国内深层页岩气钻井难点及技术进展

王 健

（中国石化江汉油田分公司，湖北潜江 433124）

截止2019 年底，我国页岩气累计探明储量1.81×1012m3，年产量突破150×108m3[1]，其中川渝地区志留系下统龙马溪组勘探程度高、页岩品质优异、储层厚度大，是我国目前最主力的页岩气开发层系，也是我国未来页岩气增长的主体区域[2]。以江汉油田涪陵页岩气田为例，在借鉴北美页岩气成功开发经验的基础上，不断探索、研究、试验与推广，江汉油田在钻井方面形成了山地“井工厂”高效钻井作业模式、水平井优快钻井、三维长水平段井眼轨迹控制、适用于长水平段大规模体积压裂下的固井以及钻井液回收再利用等成熟的钻完井配套技术，有效支撑了四川盆地页岩气的开发。随着页岩气地质基础研究的不断深入，工程技术的不断进步，四川盆地已经实现了中浅层页岩气（埋深＜3 500 m）的规模化商业开发，据悉2020 年涪陵页岩气田累计产量已突破300×108m3。

伴随中浅层页岩气开发的不断突破，页岩气勘探与开发已经向着3 500 m 以深的区域继续前进。我国埋深3 500 m～5 000 m（压力系数＞1.2）的页岩气储量约3.6×1012m3，常压地区（压力系数＜1.2）储量约2.8×1012m3，开发前景广阔，主要分布于涪陵、威荣、长宁、昭通等区域。与浅层相比，3 500 m 以深的储层TOC、孔隙度、脆性矿物含量略低，但其优势在于储层厚度大，同时深层页岩气通常具有地质条件更复杂、岩石力学性质变化较大、压力系统多、不稳定地层分布广、压力高、温度高等特点，这也给钻井工程带来了更大的困难与挑战[3-5]。本文阐述了深层页岩气钻井难点，并总结了近年来国内各单位对深层气藏钻完井技术的研究与进展，旨在为深层页岩气钻井方案的优化提供借鉴。

1 深层页岩气地质特征

（1）深层页岩气地质条件更为复杂，地层层序增加。如涪陵江东区块，钻遇地层较焦石坝一期相比，地表露出地层增加侏罗系自流井组、珍珠冲组，三叠系须家河组、雷口坡组等陆相沉积层系，易发生井漏、垮塌的风险。

（2）地层可钻性差、研磨性强。浅层陆相层系岩石硬度高，可钻性差，如普光、元坝气田陆相地层可钻极值为5～8，其中须家河组以石英砂岩为主，硬度达8级；二叠系龙潭-茅口组岩性以灰岩为主，岩层软硬交错，二开采用牙轮钻头钻进效率较低，使用PDC 钻头又会面临抗冲击性差的难题；栖霞-黄龙组地层研磨性强，容易磨损钻头外排齿和保径，严重制约PDC 钻头使用效果和钻井提速提效；志留系地层以泥岩为主，夹泥质砂岩，局部硅质含量高，如涪陵平桥区块小河坝组含砂量高，可钻性7～8 级，抗压强度高，为中硬地层（硬度达6 级）。

（3）储层埋深大，温度高，压力大。随着气藏埋深增加，温度和压力逐渐升高，四川盆地3 500 m～4 500 m深页岩气藏储层主要为孔隙型，最高温度155 ℃，最高压力为97 MPa[6]。如威荣气田深层页岩气目的层埋深为3 550 m～3 880 m，地层温度为126 ℃～139 ℃，地层压力梯度为2.02 MPa/100m，主力储层地层压力系数1.9～2.0[7]；丁山、南川区块，深层龙马溪组最大、最小主应力分别为85 MPa、80 MPa，地层温度达140 ℃[8]。

2 钻完井难点

2.1 井漏问题

页岩气地层地质年代古老，一般经历多期构造运动，褶皱、断裂、剥蚀作用频繁，地形条件复杂，如长宁、涪陵页岩气田均为典型的喀斯特地貌，浅层溶洞、暗河、裂缝发育呈不规则分布，导管+一开钻井过程中容易漏失，严重影响钻进进度，制约钻井成本[9，10]。统计了涪陵江东平桥区块已完钻井的漏失情况，可以看出钻遇地层均发生了不同程度的漏失（见表1）。

从表1 可以看出，主要漏失层位为三叠系须家河、雷口坡、嘉陵江组以及志留系韩家店、小河坝、龙马溪组，上部地层以溶洞性漏失和裂缝性漏失为主，中下部以裂缝性和渗透性漏失为主。其中钻进过程中漏失占比达90 %以上，其余为循环、起下钻、固井等工序发生漏失。

