川南海相深层页岩气水平井钻井关键技术与实践

贾利春 李枝林 张继川 陶怀志 李雷 黄崇君 魏萧

川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院

中国海相深层页岩气是当前及未来页岩气开发的重要接替领域，其中有利区主要位于四川盆地及其周缘，主力层系为盆地南部上奥陶统五峰组−下志留统龙马溪组［1-3］，其中埋深 3 500~ 4 500 m 的深层页岩气资源量达 8×1012m3以上［4］，在泸州、渝西、威荣、丁山等地区钻探的足202-H1井(垂深3 957 m)、黄 202 井 (垂深 4 082 m)、阳 101H2-8(垂深 4 129 m)、泸 203(垂深 3 893 m)、DY1(垂深 4 270 m)等多口深层页岩气井均获得高产工业气流［5-7］，其中泸203井测试产气量达到 138×104m3/d，成为我国首口日产超百万m3的深层页岩气井［6］，展示了深层页岩气巨大的勘探开发潜力。

与3 500 m以浅页岩气储层相比，深层页岩气地质工程条件更复杂，具有埋藏深 (3 500~4 500 m)、井底温度高(高于135 ℃)、地层压力系数高(1.6~2.4)、优质储层薄 (3~5 m)等特征［6-9］，给钻井提速提效提出了诸多挑战，适用于3 500 m以浅的页岩气钻井关键技术已不能完全照搬。虽然我国已在部分深层页岩气井取得了突破，但是与浅层页岩气钻井相比，目前广泛应用的常温工具和钻井液无法适应深层开发的需要，深层页岩气钻井仍然面临着机械钻速低、钻井周期长和成本高的现状，钻井提速提效总体成效与深层页岩气规模效益开发的目标还不匹配［10-11］。如涪陵地区垂深 3 500~4 000 m 的深层页岩气井平均机械钻速5.77 m/h，钻井周期长达120 d，与国外先进技术相比仍存在差距［12］。

得益于技术进步和学习曲线的持续运用，美国页岩气井平均成本持续下降、竞争力不断增强，在油价下跌期间仍然实现产量持续增长［13］，说明持续推进深层页岩气钻井关键技术进步是加快其规模效益开发的重要途径［14-15］。深层页岩气已逐步成为中国页岩气开发的重要接替领域，对于开创我国页岩气勘探开发新局面和保障国家能源安全具有重要的战略意义。笔者通过梳理四川盆地深层页岩气水平井主要钻井技术难点，总结了深层页岩气钻井关键技术取得的进展及实施成效，以期为今后深层页岩气钻井提速提效发挥示范指导作用，促进我国深层页岩气产业的高效发展。

1 深层页岩气水平井钻井难点

1.1 深层页岩埋藏深，上部地层层序增多，钻井速度慢

深层页岩气目的层埋深普遍在3 500 m以深，部分井已超过4 500 m，2021年钻探的L211井完钻井深 6 880 m、水平段长 1 700 m、垂深达 5 104 m，是目前国内首口5 000 m以深页岩气水平井［16］。

与中浅层页岩储层相比，深层页岩储层的上部层序增多，通常川南深层页岩气上部地层增加了沙溪庙组−须家河组等陆相地层、部分区块增加雷口坡组等海相地层［11-12, 14, 17-18］，这些上覆地层的构造、地质条件更复杂。沙溪庙组地层以泥岩、砂岩为主，钻头易发生泥包［19］；自流井组−须家河组部分层段石英砂岩含量较高、研磨性强，PDC钻头易磨损，前期钻井机械钻速5~6 m/h，部分井段低于3 m/h［7］；须家河组中部、中下部含有页岩、炭质页岩，局部地层易坍塌［7］；雷口坡组部分地层含膏盐岩且含水层多，易发生掉块，扩径风险高。

1.2 井底温度高，导向仪器和钻井液耐温性不足

深层页岩气井水平段井底循环温度普遍超过135 ℃，如 Y101H3-6井底温度 150 ℃、Y101H29-4井底最高温度155.7 ℃、L210井底温度甚至达到了167 ℃。高温条件下钻井对井下工具仪器、钻井液体系的耐温性、可靠性提出了挑战。

