河南鹿邑深部大口径页岩气调查井钻探施工技术研究

刘国卫，张晓昂，范钦明，张 洋

（1.河南豫中地质勘查工程有限公司，河南郑州 450016；2.河南省地质研究院，河南郑州 450016；3.河南省能源钻井工程技术研究中心；河南郑州 450016；4.范钦明劳模和工匠人才创新工作室，河南郑州 450016）

0 引言

海陆过渡相作为页岩气富成藏的重要沉积环境在我国南方地区分布广泛［1］。由于沉积环境的影响，海陆过渡相泥页岩展布较为局限，横向连续性差，单层厚度较薄，累计厚度大，纵向上与煤层、砂岩层叠置频繁，有机质丰度较高，总脆性矿物含量平均低于50%，黏土含量分布在30%～70%，有利于形成多种类型天然气藏近距离叠置，实现多气共采［2-6］。但特殊的沉积环境及较高黏土含量也为钻井施工造成了困难［7］。本文以钻井工程为剖析对象，针对钻探施工中遇到的坍塌、掉块、取心等难点，从钻探设备、钻井液、钻具组合等角度，提出相对应的技术措施，以期为该区域同类钻井施工提供借鉴。

1 地质条件

鹿邑凹陷位于南华北盆地中北部，主体属于周口坳陷构造单元，面积2 216.58km2，估算上古生界太原组、山西组页岩气总资源量约7 384亿m³，具有较大的页岩气资源勘探前景［8-9］。该凹陷是一个以古近系沉积为主体、多套地层叠合的断陷凹陷，结构总体表现为南断北超。上古生界太原组—山西组属于海陆过渡相煤系，泥页岩比较发育，受区域构造南北向和东西向主应力场控制，凹陷内部断裂发育，不同期地发育了NW和NE向两个方向主要断裂，二者交叉复合、多期改造，形成了现今较为复杂的断裂体系（图1）。NW和NE向断层具有控制凹陷沉积的性质。鹿邑凹陷的断裂主要以喜马拉雅期形成的正断层为主，共有一级断裂3条；二级断裂4条［10-11］。鹿邑凹陷由老至新发育了寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系和新生界，缺失上三叠统及侏罗系、白垩系。

图1 鹿页1井构造位置Figure 1 Structural location of Luye 1 well

2 钻井设计及质量要求

该井是部署在鹿邑凹陷邱集断鼻的一口页岩气调查井，施工目的是查明地层层序，探索上古生界页岩发育特征及含气性，同时兼顾探索致密砂岩气和煤层含气性。钻遇地层如表1所示。

该井为直井，设计井深3360m，完钻井径215.9mm，目的层为下石盒子组、山西组、太原组，设计取心200m，完钻原则为进入奥陶系100m。预测压力梯度为0.93MPa/100m，预测地温梯度2.65℃/100m。采用三开井身结构：一开Φ444.5mm钻头钻穿上部松软、易塌、易漏地层，钻至稳定岩层后下入Φ339.7mm套管，水泥固井上返至地面；二开Φ311.15mm井径钻至三叠系致密岩层段，下入Φ244.5mm套管，水泥固井上返至地面；三开Φ215.9mm井径钻至奥陶系100m后完钻。其质量要求如下：

1）井身质量。最大井斜≤6°，水平位移≤120m，全角变化率≤2.5°/30m，井径扩大率≤15%，目的层≤10%。

2）目的层取心。根据气测资料分别在下石盒子组、山西组和太原组非连续取心，预测总进尺220m，取心率≥85%，岩心直径＞100mm。

3）固井。水泥浆上返至地面，候凝时间＞48h，水泥浆密度1.82～1.91g/cm³。表层套管稳压10MPa，30min 压降≤0.5MPa；技术套管稳压20MPa，30min 压降≤0.5MPa。

3 钻井施工难点

1）地层变化大。由于该区断裂较为发育，同一构造单元内无钻井施工项目，二维地震测网密度4km×4km～4km×6km，地层层位预测深度存在不确定性。

2）井壁稳定差。由于凹陷构造作用，上覆第四系、新近系、古近系厚度大，砂岩与泥岩互层，且砂岩以泥质胶结为主。山西组中上部及上石盒子组含泥岩层段较多，厚度变化大，地层不稳定。泥岩成分以高岭石、蒙脱石为主，岩心呈块状，厚度大，遇水易膨胀，施工中极易出现坍塌、掉块、埋钻事故［12-13］。

3）取心难度大。目的层山西组和太原组埋深在3 000m 以深，泥岩、砂岩、煤、灰岩交错分布，非均质性较大，井底地层压力大，岩心直径要求大于100mm，常规的绳索取心钻具也难以满足设计目的，且设计不连续取心，施工中易发生卡钻、埋钻事故。

4）漏失。奥陶系石灰岩裂隙及岩溶发育，容易出现掉钻、漏失等不可预计的情况。

4 钻井设备及钻井工艺

综合以上分析，上部采用螺杆复合钻+MWD 无线随钻快速钻井工艺［14］，钻至三叠系坚固地层后下入套管并固井，防止取心段频繁起下钻及较长的施工时间影响上部井段稳定造成井内事故；目的层段采用川8-3绳索取心工具进行分段取心。

