h。以此为鉴，2018年完钻的YS112H2-5井龙马溪组存在破碎带，钻进至2919 m时发生井漏，漏速4.8 m3/h，当时钻井液密度1.8 g/cm3，降密度至1.76 g/cm3，并降低排量（由29～30 L/s降至27～28 L/s），控制起下钻速度，循环钻井液观察后，停止井漏，处理井漏耗时4 h。

6 结论

1）通过强化钻井参数、优化钻头型号、开展难钻地层攻关试验措施，钻井机械钻速有所上升，措施效果较好。在摸透地层压力系数以及地层含气量的前提下，可以在韩家店、石牛栏甚至龙马溪组开展低密度钻井液试验，既提高机械钻速，又减少井漏。

2）卡钻主要由于井壁不稳定掉块引起的。钻井液性能对井壁稳定至关重要，优化钻井液性能，并辅以优化施工参数、优化钻具组合，是解决卡钻问题的关键。

3）昭通页岩气区大多数井漏是因为地层裂缝发育或者钻遇溶洞、断层，少数井漏是由于操作不当引起地层压力激动、或者钻井液当量密度大造成的。上部地层采用溶洞探测技术选择合适的井口位置预防井漏发生，当发生井漏时采用清水强钻，并辅以井眼“瘦身”和简化钻具、优化排量防止沉砂以及举砂措施。龙马溪组采用随钻堵漏+堵漏浆堵漏、降低钻井液密度、注水泥堵漏、规范钻井施工操作等措施。