常规旋转导向工具、随钻测量仪器及常温螺杆钻具在高于135 ℃的工况下长期工作失效率高，导致起下钻趟数增加，钻井效率低［13-14, 20］。例如泸州区块某井因135 ℃的井底循环高温导致6趟钻旋转导向工具无信号，严重影响纯钻时效［17］。

在井底循环高温条件下常规油基钻井液易出现黏度增大、固相沉降等问题［10, 21］，并且钻井液由井底循环到地面后温度变化大，造成钻井液的流变性、稳定性难以维护。

1.3 地层压力高，应用高密度钻井液易导致钻速慢及其他复杂

地层超压(地层压力系数≥1.5)是页岩气保存与富集高产的重要条件［9］，四川盆地深层页岩气普遍超压，其中威荣地区压力系数1.94~2.05［4］，泸州区块压力系数1.94~2.42，长宁、威远区块压力系数1.2~2.0，渝西区块压力系数 1.6~2.0［6］，丁山区块压力系数1.8，荣昌−永川区块压力系数1.85［8］。

为了防止高压地层井眼失稳、确保井筒安全，深层页岩气钻井常用高密度油基钻井液体系，通常采用的钻井液密度范围 1.80~2.35 g/cm3［20］，如 L203井水平段钻井液密度2.17 g/cm3、Y101H3-6井水平段钻井液密度2.2 g/cm3。高密度钻井液的性能维护难度大，而且高黏度、低切力特性导致泵压增高(大于 30 MPa)，对机泵设备要求高［10］；其次，高密度钻井液固相含量高，对井底岩屑具有压持效应，造成机械钻速偏低［22］，与钻井提速的目标相矛盾，同时易造成旋转导向等井下工具仪器、地面降温设备堵塞；再者，深层页岩储层裂缝、层理发育，钻井过程中易出现溢漏同存的情况，钻井液密度过高易引发钻井液漏失［11-12］。

1.4 优质储层薄且微幅构造发育，水平段井眼轨迹控制难度高

深层页岩优质储层靶体厚度薄(3~5 m)，如泸203实钻龙一11优质产层垂厚仅2 m［23］，并且存在储层标志层不清晰的难点，如在涪陵江东−平桥区块A 靶点垂深实钻与设计平均偏差达50 m，最大超过200 m［18］，需要不断调整水平段轨迹以获得较高的靶体钻遇率，轨迹控制难度大。

深层页岩地层所在的上扬子板块历经加里东、印支、燕山、喜马拉雅等多期构造运动［6］，导致优质储层的微幅构造、小断层及天然裂缝发育，地层倾角变化大［6, 14］，同时由于储层预测精度低、实钻与设计偏差大，地质导向难度大。如泸203井因钻前地震建模预测地层存在4°下倾，与实钻地层倾角在−3°~9°变化相差较大，导致井眼轨迹2次下穿进入五峰组，为及时穿回龙马溪优质储层，井眼轨迹调整幅度大，造成部分井段狗腿度严重［23］。

1.5 水平井长水平段井眼清洁困难，井下复杂风险高

深层页岩气水平井的水平段一般长1 500 m，部分井水平段已达到2 000 m甚至更长，如L203H153-8井水平段长 2 050 m，Z203H2-1井水平段长达2 852 m。但是深层页岩气水平井油基钻井液在高温高密度条件下易出现增稠、调整困难、加重剂沉降及携岩效果差等问题［20-21］，导致井眼清洁度差。同时地质导向钻进频繁调整井眼轨迹使井眼呈现W形，造成水平段钻进时摩阻扭矩大、水平段延伸困难、井下卡钻风险大［17］，部分井实钻未钻达设计水平段长［14］。

何骁指出深层页岩的脆性矿物含量介于60%~80%，高于中浅层页岩，脆性增强且裂缝更发育，在高密度钻井液钻进时发生井漏、井壁失稳的风险大［14］，而适用于深层油基钻井液的堵漏材料(微纳米封堵剂)的适应性不足，堵漏成功率低［14, 24］。

2 深层页岩气钻井关键技术

针对深层页岩气水平井钻井过程中的技术难题，在3 500 m以浅页岩气成熟钻井关键技术基础上，通过引进、持续攻关研发和集成应用不断提升，形成了四川盆地深层页岩气水平井钻井关键技术。