4.1 钻井设备优选

根据设计井深及最大钩载、钻进最大扭矩参数，本研究采用ZJ40/225 型石油钻机进行施工，配套2 台Y450-6 型电动机提供动力。依据预测最大地层压力31.2MPa，配套了2FZ35-35 型双闸板防喷器。

4.2 钻具组合及钻进参数

一开、二开均为无心钻进，一开采用塔式钻具组合，防止开孔井斜；二开主要采用复合钻进技术快速通过上部易垮塌地层；三开不取心段采用复合钻进技术，取心段采用川8-3 绳索取心工具取心。钻具组合见表2，钻进参数见表3。

表2 钻具组合Table 2 Combination drilling string

表3 钻进参数Table 3 Drilling parameters

4.3 钻井液优选

1）一开井段采用钠土浆钻井液体系。基本配方：水+5%～6%钠土+0.1% Na2CO3+0.1% CMC。

2）二开井段采用强抑制钾铵基聚合物钻井液体系。基本配方：水+2%钠土+0.2%～0.5%烧碱+0.2%～0.3% 纯碱+0.2%～0.5% 聚丙烯酰胺钾盐+0.2%～1%两性离子聚合物包被剂+0.5%～2%页岩抑制剂酰胺聚合物+0.5%～1%降滤失剂+0.2%～0.5%增黏剂+0.1%～0.3%降黏剂。

3）三开井段采用强抑制双钾铵基聚合物钻井液体系。该钻井液体系具有较好的流变性、抗高温能力和适宜的滤失量［15-17］。基本配方：水+2%钠土+0.2%～0.5% 烧碱+0.2%～0.3% 纯碱+0.2%～0.5%聚丙烯酰胺钾盐+5%～10%氯化钾+0.2%～1%两性离子聚合物包被剂+0.5%～2%页岩抑制剂酰胺聚合物+0.5%～1% 降滤失剂+0.2%～0.5% 增黏剂+0.1%～0.3%降黏剂。

5 主要技术对策

5.1 复杂处理及泥浆护壁技术

施工中在井深2 493m时，井内出现坍塌、掉块现象，并伴有多次卡钻事故的发生。根据预测地层梯度设计泥浆密度为1.05g/cm³，在多次调整钻井液体密度至1.15g/cm³之后，井内坍塌的现象依然无法有效解决，最多沉渣达60m，下部施工存在极大风险，且可能导致更严重的孔内事故，为了确保施工安全，调整了施工方案：即在2 426～2 741m井段采用水泥浆回填、封闭，候凝后侧钻通过坍塌段。

5.2 深孔取心技术

取心段主要从下石盒子组底部开始，钻具组合：Φ215.9mmPDC钻头+川8-3取心筒+Φ158.8mm钻铤+Φ127mm钻杆+Φ133mm方钻杆。

根据钻遇地层泥岩、煤、砂岩互层易坍塌掉块的特点，取心钻头选用PDC筒式取心钻头（图2），钻齿出刃较小，降低了对井壁的扰动，同时水眼设计在钻头体上，有效减少了对岩心的冲刷［18-19］。经现场应用试验，筒式取心钻头适宜于海陆过渡相泥页岩取心施工。全井共取心46回次，连续取心200m以上，平均收获率为90.9%，岩心直径102mm，达到了岩心采样试验要求。

图2 筒式取心钻头Figure 2 Barrel-type core bit

6 结论

1）鹿页1井完钻井深3 506.50m，完井周期346d，平均机械钻速1.61m/h，完钻口径215.9mm。自下石盒子组开始取心，取心进尺377.44m，累计取心长度343.25m，取心收获率为90.9%，取心直径102mm，满足设计及测试要求。完井最大井斜9.02°/3 482.50m；井底水平位移111.64m；最大全角变化率0.37°/30m，井身质量符合设计要求。

2）通过钻探施工及取心作业，配合录井及测井工作，获取了原始资料和数据，建立了实钻地层剖面，查明了太原组、山西组、下石盒子组视厚度分别为113.0、97.5、204.5m，主要目的层地层发育；太原组、山西组埋深为3 247.0～3 455.0m，页岩气属于中深层埋深，为该区页岩气进一步勘探开发奠定了基础。

3）鹿页1井钻遇51层油气显示，在下石盒子组、山西组、太原组钻遇页岩含气层16层278.0m，钻遇致密砂岩26层133.5m，钻遇煤层9层15.7m，为资源评价提供了基础资料。

4）二开采用PDC钻头+MWD+0.75°斜单弯螺杆复合钻进技术，进尺1 976.15m，平均机械钻速4.6m/h，全面提高了钻进效率，并有效跟踪控制了井斜，保证了井身质量。

5）针对该井区海陆过渡相软硬互层、易坍塌掉块的地层特征，优选出了强抑制双钾铵基聚合物钻井液体系，密度1.15～1.25g/cm3、黏度180～200s，达到了护壁的目的，解决了孔内坍塌掉块问题；但较高的泥浆密度影响了地化录井和气测录井资料的可靠性，影响了气层的评价效果，建议针对该井区进一步研究更适宜的钻井液体系。