小井眼钻井技术在页岩气井的实践与认识

龙志平 陈士奎 曹建山 丁锦鹤

摘要：随着南川页岩气田的持续开发，井位部署逐步向地质构造复杂区拓展，钻井难度及降本压力也在逐渐增大。以JY20XHF井为例，该井前期由于二开钻遇志留系小河坝组裂缝发育地层，与目的层龙马溪组处于同一裸眼井段，存在“上漏下垮”现象。为实现该井高效完井，应用尾管封隔上部易漏层，采用152.4 mm（6 in）小井眼钻进目的层。而小井眼钻井存在环空间隙小、井下压力波动大、井眼携砂困难、定向工具面不稳及固井难度大等施工难题，为此开展了小井眼水力参数、轨道设计、高效钻头、钻具组合、防漏堵漏、固井工艺等相关技术的优化与实践。现场应用表明，JY20XHF井152.4 mm（6 in）小井眼造斜段和水平段施工周期较设计周期节约24.1%，目的层钻遇率达到95%。JY20XHF井小井眼钻井的成功实施，为渝东南常压页岩气水平井小井眼钻井积累了宝贵的经验，同时对后期该地区页岩气水平井井身结构瘦身优化提出了2套方案，可进一步开展工具优选与参数工作，以实现提速降本的目标。

关键词：页岩气井；水平井；小井眼钻井；井身结构；钻具组合；堵漏；提速提效

With the continuous development of Nanchuan shale gas field， the well placement is gradually expanding to the complex geological structure area， and the drilling difficulty and cost reduction pressure are also gradually increasing.Taking Well JY20XHF as an example， a phenomenon of “upper leakage and lower collapse” was observed in the well， which encountered in the second spudin the Silurian Xiaoheba Formation with fractures that is in the same open hole section as the target layer Longmaxi Formation.In order to achieve efficient completion of the well， the liner was used to seal the upper leaky layer， and the 152.4 mm（6 in） slim hole was used to drill the target layer.However， there were some operational problems in slim hole drilling， such as small annular clearance， large downhole pressure fluctuation， difficult sand carrying of wellbore， unstable orienting tool surface and difficult cementing， so the optimization and practice of related technologies such as slim hole hydraulic parameters， trajectory design， efficient bit， bottomhole assembly， lost circulation resistance and plugging， and cementing technology were carried out.Field application shows that the operational period of kick off section and horizontal section of the 152.4 mm（6 in） slim hole in Well JY20XHF is 24.1% less than the planned period， and the penetration rate of target layer reaches 95%.The successful drilling of slim hole in Well JY20XHF has accumulated valuable experiences in slim hole drilling of shale gas horizontal wells in southeastern Chongqing City.Simultaneously， two sets of schemes for slimming optimization of shale gas horizontal well structure in this area in the later stage were put forward， and tool and parameter optimization can be further carried out to achieve the target of increasing speed and reducing cost.

shale gas well；horizontal well；slim hole drilling；wellbore configuration；bottomhole assembly；plugging；drilling rate and efficiency improvement

0 引 言

隨着南川页岩气田勘探开发的持续开展，在渝东南地区部署的水平井越来越多，目前该页岩气田已建成13×108 m3产能。由于该地区处于盆缘转换带，地质构造复杂、地层改造作用强、高角度裂缝及层理裂缝发育，所以钻井过程中恶性漏失频繁发生，其中平桥南斜坡构造区平均单井漏失次数超过7次，下部地层油基钻井液漏失占比达50%以上。虽然采用各类堵漏方式，如桥浆挤堵、水泥固结堵漏等，但效果不佳，复漏率高，单井平均漏失油基钻井液仍达到200～500 m3，部分井漏失量甚至达到1 000 m3以上，造成了严重的经济损失［1-2］。油基钻井液堵漏相比水基钻井液对堵漏剂性能的要求更高，目前大部分堵漏材料在油基条件下不易膨胀和搭桥成网，堵漏效果较差，且耗时长、成本高［3］。

为有效解决南川页岩气田志留系裸眼段“上漏下垮”处理难及成本高的问题，从井身结构优化的角度考虑，在不改变开孔尺寸的前提下，增加套管层次以对上部恶性漏层进行封隔。综合考虑降本，采用悬挂尾管的方式封隔漏失层，目的层采用152.4 mm钻头钻进，有效解决了JY20XHF井的漏、垮问题。由于井眼尺寸的缩小，钻井难度也随之增大，为克服小井眼环空间隙小、井下压力波动大、井眼携砂困难、定向工具面不稳及固井难度大等施工难题，开展了小井眼水力参数、轨道设计、高效钻头、钻具组合、防漏堵漏、固井工艺等相关技术的优化与实践，取得了较好的提速效果，也为后期南川页岩气田水平井井身结构瘦身，实现提速降本提供了新思路。