2.2 钻头与地层匹配性问题

钻进过程中除了钻压、转速、排量等工程参数外，钻头的磨损是影响钻速的主要因素之一[10]。深层页岩气的钻井对钻头要求更高，若采用常规的PDC 钻头钻进，钻头磨损大，寿命短，需要频繁起下钻更换钻头，导致钻井周期延长，影响钻井时速。以涪陵气田为例，二开井段嘉陵江-梁山组地层普遍具有较强研磨性，焦页XX-4HF 钻遇梁山组时，钻时达71 min/m；小河坝组位于二开井段中下部，经韩家店组稳斜段钻进后，钻至小河坝组托压严重，扭方位困难，观察出井钻头，磨损部位主要为肩部。据统计，深层井机械钻速较焦石一期相比下降40 %，钻头消耗增加3～4 只[11]。

表1 涪陵江东平桥区块漏失统计表

2.3 井壁稳定性问题

页岩气井壁失稳问题一直是制约页岩气高效、安全开发的瓶颈之一。由于埋深的增加，页岩层黏土矿物在各种综合因素影响下形成高压孔隙流体，当孔隙流体高于泥岩破裂压力时，便会产生微裂缝[12]，通常深层页岩气储层的层理及微裂缝较为发育。一方面，在页岩以蒙脱石等黏土矿物为主的情况下，由于钻井液的渗透作用导致页岩水化膨胀，形成新的膨胀压力，增加井眼周围圈闭应力，导致井壁稳定性变差，另一方面，在页岩以伊利石为主的情况下（页岩水化膨胀性差），层理间细微裂缝处容易吸水，在毛细管作用下削弱岩石层面间的联结力，使得井壁失稳。井壁失稳严重情况下会发生坍塌、掉块甚至井眼报废等钻井事故，如焦页10-2HF 井志留系井壁垮塌，填井重钻，损失时间约20 d。

2.4 高温高压导致仪器失效问题

目的层埋深大、井底温度高、钻井液密度升高，易导致近钻头方位伽马测量仪器以及旋转导向工具故障，除了仪器损坏造成经济损失外，仪器无信号、频繁故障还会严重影响钻井时效。如泸州地区深层页岩气目的层温度达130 ℃以上，H-2、LH-2、LH-3 等井均出现旋转导向和随钻测井工具零件损坏报废的现象[13]；威荣地区6 口井发生旋转导向工具失效15 次[11]。

2.5 标志层不明显，水平段井眼轨迹控制难度大

深层页岩气往往地质条件复杂且勘探程度不高，地震资料不够精细，水平段地层倾角变化大、地质导向调整频繁；随钻伽马与上部地层相比变化不大，标志层不清晰、目的层不明确[14]，靶点垂深设计与实钻差距较大，优质储层钻遇率受影响，影响三开周期。如涪陵江东区块焦页91-2HF 井（设计井深5 540 m），目的层倾角与实钻不符，入靶后调整轨迹幅度大，水平段滑动钻进占比达34 %，造成钻井周期延误；三开调整频繁，调整次数达30 次；伽马测量仪器信号缺失，共用5 趟钻完成，三开较方案设计整体滞后27.58 d[15]。

3 主要技术进展

3.1 高效防漏堵漏技术

（1）针对浅层采用地球物理方法即电法勘探技术，通过电视法、电磁法视电阻率反演剖面，检测地下溶洞、暗河，以达到避开漏失的高风险区域，为浅层钻井设计提供可靠依据。针对浅层雷口坡、嘉陵江容易发生恶性漏失，一般采取清水强钻的措施，简化钻具、依据周边水源确定合理排量，迅速下套管完成封固。此外也可对先期检测到的易漏层，提前加压试漏，确定地层漏失的当量密度，将堵漏剂压入地层，提高层位的抗压能力。

（2）二开井段漏失量不大可采用强抑制性钻井液随钻堵漏，失返性漏失一般采用膨胀性堵漏剂或者打水泥塞。三开井段可采用与油基钻井液配伍的纤维、油溶性封堵材料对漏层进行堵漏，原理是在漏失层位形成高强度固体进行封堵，如长宁N209H22-10 井采用该技术后，堵漏时间由30.48 d 缩短为0.25 d[16]；针对部分井在龙马溪组水平段溢漏同存，可采用控压钻井技术，减少复杂处理时间。