2.1 抗高温旋转导向系统及动力钻具

川南深层页岩气水平井造斜段、水平段主要采用旋转导向工具钻进。高温钻井环境致使常规旋转导向工具电子元件等加速老化、井下工作时间短、趟钻次数多［20］。泸州区块前期采用国外旋转导向钻具组合标准模式单井平均趟钻为7.5趟，针对抗高温的挑战，引入斯伦贝谢耐165 ℃高温的Orbit 675推靠式旋转导向工具，实现单井趟钻次数下降至6趟以下，如在L203H2-3井2趟钻完成造斜段和水平段，进尺 2 693 m［20］。

国产高温旋转导向装备也取得重大突破，航天深拓研制的旋转导向系统稳定耐温已达到165 ℃，在Y101H29-4井底温度超过140 ℃、最高155.7 ℃工况下实现造斜段和水平段旋转导向钻进2 495 m、其中水平段 1 900 m，平均机械钻速 11.05 m/h，作业周期 29 d，铂金靶体钻遇率达到 100%［25］。

“旋转导向工具+螺杆”是目前深层页岩气钻井的常用钻具组合，但是在部分井段仍采用“近钻头伽马+螺杆”的常规滑动钻进模式，螺杆钻具同样需要具备优良的抗高温性能，如泸203井优选了国产抗150 ℃高温耐油基等壁厚螺杆和国外抗175 ℃高温耐油基等壁厚螺杆，延长了螺杆钻具井下使用时间［23］。

2.2 提速工具和优快钻井技术

(1)高效PDC钻头。深层页岩气水平井造斜段及水平段钻进需要兼顾钻头的攻击性及耐用性，提高钻头使用寿命和进尺，优选采用Ø16 mm非平面齿、5刀翼高效PDC钻头［19, 22］。泸州区块普遍选用斯伦贝谢公司3D 非平面齿PDC钻头系列，如采用斧型齿的XS516钻头平均机械钻速提升30%［20］。威荣区块WY43-5井定向段优选MDI516钻头，平均机械钻速5.83 m/h；水平段采用国产TS1653B钻头，平均机械钻速7.09 m/h［26］。在平桥−江东区块JY191-1HF井采用超短保径PDC钻头提高钻头侧向切削力和定向造斜率，单只钻头进尺414 m，平均机械钻速 4.99 m/h［11-12］。

国产CAS5163Z型PDC钻头(图1)，优化采用微螺旋刀翼、小切削角度、后排锥形齿和主排屑槽+刀翼辅助排屑槽等结构，在L203H53-4井龙马溪组页岩两趟钻进尺1 873 m、平均机械钻速9.18 m/h，同比邻井L203H53-1井DD505X钻头3趟钻进尺 2 180 m、平均机械钻速 7.93 m/h，单只钻头平均进尺和机械钻速分别提高了29.9%和15.76%。

图1 CAS5163Z型PDC钻头Fig.1 The CAS5163Z PDC bit

(2)钻井参数强化。深层页岩气水平井普遍采用高钻压、高转速、高泵压、大排量、大扭矩的“三高两大”激进式钻井参数，提高钻井速度同时有利于保持井眼清洁［17］。对于泸州区块水平段超过1 500 m的页岩气水平井推荐钻井参数：钻压100~150 kN、转速 80~120 r/min、排量 30~32 L/s［17］。高德利指出采用机械比能理论的随钻钻井参数优化有利于大幅提高机械钻速和作业时效［27］。

(3)提速工具。“钻柱扭摆系统+水力振荡器”降摩减阻模式在长宁−威远等浅层页岩气区块滑动钻井提速方面发挥了关键作用［28］。水力振荡器将底部钻具静摩擦转变为动摩擦、钻柱扭摆系统将上部钻柱由静态转变为周期性旋转，两者相互融合可有效消除托压现象，提高钻井时效。在深层页岩气H202H1-1 井水平段 4 630~5 850 m 采用双水力振荡器+钻柱扭摆系统实现平均机械钻速6.32 m/h，较未使用井段提高了13%［29］。在L203井区须家河−茅口组地层开展了振荡螺杆提速现场试验，L203H3-1井采用振荡螺杆进尺866.73 m，平均机械钻速8.15 m/h，与邻井L203H3-3井常规螺杆平均机械钻速6.73 m/h相比，提高了21.1%。