1 主要难点分析

JY20XHF井是部署在南川区块平桥南斜坡构造第一排的一口页岩气评价水平井，目的层为龙马溪组，该井设计采用工区常用的“导管+二开”井身结构［4］：406.4 mm钻头（339.7 mm导管）+311.2 mm 钻头（244.5 mm表层套管）+215.9 mm 钻头（139.7 mm生产套管），设计井深为5 462.00 m，如图1所示。因该区块地质构造复杂，地层各向差异性大，钻井过程中井下漏失、垮塌等复杂情况频发，先后采用桥浆、凝胶、水泥等堵漏方式堵漏21次，但效果不佳。后期通过优化井身结构（如图1b所示），增加1层尾管，对易漏易垮的志留系韩家店组和小河坝组地层进行封隔，采用152.4 mm小井眼进行目的层龙马溪组造斜段、水平段的鉆进施工，下入114.3 mm生产套管。优化后JY20XHF井目的层垂深达到3 750 m，水平段长度达到1 500 m，而且是工区第一口小井眼水平井，因此在钻进过程中面临诸多严峻的挑战。

由于该井垂深较深且龙马溪组地层井壁稳定性差，施工中小井眼钻井环空间隙小、钻具强度低、定向困难等［5-6］特点显得非常突出，给钻完井施工带来一系列难题，主要体现在以下几方面：

（1）小井眼钻井环空间隙小。钻井难点表现为3点：①环空间隙小使得循环环空压耗较大，井底循环当量密度高，导致低压层极易发生漏失；②起钻抽汲压力相对较大，易引起溢流或井涌；③小井眼容积比较小，循环排量小，而使用的钻井液罐较大，发生溢流和漏失不易及时察觉。

（2）地质构造复杂。龙马溪组①、②号小层地层相对破碎，轨迹来回穿越易出现井壁垮塌，卡钻风险较高。同时根据同平台邻井资料，该井龙马溪组地层坍塌压力、漏失压力范围较小，钻井液密度窗口窄，漏垮同存风险高。

（3）井眼清洁难度大。JY20XHF井技术套管采用尾管悬挂，钻具在表层套管、技术套管、裸眼段存在多个尺寸环空间隙。由于受泵压、排量等限制，难以同时满足各井段最小携岩效果，所以井眼清洁难度较大。

（4）水平段长，轨迹控制难度大。JY20XHF井设计井深5 462 m，水平段长1 500 m。采用小井眼钻井时，下部钻具尺寸小、刚性差、重量轻、钻具柔性大，定向钻井钻压敏感性差，施加钻压范围受到限制；钻井时工具面不易控制，同时蹩钻也不明显，钻井辅助时间长；钻进过程中水平段后期钻具极易发生屈曲，进而影响水平段延伸，使得轨迹控制难度进一步增加。

（5）固井施工难度大。主要体现在以下3方面：①152.4 mm井眼下114.3 mm（41/2 in）套管，环空间隙小，套管下入难度大；②由于地层承压能力较低，环空间隙小、循环摩阻大、施工压力高，施工全程注替排量受限，影响顶替效率；③采用油基钻井液，井壁形成油膜，不易清洗和驱替干净，影响二界面胶结质量。

2 钻完井关键技术

为克服环空间隙小、井下压力波动大、井眼携砂困难、定向托压严重及水平段钻进期间漏垮同存等施工难题，从水力参数、钻井液性能、工具优选、井眼轨迹、钻具组合优化、防漏堵漏、固井工艺等方面进行了优化与实践。

2.1 水力参数优化设计

对于水平井而言，水力参数优化的最主要目的是实现井眼环空清洁，从而降低井底循环压耗、提高钻速、降低卡钻风险等［7-10］。相比常规钻井，小井眼钻井循环压耗主要发生在钻具和环形空间内，由于受到地面管线与地层的双重限制，排量的选择不但要考虑井眼清洁的要求，还需要考虑地层承压能力，即水力参数优化需要综合考虑最小携岩排量和井底循环当量密度（简称ECD）。

2.1.1 最小携岩排量

在钻进过程中，由钻头破碎地层产生的岩屑随钻井液的流动不断被排出井筒。在斜井段和水平段，岩屑在自身重力作用下易堆积在下侧井壁上，从而形成岩屑床。如果岩屑床得不到较好的控制和清洗，将会造成诸多复杂情况发生。在钻井液性能、转盘转速、钻具组合等一定的条件下，通过加大排量能够有利于提升钻井液的携岩效果。然而对于同一口井而言，不同井段的井眼尺寸、井斜角、钻具尺寸等可能均不一致，所以每个井段环空无法形成岩屑床所需要的最小排量也不一样。因此，需要分别计算出各个井段的最小携岩排量，其对应的泵排量中最大的数据就是整口井所需的最小携岩排量。