3.2 优化设计高效钻头

针对不同的地层岩性建立岩石可钻性剖面，开展钻头的优化设计。

3.2.1 牙轮钻头 涪陵江东平桥区块早期采用HJT53GK 型牙轮钻头进行二开钻进，该钻头为勺尺型，露齿较高，攻击性强，但抗冲击性差。通过优选耐磨性强的切削齿材料、优化外排齿设计并降低切削齿高度，增加部齿密度后，研发了新型HJT637GL 钻头。该钻头抗冲击性较强，提速效果显著，二开龙潭-茅口组平均机械钻速由3.52 m/h 提高到5.53 m/h，提高69.6 %。

3.2.2 PDC 钻头 常规PDC 钻头切削齿和齿穴是通过焊接技术进行结合，存在切削片利用率低和摩擦热导致切削齿磨损的问题[17]，此外由于深层页岩气井井段长，常规PDC 钻头还存在定向托压以及造斜率偏低的问题。经过不断实践，各气田依据不同的地质条件，均研制了相应的PDC 钻头。威荣气田从PDC 钻头的冠部轮廓、切削齿、刀翼和保径等方面开展了选型及优化，W23-2 井一开（沙溪庙-新田沟组）采用5 刀翼钢体PDC，平均钻速29.02 m/h，较前期9.22 m/h 指标提高215 %，二开（自流井-须家河组）采用耐磨型6 刀翼胎体PDC 钻头，平均钻速8.55 m/h，较前期4.09 m/h指标提高109 %，三开造斜段采用6 刀翼短保径钻头，全井平均钻速7.19 m/h，较前期提高78 %[7]。涪陵气田采用的ADFR 钻头与改进前的DRT/DAR 钻头相比，优化了切削齿设计、强化内锥布齿密度和保径设计，具有更好的攻击性、耐磨性和抗冲击性，在2019 年焦石坝施工的8 口井均使用一趟钻完成飞仙关-龙潭组的钻进；平桥181 号平台在三开井段钻穿浊积砂后采用了短保径PDC 钻头，应用效果较好，平均机械钻速达7.4 m/h～9.13 m/h。

3.2.3 混合钻头 混合钻头比常规PDC 和牙轮钻头破岩效率更高、耐磨性优良、防托压明显，破岩过程温度更低，破岩量大于单个PDC 与牙轮钻头破岩量之和，是目前钻井方面提速提效的关键[18]。江钻公司研制了抗冲击性牙轮齿+斧型复合片切削齿的ADGR 系列混合钻头，特点主要有：（1）强攻击性碎线；（2）内锥采用大后倾角、大齿间距，鼻肩部采用小后倾角、小齿间距；（3）特殊保径设计并采用TSP 保径齿；（4）规径处加减震齿。该系列钻头在多口深层井应用效果明显，江东区块水平段平均钻速10 m/h，平桥区块184-2 井和185-3 井分别提速20 %和23 %。

3.3 试验和推广相配套的钻完井工具

3.3.1 水力振荡器 水力振荡器可以减小钻头和井壁之间的摩擦力，让钻压能及时、有效的传递到钻头上，减少钻头磨损、下钻次数，提高机械钻速[19]。涪陵气田最初在焦页17-3HF 井使用水力振荡器解决了该井定向托压严重、全井摩阻扭矩大导致难以施工的问题，不足之处是钻进时泵压较之前提高了2 MPa～4 MPa，后经过改进和攻关开发了具有压降低、寿命长等特点的高效涡轮水力振荡器，在江东区块应用效果较好，机械钻速提高20 %～38 %。

3.3.2 减震稳扭旋冲钻井提速工具 一般辅助破岩工具只能抑制单一的钻具震动，面对多种震动形式的复杂工况提速效果有限，如射流冲击器无法抑制PDC 钻头憋钻跳钻、扭力冲击器无法增加PDC 切削齿切入深度，基于此，中石化工程院赵建军等[20]提出了一种减震稳扭旋冲钻井提速工具，该设备兼顾冲击、减震、稳扭等特点，能够有效抑制黏滑和涡动并在井底产生冲击和剪切混合破岩效果，保证钻头平稳、快速的钻井，为深层页岩气钻井提速提效提供了技术支撑。

3.3.3 螺杆钻具 适用于深层页岩气钻井的螺杆钻具应具有耐高温、耐油基、高钻速、长寿命的特点，此外还可优化马达线型以提高钻井效率、改进机械传动轴结构提高工具的可靠性，研发与旋转导向系统配套的螺杆钻具，以提高导向系统的工作效率[21]。