2.3 降密度控压钻井技术

深层页岩气地层压力系数高，普遍采用高密度油基钻井液，存在性能维护困难、机械钻速低的问题。针对此问题形成了页岩目的层降密度控压钻井技术［11-12］。在焦石坝区块焦页49-3HF井、焦页33-4HF井应用后，实现钻井液密度降低0.08~0.11 g/cm3、机械钻速同比提高29.89%，表明该技术在提高钻井速度方面具有显著成效［18］。

另一方面，深层页岩气储层裂缝发育，易出现溢漏同存，应用控压钻井技术能够防止出现钻井液井漏［12, 30］。在 L203H62-1井水平段采用密度 2.18 g/cm3钻井液，井漏频繁，经多次堵漏均无改善，将密度下调至1.99 g/cm3并采用控压钻井，不仅解决了井漏问题而且降低了井底密度，提高了机械钻速，减少起下钻趟数，延长了工具寿命，实现旋转导向工具单趟最高进尺 516 m，机械钻速达到 8.32 m/h，比平均机械钻速提高66.4%。

采用考虑弱面准则的坍塌压力模型计算得到了L203H58-1井页岩水平段坍塌压力当量密度最优为1.87 g/cm3，实钻中采用控压钻井实现页岩水平段钻井液密度由2.05 g/cm3逐渐降至最低1.87 g/cm3(图2)，钻进 3872.00~5850.00 m 井段累计发生了8次气测异常，通过精细控制井底压力实现钻井液密度降低，最大限度降低了井筒液柱对井底的压持效应，显著提高了机械钻速，水平段平均机械钻速达到7.67 m/h，同比同平台邻井提高了40%。同时该井降低页岩层段钻井液密度后井眼稳定，平均井径扩大率5.72%，实钻中未发生坍塌掉块。

图2 L203H58-1井页岩层段钻井液密度调控Fig.2 Adjustment of the drilling fluid density for the shale interval of Well L203H58-1

2.4 井眼高效清洁技术

随着深层页岩气水平井水平段长度的不断提升，水平段井眼清洁程度成为水平段延伸、钻井提速的制约因素之一［14］。定量评价井内岩屑返出情况有利于及时调整优化钻井参数和钻井液循环措施，川庆钻采院研制了螺旋式岩屑动态计量称重装置(图3)，通过每隔一定周期称量一次螺旋输送机运送的岩屑质量，如此往复，实现钻井岩屑连续计量。该装置可安装在岩屑不落地传送装置或振动筛的出口端，通过实时监测计量岩屑返出及变化情况，可在岩屑返出量异常时发出提前预警，为划眼、短程起下、延长循环时间等井眼净化措施提供指导，从而采取积极主动措施维持井眼清洁，避免水平段岩屑成床、引发起下钻困难或卡钻等井下复杂。

图3 螺旋式岩屑动态计量称重装置Fig.3 Spiral dynamic cutting weighting device

另一方面，钻井中采取“高转速、大排量、长循环”的井眼强净化工艺，配置3台1 600马力(1 176 kW)、额定泵压52 MPa的大功率高压泥浆泵，保障钻井液排量高于30 L/s；同时配备强钻井液净化系统，包括3台高频振动筛、高速及中速离心机各1台，控制钻井液有害固相含量、保障高密度油基钻井液性能及携岩能力，以确保井筒清洁［14, 23］。

针对深层页岩气水平段携砂困难、摩阻扭矩高的问题，川庆钻采院研发了易分散、可降解、不易敷筛的可降解携砂纤维，利用段塞循环方式携带井底岩屑保持井筒清洁，具有携带6 cm×5 cm掉块返出地面的能力，有效提高了水平段携岩清砂效率。在Y102H34平台应用3口井，实现水平段摩阻降低23%、扭矩降低22%。

