DY3-1HF常压页岩气水平井低成本钻井技术

张 露，张玉胜，江 波，王希勇，朱化蜀，张继尹

(1.中国石化西南油气分公司产能建设及勘探项目部，四川德阳618000；2.中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳618000)

随着页岩气技术的不断发展，国内页岩气水平井数量大幅增加，页岩气开发逐渐向着深层和浅层常压区延伸。本文在介绍丁山常压区页岩气地质工程特征基础上，深入分析了DY3-1HF井中各项钻井关键技术的运用和效果，积累了在丁山常压区钻页岩气水平井的经验，对该区域及其他常压页岩气区后续水平井低成本钻井施工具有借鉴意义。

1 地质概况及钻井技术难点分析

1.1 地层特征

丁山地区为核部NE向背斜和NW向断鼻构造叠加而成的复合构造，埋深变化大，构造东南侧盆缘区域为常压区，埋深较浅在2300m左右。地层压力系数1.08，钻遇地层自上而下依次为三叠系雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，志留系韩家店组、石牛栏组、龙马溪组，地层倾角变化较大。嘉陵江组特别是嘉四段、嘉二段膏盐岩发育，龙潭组、梁山组、石牛栏组、龙马溪组泥页岩发育，龙潭组发育煤层。

1.2 钻井技术难点分析

结合DY3-1HF地质特点和邻井实钻资料，分析该井主要存在以下钻井技术难点。

（1）嘉陵江组浅层同井场DY3HF井发生裂缝型井漏；长兴组、茅口组、栖霞组以灰岩为主，裂缝发育，容易出现井漏，安全钻进风险较高。

（2）本井位于褶皱带常压区，地层倾角变化大，同区邻井DY1HF井地层倾角15°左右，地层自然造斜能力强，同井场邻井直井段最大井斜6.09°，直井段防斜打直难度较大。

（3）受钻井液浸泡影响，龙马溪组泥页岩水化后易产生掉块，易发生井壁失稳及卡钻。

（4）纵向上钻遇多个地层，海相易井漏，可能含有硫化氢，目的层气显示活跃，且常压页岩气水平井产量低，成本控制要求高，对安全与低成本钻井提出高要求。

2 钻井关键技术

2.1 井身结构及井眼轨道设计技术

2.1.1 井身结构设计优化技术

同井场已完钻勘探井DY3HF井，采用直导眼+侧钻三开井身结构。作为后续开发井，本井从确保井下安全，降低钻井成本角度，设计二开制井身结构。导管，∅406.4mm钻头×182m，∅339.7mm套管×180m，封上部易漏层和浅水层；一开，∅311.2mm钻头×1580m，∅244.5mm套管×1578m，封隔梁山组以上不稳定易垮塌掉块地层；二开，∅215.9mm钻头钻至4052m，完成直井段、造斜段、水平段钻进，测井解释综合评价后，下∅139.7mm套管完井。在确保安全的前提下，简化井身结构，缩短大尺寸井段长度，以实现降低钻井成本。

2.1.2 井眼轨道设计

DY3-1HF井A、K、B靶点的设计垂深分别为2267.5m、2260.5m和2339.5m，A靶 点 靶 前 距 离449.27m，井口至水平段设计方位线的横向投影距离约256m。轨道剖面总体设计为“二维+三维”，先在二维轨道内增斜，逐步减少井底与设计方位线间的距离，再采用三维轨道实施扭方位和后续增斜入靶钻进。增斜段全角变化率设计为10°/100m和18°/100m，设计水平段长1503m，最大井斜角91.94°，见表1。

表1 DY3-1HF井井眼轨道设计

2.2 表层清水强钻及堵漏技术

针对表层裂缝发育易漏失，兼顾环保要求，采用清水钻进，漏失后清水强钻，并制定相应措施。（1）清水中加入适量高聚物防塌剂，提高井壁稳定性。（2）可通过以下措施，预防沉砂卡钻：①接单根或起钻前进行探砂。当井底沉砂不多（小于3m）时，可通过多次循环，加大排量的方法来清洁井底；当井底沉砂较多时，可泵入一定量的高粘切钻井液（比重1.03～1.05g/cm3，粘度80～100s，切力7.5～10Pa），进行循环。②钻进中出现沉砂的处理：适当增加排量，提高上返速度；降低机械钻速，或让钻头离开井底一段时间；如发现沉砂越来越多，将钻具提离井底，注入一段高粘切钻井液循环。③需停泵时，应上提钻具（不低于一个单根），将钻头提离井底，至安全地带。④当钻头不能提离井底，如只能开单泵，应注入高粘切钻井液参加循环，以避免埋钻。⑤发现钻具被刺时，应立即起钻，使钻头处在安全位置。（3）储备足够多清水。（4）简化入井钻具，增大钻具与井壁间隙。（5）排量的确定兼顾水源量及井下携砂。（6）确定合理转速，转速宜控制50～55r/min，兼顾钻屑上返及钻屑进入漏层需要。（7）接单根动作要快，从停泵到接好单根不超过3min。（8）正确判断钻头使用情况，预防钻头事故。若清水强钻难以实施，可采用堵漏浆强钻。