通过软件模拟计算出各井段所需最小携岩排量如图2所示。由图2可知，保证全井井眼清洁的最小排量为16.5 L/s。

2.1.2 井底循环当量密度

当JY20XHF井177.8 mm套管鞋承压当量密度达到1.56 g/cm3时会发生漏失，即正常钻进时套管鞋处ECD应控制在1.56 g/cm3以内。

该井使用152.4 mm钻头，通常配合使用88.9 mm钻杆（接头外径127 mm）与127 mm钻杆的复合钻具组合，裸眼最小环空间隙理论值仅有12.7 mm。因而微小排量的变化、钻柱的旋转或起下钻的抽汲或激动压力都会引起当量循环密度较大的变化，也会大大增加井漏和井垮的可能性。同时，由于环空间隙小，若出现井壁垮塌，极易造成卡钻。

根据软件计算得到在钻井液密度为1.49 g/cm3、排量为16.5 L/s时，井口、套管鞋、井底3个位置的循环当量密度（见表1）。

利用软件计算不同排量下套管鞋处的循环当量密度如图3所示。当排量达到24.00 L/s时，套管鞋处当量密度达到1.56 g/cm3，即在钻井液性能不变的情况下，钻井过程中最大排量不宜超过24.00 L/s，排量宜控制在16.50～24.00 L/s之间。

2.2 井眼轨道优化设计

2.2.1 最大井眼曲率计算

作为小井眼水平井的关键技术之一，管柱是否能够安全下入关系到整个水平井施工的成败。由于地质条件影响，小井眼水平井存在局部范围内井眼曲率大于设计曲率的情况，在环空间隙小的情形下套管下入难度会急剧增加［11-13］。因此结合现场实际，对局部弯曲条件下小井眼内管柱通过能力进行了分析，重点针对裸眼段套管和钻具的下入能力进行计算分析，从而初步确定合理的井眼曲率范围，以保证施工安全。

（1）技术套管和生产套管通过相应井眼的最大曲率计算。

为保证水平井大斜度井段套管的顺利下入，需要考虑套管管体允许的最大弯曲曲率的要求。根据套管允许最大弯曲曲率计算公式来计算不同套管型号的井眼曲率半径，以此来优化、指导井眼轨道设计。下套管允许的最大井眼曲率计算公式为：

根据式（1），计算得出各开次下套管允许的最大井眼曲率如表2所示。从表2可以看出，套管型号的差异对下入井眼曲率的要求影响较为明显。钢级越高下套管允许的最大井眼曲率越大。另外，安全系数取值不同时，允许下套管的最大井眼曲率也不同。當C1、C2取值较大时，下套管允许的井眼曲率逐渐变小，而井眼曲率须随之增大。

该井技术套管钢级为N80级，对于215.9 mm井眼最大井眼曲率每30 m不宜超过8.6°，才可保证177.8 mm技术套管顺利下入。生产套管采用TP140V钢级套管，允许152.4 mm套管下入井眼曲率每30 m最大不超过21.8°。

综上所述，该井二开和三开的井眼曲率每30 m分别宜控制在7.5°和7.7°以内，能够同时保证动力钻具和对应套管安全、顺利下入。

2.2.2 井眼轨道优化设计

由于该井原设计井深为5 462 m，水平段长度达1 500 m，采用215.9 mm井眼能够实现正常钻进。但是采用152.4 mm井眼钻进时，由于钻具钻具尺寸小、柔性大，水平段后期钻进过程中钻具极易发生屈曲，影响水平段延伸［14-15］（见图4和图5）。因此，需要对井眼轨道进行优化，计算最优水平段长及井深。

该井二开及三开井段设计采用“增—稳—增—稳—增—稳”6段制轨道剖面设计。其中第一增斜段设计每30 m采用5.0°造斜率进行增斜调整，第二造斜段每30 m采用5.5°进行增斜扭方位，第二稳斜段为177.8 mm技术套管下入位置。三开采用152.4 mm钻头进行后续的“稳—增（着陆）—水平段”钻进。结合钻具屈曲分析，采用152.4 mm钻头配合88.9 mm钻杆（造斜段+水平段）与127 mm钻杆（直井段）钻进。当井深达到5 215 m、水平段为1 200 m时，钻具屈曲达到临界。优化后的井眼轨迹剖面如表4所示。