3.4 开发高性能水基钻井液

油基钻井液具有不易渗滤、页岩吸液滤低、对页岩表明性质改变小等特点[22]，是目前大多数页岩气田三开钻进阶段的首选。尽管油基钻井液能很好的解决井壁失稳问题，但是随着目前环保压力逐渐增大，存在油基钻屑的处理难度高、成本大等问题[23]。因此，适用于页岩气开发的高效水基钻井液技术成为了目前的重点课题。

邓虹等[24]以涪陵某区块深层页岩气储层为研究对象，优选了一套高效水基钻井液，对其进行了耐温性（140 ℃）、抑制性、润滑性、封堵性、抗污染性评价，最终确定配方为：1.0 %膨润土+0.15 %Na2CO3+0.2 %NaOH+0.2 %LV-PAC+1.5 %降滤失剂+5 %纳米复合封堵剂+2.0 %高效润滑剂+重晶石粉。现场应用情况：某井设计井深4 571 m，井身采用四开结构，该配方在四开井段过程性能稳定，未出现固相沉降、井壁失稳等复杂情况，作业过程顺利，与邻井采用的油基钻井液相比，机械钻速、摩阻、完钻周期等工程数据相当，可满足涪陵深层页岩气开发的钻井需求。

林永学等[25]以聚胺抑制剂SMJA-1+KCl 复配作为抑制剂、以刚性超细碳酸钙+纳米封堵材料复配封堵剂、以极压润滑剂+高效润滑剂复配作为润滑剂，构建了具有强抑制性、强封堵性的高效水基钻井液体系（SM-ShaleMud）。现场应用情况：该体系在威页23 平台3 口井完成三开钻进，平均机械钻速8.02 m/h，井眼稳定无垮塌，钻头切削痕迹表明钻井液能够抑制页岩水化，完钻上提钻具摩阻较低，现场应用效果较好，单井油基钻屑可减少500 t，具有推广价值。

3.5 适用于深层页岩气的井眼轨迹控制技术

（1）采用高屏蔽聚焦伽马定向开窗采集方法、磁偶极子跨螺杆钻具信号传输方法、井下高分辨率快速扫描及大数据处理等方法形成了精细化的近钻头地层成像关键技术[26]；（2）采用耐油耐温螺杆钻具+抗温175 ℃旋转导向工具+MWD+近钻头伽马测量仪控制轨迹，同时水平段辅以水力振荡器+震击器减少托压卡钻风险[27]，可确保深层页岩气优质储层钻遇率在95 %以上；（3）采用涡轮发电机+串联双电池组可确保MWD 单次入井时间达300 h 以上，降低电耗成本，减小起下钻时间，提高效率[28]。

3.6 固井技术

针对气井漏失、气窜以及分段压裂引起的套管环空带压问题[29，30]，一是研发了低密度水泥浆泡沫体系以及高弹韧性水泥浆体系[26，31]，其中水泥浆泡沫体系密度为0.85 g/cm3～1.60 g/cm3,抗压强度8 MPa，弹性模量2.5 GPa～6 GPa，现场应用后发现单井节约堵漏时间7 d，固井质量优良率100 %；关于高弹韧性水泥浆体系，其最低弹性模量4.5 GPa，耐温达140 ℃，能够确保压裂施工105 MPa 下的水泥环完整性，现场应用情况表明该体系可满足丁山区深层页岩气固井技术要求。二是优选高效清洗液体系，可在短时间内对井壁进行清洗，提高第一二界面胶结强度，改善固井质量。三是优化扶正器设计提高套管居中度。四是采用高强度密封胶塞技术和自修复水泥浆技术以治理因密封性被破坏引起的环空带压问题[32]。

4 结论及建议

（1）深层页岩气钻井难点主要是地质条件复杂，钻遇层序较多，浅层易漏失，钻头适应性差、井眼轨迹控制难度大、地层温度高导致仪器失效等问题。

（2）设计高效PDC 钻头、推广相配套的钻完井提速提效工具、研发耐温旋转导向工具+精细化近钻头测量技术、研发环境友好型高效水基钻井液以及抗温抗压固井等技术是实现深层页岩气钻井提速提效的关键。

（3）随着埋深增加带来温度和压力的改变，页岩气钻井技术与方法也会随之变化。下步建议：一是完善深层页岩气钻井技术提速提效的理论，建立深层条件下井筒温度、应力场变化模型，构建深层页岩气高效钻井技术与方法；二是持续攻关“一趟钻”技术，大力推广钻井新技术，在试验中不断优化、完善和改进，缩短钻井周期、减少复杂事故处理、降低钻完井成本实现深层页岩气的效益开发。