2.3 钻头选型及提速技术

钻遇海相地层多为白云岩、灰岩及目的层页岩，钻头优选PDC钻头。导管优选6刀翼,8喷嘴，16mm齿钢体PDC，双排齿，适合中硬地层的PDC钻头，考虑到防漏，配合扭力冲击器提速。一开井深319m之前，选用5刀翼，7不等径喷嘴，16mm齿钢体PDC，双排布齿，适用中软地层的PDC钻头，配和扭力冲击器提速防漏。井深319～1587m，选用16mm齿，5刀翼，双排齿PDC钻头，配合244mm螺杆（单弯1.25°）+304mm稳定器+MWD，复合钻井。二开井深1587～2131m（井斜37°）之前，采用16mm齿，5刀翼，双排齿PDC钻头+172mm单弯螺杆（1.5°），采用先滑动造斜至井斜约10°，再主要采用复合钻井提速；井斜37°之后，采用5刀翼16mm切削齿PDC钻头+旋转导向钻进。

2.4 井眼轨迹控制技术

导管及一开浅部井段（井深319m之前），采用PDC+扭力冲击器，常规塔式钻具防斜。一开井深319～1587m采用PDC+244mm螺杆（单弯1.25°）+304mm稳定器+MWD，复合钻井防斜。二开井斜37°前，采用PDC+172mm单弯螺杆（1.5°），先滑动造斜至井斜约10°，再复合钻井增斜至井斜37°；井斜37°之后，采用PDC+旋转导向钻进，实施扭方位、造斜及水平段钻进。

2.5 钻井液技术

DY3-1HF井导管采用清水钻进，清水强钻难以实施之后，转换为堵漏浆钻进。一开采用钾基聚合物钻井液，密度走低限，预防井漏。二开井斜35°之前采用钾基聚磺钻井液，井斜35°之后转换为强抑制强封堵油基钻井液（密度1.55g/cm3）。见表2。

表2 DY3-1HF实钻钻井液体系

3 应用效果

通过合理优化设计井身结构和综合应用清水强钻、堵漏浆钻进、防斜打直、复合钻井、轨迹控制、强封堵油基钻井液等关键技术，克服了DY3-1HF井施工中裂缝性井漏、易井斜、页岩稳定性差、保安全与提速降本等技术难点，顺利钻至井深4193m完钻。

导管清水强钻，清水强钻难以实施后，转为堵漏浆钻进穿越了裂缝型漏失井段，并钻至稳定地层固井，为后续井段钻进提供了条件。导管段钻进及中完时间约9d，以较快的进度结束了浅层易漏井段钻进及固井作业。直井段最大井斜1.6°，最大全角变化率5.25°/100m，斜井段最大全角变化率18°/100m，全井轨迹平滑，实钻未发生阻卡现象，套管均顺利下入到位。全井共采用6只PDC钻头完成钻进。导管平均钻速21.87m/h，一开全井段平均钻速9.88m/h，二开常规导向井段平均钻速11.06m/h，旋转导向井段平均钻速13.74m/h。全井平均钻速11.90m/h，钻井周期42d。

优化井身结构方案确保了钻井的安全性，配套的防漏堵漏、防斜打直、轨迹控制、钻头选型、钻井提速、钻井液技术等，实现了钻井的高效和降本。相比前期三开制水平井，节省钻井时间31.61d、套管217t、水泥180t及其他材料。通过节省工期，节省套管、水泥、添加剂、钻井液方量、日费等项目，相比原三开制水平井节省钻井投资约593万元。

4 结论与建议

（1）DY3-1HF井通过综合应用清水强钻、堵漏浆钻进、防斜打直、复合钻井、旋转导向、优选钻头、强化油基钻井液性能等关键技术，实现了安全快速完钻，为常压页岩气水平井低成本钻井积累了经验。

（2）清水强钻及堵漏浆钻进技术应对丁山构造浅部井段裂缝型漏失效果明显，可快速钻过复杂易漏失层段。

（3）合理优化井身结构、钻头优选、复合钻井、旋转导向、井眼轨迹优化和控制、高效油基钻井液性能控制技术，确保了DY3-1HF井钻井安全、轨迹平滑、顺利中靶、提速降本，为常压页岩气开发提供技术保障。

（4）为进一步降本增效，建议开展常压页岩气水平井小井眼钻完井试验研究。