2.3 优选高效钻头及参数

钻头优选主要针对三开小井眼井段，钻遇地层主要为龙马溪组地层，该地层岩石可钻性级值主要在4～5，硬度在600～1 500 MPa，研磨性指数在15～40，塑性系数在1.24～1.54范围内，总体上属于中等研磨性、高脆性、低塑性、中-中硬地层。钻头选型以PDC为主，具有较好的耐磨、抗震、保径、定向稳定等性能，推荐刀翼数为5～6刀翼，切削齿大小为13～16 mm，水力参数设计利于井底清洗。同时结合前期钻井施工经验，分井段进行钻头合理选型，如表5所示。

2.4 钻具组合优化技术

根据不同阶段采用不同钻具组合对JY20XHF井开展井眼钻井作业。

（1）钻具组合优化要求：①钻具组合上部使用S135 127.0 mm钻杆，下部使用S135 88.9 mm钻杆+加重钻杆，均为Ⅰ级钻杆；②使用127.0 mm+88.9 mm钻杆复合钻具组合，保持88.9 mm钻杆顶部在177.8 mm套管悬挂器以上100～150 m，尽量增大环空间隙；③造斜段底部推荐使用螺旋钻铤，以减小钻铤外表面与井壁接触面积，减小压差卡钻风险；④进入水平段及易垮塌层前，进一步精简钻具组合，使用88.9 mm加重钻杆代替钻铤，减小钻具载荷。

（2）造斜段：全力造斜扭方位和配合地质找层，确保水平段平稳着陆。钻具组合设计为152.4 mm混合钻头+1.5°螺杆（耐油基螺杆含扶正器）+88.9 mm 钻杆+127.0 mm钻杆。

（3）水平段：通过优化扶正器，在平稳控制井斜的同时提高复合比例。钻具组合设计为152.4 mm PDC钻头+1.25°螺杆（耐油基螺杆不含扶正器）+88.9 mm钻杆+127.0 mm钻杆。

2.5 防漏堵漏技术

JY20XHF井在177.8 mm套管鞋处龙马溪承压当量密度仅能达到1.56 g/cm3，而钻井液密度为1.49 g/cm3，因而钻井过程中发生漏失的概率较大。由于采用油基钻井液钻进，若不采取有效的防漏堵漏措施，不仅会造成较大的成本消耗，而且会给钻进带来较高的安全风险。

为减少堵漏时间、降低油基消耗、提高钻井效率，该井优化采用强封堵与随钻堵漏相结合的方式，在钻井液中及时补充小颗粒堵漏剂来封闭井筒附近的孔隙和微裂缝，强化井壁，提高井眼承压能力［16-17］。井漏发生后可通过适当降低排量来控制漏速。当漏速≤5 m3/h时，采用PreeLOSS防漏体系进行随钻堵漏；当漏速＞5 m3/h时，可以采用DUALLOSS堵漏体系进行堵漏施工；若发生井漏失返，开泵上提一个立柱后再停泵，吊管起钻至套管鞋内，尝试在循环井浆中加入大颗粒堵漏材料，如采用CURELOSS复合堵漏浆对漏失情况进行控制。

2.6 固井工艺优化

小井眼固井裸眼段环空容积小，循环摩阻大、施工压力高，施工全程注替排量受限。同时该井存在多个环容段，环空返速差异比较大，影响前置液冲刷效果及顶替效率。为提高小井眼固井质量，从以下几方面进行优化：

（1）合理设计扶正器的配置，裸眼段及177.8 mm（7 in）套管內使用整体式弹性扶正器，244.5 mm（95/8 in）套管内使用双弓弹性扶正器，保证套管居中度，提高顶替效率。

（2）替浆时采用全井段清水，使水平段套管漂浮，提高套管居中度，保证施工的安全连续性。

（3）为满足后期大型分段压裂需要，优化浆柱结构，采用双凝双密度水泥浆柱。领浆采用防气窜高强度漂珠低密度水泥浆体系，尾浆采用弹韧性防气窜水泥浆体系。

（4）采用前置冲洗液、加重隔离液、后置冲洗液3级冲洗工艺，针对244.5 mm套管井段环空返速低的情况，增加洗油冲洗剂的浓度，增加化学冲刷能力，更好地驱除井壁和套管上的油膜和虚泥饼，确保水泥环与一、二界面的胶结强度。

（5）为降低循环摩阻，降低井下漏失风险，优化水泥浆返高至1 500 m，并控制领、尾浆密度低于钻井液密度。

3 效果分析及降本应用

3.1 钻井效果分析

JY20XHF井完钻井深5 016.00 m，水平段长1 075.51 m，最大井斜角99.89°，最大水平位移1 377.71 m；小井眼钻井周期24.29 d，较设计钻井周期节约24.1%的时间。