2.5 钻井液地面循环降温技术

针对井底温度高、钻井液常规循环降热速率慢的问题，川庆钻采院研制了钻井液地面循环降温装置，通过增加换热面积、提高冷却塔功率使钻井液地面循环冷却降温后重新循环入井，实现井底循环温度降低5~15 ℃，为井下旋转导向工具等提供适宜工作条件［17, 20］。如 L203H6-6井采用该装置，水平段前段井底温度120~130 ℃、水平段后段130~135 ℃，显著低于未使用该装置的邻井井底温度135~140 ℃(见图4)，全井未发生因高温导致的工具及仪器失效问题。

图4 钻井液地面降温后井底循环温度的对比Fig.4 Comparison of downhole circulating temperature with and without surface cooling of drilling fluids

2.6 地质工程一体化导向钻井技术

在深层页岩气水平井采用“三维地质工程模型+特殊录井+随钻跟踪精准定位+异常情况随钻评估”的地质工程一体化导向钻井模式，由地质、工程、导向等专业组成地质工程一体化导向小组，基于三维精细地质建模、多源信息精准定位对优质储层垂向分层和横向展布进行精细刻画，综合应用岩屑录井、钻时气测录井、元素录井等精准识别钻遇岩性和层位，确保轨迹在铂金靶体内穿行［4, 6, 13-15, 31-33］。同时，搭建一体化地质导向决策系统，该平台包括随钻测井与录井数据同步实时采集系统、水平井地质导向应用系统、水平井井眼轨迹投影于地震数据体的实时展示系统3个子系统［32］，更新迭代钻前、钻中、钻后全过程三维地质模型，为地质工程一体化导向小组提供决策支持，精细制定导向措施，跟踪指导钻进过程。

通过精细刻画构造断层、储层品质、地应力和裂缝发育情况，优选“地质+工程”双甜点，采用地质工程一体化导向钻井技术实时跟踪、调整水平井井眼轨迹，确保箱体钻遇率。如L203H58-1井铂金靶体钻遇率92.5%、L210井铂金靶体钻遇率96.1%、L203H62-1井和Y101H41-2井铂金靶体钻遇率均达到了100%。

3 现场应用效果

在泸州、渝西地区的L203、Z201、Y101等井区开展了深层页岩气水平井钻井关键技术现场实践，有效提高了机械钻速和铂金靶体钻遇率，大幅缩短了钻井周期。L203井区单井钻井周期由初期的199 d缩短至平均 82.6 d，其中 L203H2-3井完钻井深5 420 m，水平段长 1 495 m，钻井周期 63.64 d，与初期最快钻井周期 92.04 d相比，降低了 30.86%。Z201井区单井钻井周期由初期的239.5 d缩短至平均 118 d，其中 Z201H3-3 井完钻井深 4 835 m，钻井周期 78.99 d。

同时，钻成了完钻井深 7 318 m、水平段长2 852 m 的 Z203H2-1 井 和 首 口 5 000 m 以 深 的L211 井 (完钻井深 6 880 m、水平段长 1 700 m、垂深5 104 m)，取得了显著效果。表1列出了深层页岩气水平井钻井关键技术在部分井应用效果。

表1 深层页岩气水平井钻井关键技术在部分井应用效果Table 1 Application performance of the developed key technology for deep shale gas horizontal drilling in some wells

4 结论

(1)针对川南海相深层页岩气水平井钻井存在的技术难点，通过优选抗高温旋转导向系统及提速工具、采用降密度控压钻井、研发岩屑动态称重装置及可降解携砂纤维维持井眼清洁、利用钻井液地面降温装置保障井下工具仪器正常作业、推广地质工程一体化导向钻井，形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。

(2)加快川南海相深层页岩气规模效益开发，需要持续提升钻井关键技术水平，建议进一步开展油基钻井液性能改进攻关及高性能水基钻井液研发，降低环保压力和成本压力，突破完善国产耐高温旋转导向工具及MWD仪器，提升其在高温环境下稳定性及耐用性，继续攻关高效破岩PDC钻头、水力振荡器及全金属螺杆等提速工具，形成适合于深层页岩气的“一趟钻”技术，不断丰富地质工程一体化导向钻井技术，形成适应深层页岩气地质特征的优快钻井技术，支撑深层页岩气的安全高效钻井。