使用3趟钻完成造斜段和水平段施工，累计进尺1 489 m，平均机械钻速达7.11 m/h。其中造斜段优选采用KPM1042RT混合钻头，成功解决了造斜段扭方位工具面不稳的难题，同时采取单根分段滑动方式，为下部水平段施工创造了良好的基础。造斜段单趟进尺380 m，平均机械钻速达到8.39 m/h。水平段优选采用五刀翼PDC钻头，配合长寿命螺杆单趟钻最高进尺达到848 m，实现了使用螺杆钻具2趟施工完水平段，目的层钻遇率达95%，较旋转导向工具大大节约了成本。

施工过程中排量控制在19.0～24.0 L/s；套管鞋处当量密度小于1.53 g/cm3（见表6），小于漏失当量密度，提高了水力参数的同时确保了井下作业的安全。

3.2 页岩气降本应用

南川页岩气田属于常压页岩气藏，部分井区产量较低，当前常规井身结构提速降本已到了一定的瓶颈阶段。通过源头优化井身结构，缩小各级井眼尺寸，不仅能够实现上部大尺寸井段的钻井提速，而且能够降低钻井管材和钻井液的消耗、水基及油基钻屑的排放和处理费等，还给钻井降本带来了新思路。

小井眼水平井钻井技术在JY20XHF井中的成功应用，以及近期江汉油田部署在涪陵区块的1口井身结构瘦身试验井——焦页108-S3HF井顺利完井，实现科学降本300余万元，应用表明，井身结构瘦身对国内页岩油气低成本钻井具有很好的适用性，为后期南川地区常压页岩气水平井井钻井提速降本提供了范例。

3.2.1 井身结构优化方案

根据储层改造工具要求，可采取2种瘦身方式进行试验，生产套管采用139.7 mm和114.3 mm。以“导管+二开”制井身结构为例，提出2套井身结构优化方案，如表7所示。

表7 井身结构优化对比Table 7 Comparison ofwellbore configuration optimization

井段结构方案导管一开二开

钻头/mm套管/mm钻头/mm套管/mm钻头/mm套管/mm降本效果/%

常规结构406.4339.7311.2244.5215.9139.7

上部井段瘦身方案374.7298.4269.9219.1190.5139.79.50

全井段瘦身方案349.3273.1250.8193.7171.5114.322.00

从表7可以看出，2套井身结构方案均能实现一定程度的提速降本。上部井段瘦身方案是保证生产套管尺寸不变，对上部井眼尺寸进行缩小，可实现综合降本9.5%左右；全井段瘦身方案是对所有井眼尺寸缩小，生产套管尺寸与JY20XHF井相同，可实现综合降本22.0%。

3.2.2 提速配套工具

井身结构瘦身优化后，带来对钻头、螺杆、水力振荡器等提速工具尺寸及性能要求的变化。通过JY20XHF井小尺寸钻井工具及参数应用效果评价，钻头、螺杆等工具适应性较好，可基本满足井眼尺寸缩小后的高效钻进，初步形成南川工区井身结构瘦身一体化工具组合，但仍然具有进一步优化提升的空间。

4 认识与建议

（1）JY20XHF井作为重庆南川工区第一口页岩气小井眼水平井，钻井过程中所采用的技术措施保障了该井安全、顺利成井，不仅在常压页岩气水平井小井眼钻井方面积累了宝贵的经验，而且为后期南川地区页岩气水平井井身结构瘦身，实现提速降本提供了新思路。

（2）环空间隙小、水平段长、井下易掉块、密度窗口窄等方面是页岩气小井眼水平井钻井面临的主要问题。通过优化井身结构、优化水力参数、优选钻具组合、优化钻井液性能和加强相关工程措施，可基本满足南川页岩气小井眼水平井安全钻井的需要。

（3）通过优选高效钻头，优化井眼轨道和钻井参数可大幅提高小井眼钻井速度，节约钻井周期。

（4）提出了2套井身结构“瘦身”优化方案，建议在难动用区及复杂构造区选择合适平台，推广井身结构瘦身在页岩气水平井的应用，进一步开展工具的优选和参数的优化试验，降低钻井成本，实现效益开发。

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第一龍志平，副研究员，生于1986年，2010年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，2016年获中国石油大学（北京）油气井工程硕士学位，现主要从事非常规油气钻井工程工艺技术研究工作，地址：（210019）南京市建邺区。Email：longzphaha@126.com。