丁页5井侧钻水平井钻井技术与实践

2022-05-09 08:25:03| 浏览次数：

摘要：丁页5井侧钻水平井是部署在丁山区块的一口评价井，是在直导眼井丁页5井的基礎上侧钻的一口深层页岩气水平井，侧钻点井深3298m，最大井斜84.2°，完钻井深5685m。该井施工面临地层可钻性差、侧钻难度大、斜井段泥页岩井壁失稳、长水平段摩阻大，优质页岩气储层钻遇率难以保证等技术难点。为此，在充分调研邻井资料的基础上，优选长寿命牙轮钻头配合使用2.5°弯接头和直螺杆一趟钻侧钻成功；二开定向段优选大扭矩长寿命等壁厚螺杆配合高效PDC钻头定向钻进，机械钻速达2.5m/h；三开水平段使用旋转导向配合油基钻井液钻进，一趟钻钻完水平段1635m，实现了水平段“一趟钻”施工；使用了近钻头伽马配合伽马成像技术结合可视化远程实时传输技术，优质页岩气储层钻遇率100%。现场应用表明，这些技术的应用有效的保证了该井的顺利施工，并创造了当时区块Φ215.9mm井眼PDC钻头单趟进尺纪录，对区块内后续井的施工有一定的借鉴作用。

关键词：侧钻；等壁厚螺杆；旋转导向；油基钻井液；一趟钻；伽马成像

丁页5井侧钻水平井是在导眼井丁页5井的基础上侧钻施工的一口海相页岩气预探井，丁页5井（导眼井）钻探证实五峰组-龙马溪组富有机质泥页岩厚81.2m，底部优质页岩气层段厚31.7m，现场岩心实测含气量较高，具有良好的页岩气富集地质条件。另外，邻井丁页1HF井、丁页2HF井、丁页3HF井在龙马溪组压裂测试，分别获得日产天然气3.4万方、10.5万方、3.36万方页岩气流。通过实施丁页5井侧钻水平井钻探和分段压裂改造，有望获得商业气流，扩大丁山地区页岩气勘探成果。

1 区域地质概况

1.1 地质构造

丁页5井侧钻水平井井区位于林滩场-丁山北东向构造带丁山构造北西翼。从构造平面形态来看，丁山构造位于齐岳山隐伏断裂下盘，为北东走向的断背斜，北西翼陡倾并与向斜相连，南东翼通过齐岳山弧形隐伏断裂与垭背斜相接，并被齐岳山弧形隐伏断裂及其伴生断裂切割而复杂化。

1.2 目的层的确定

为了保证优质页岩气层钻遇率、提高气井产量，选择丁页5井导眼井龙马溪组一段一亚段井深3809m处（③号小层下部）为水平井垂向靶心位置。该垂向靶心位置为位于标志性的高伽马页岩薄层上部爬升段，为优质页岩气层集中发育段，一方面有利于提高水平井产量，另一方面高伽马页岩段便于水平井跟踪、井眼轨迹控制。

2 设计情况

2.1 井身结构设计[1]

根据本井的地层压力预测情况和邻井的钻井完钻井统计资料，经过分析论证，本井使用以下井身结构为：二开侧钻井段，φ311.2mm钻头×4164m（A靶点），φ244.5mm技术套管×4162m；三开水平段，φ215.9mm钻头×5685m，φ139.7mm套管×5682m。

2.2 井眼轨道设计

本井设计A、B靶点垂深分别为3892m、4134m，靶前距499m，采用“直-增-稳-增-平”的剖面设计，设计井深5684.62m，最大井斜80.84°，水平位移2000m，详细剖面数据见表1。

3 技术难点分析[2]

①侧钻难度大。丁页5井侧钻水平井设计侧钻点井深3315m，位于中志留统韩家店组底部，岩性以灰色泥岩为主，夹薄层灰质泥岩，地层埋藏深、可钻性差、平均机械钻速低，侧钻施工难度大，一趟钻侧钻成功率低。

②地层可钻性差，机械钻速低。川东南丁山地区发育晚震旦世至侏罗纪地层，侧钻井段主要钻遇志留系韩家店组、石牛栏组和龙马溪组，地层古老，可钻性差，各向异性大，钻井过程中存在易发生井下复杂、机械钻速低、钻井周期长等问题。[3]

③井壁易失稳，摩阻扭矩大。斜井段主要钻遇志留系地层，岩性以泥岩、灰岩为主，泥岩水化后易剥蚀掉块，且地层微裂缝发育，钻井液滤液容易沿微裂隙进入地层内部，破坏泥页岩的胶结性和原有的力学平衡，导致岩石碎裂，引起井壁失稳。[3]另外，由于水平段较长，易形成岩屑床，难以保证井眼清洁，要求钻井液具有良好的润滑防卡和携岩能力。

④优质储层钻遇率难以保证。本井为预探井，高伽马页岩层较薄，且区块内可参考井较少，地层可预见性差，难以保证优质页岩气储层钻遇率。

4 技术对策

4.1 硬地层一趟钻侧钻技术

侧钻施工是本井的重点，也是难点。针对大尺寸井眼和致密坚硬地层难以侧钻的难点，选择了“牙轮钻头+直螺杆+2.5°弯接头”的侧钻组合，确保钻具具有较大的侧向力，严格遵循“划槽造台阶”和“限时控压”的硬地层侧钻原则，参照邻井侧钻施工经验，限时控压钻进时，在工具面稳定的前提下均匀送钻，勤放少放，初期确保钻压不超过1kN，严格控制送钻频率与送钻量，保证钻时在300min/m以上，操作时分段逐步提高钻速，通过“岩屑、井斜和承压”三个方面综合判断是否侧钻成功；在钻进参数方面采用了小钻压低排量的技术措施，保持排量在27L/s，控制螺杆转速在70r/min，在低转速低钻压的钻进参数下，大大延长了牙轮钻头的使用寿命（本井HJT537GK牙轮钻头纯钻时间137.43h），成为本井实现一趟钻侧钻成功的关键。

4.2 优选钻井提速工具

实钻经验表明，直导眼井韩家店组底部井深3354～3396m处的硬质夹层对PDC钻头磨损严重，为此，在井眼轨迹满足施工要求的前提下优选贝克休斯进口PDC钻头，采用复合钻进的方式钻穿该井段，为第二只PDC钻头实现单趟进尺最大化奠定了基础。滑动钻进井段优选了定向专用PDC钻头，在提高了工具面的稳定性的同时，提高了复合钻进机械钻速，与直导眼井13mm复合片钻头相比钻时减少了3-5min/m。配套了等壁厚大扭矩低转速螺杆钻具，增加了破岩力矩，提升了破岩效率，实现了单趟进尺247m，平均机械钻速达3.23m/h，与区块邻井丁页3井（本井完钻井深4176.72m，垂深2509.89m，地层可钻性较好）定向段平均机械钻速相当。

水平段选用了某厂家指向式旋转导向工具，够解决了螺杆定向托压的问题，在确保轨迹精细控制的前提下，提高机械钻速。同时工具本体上带有两个外径为212mm的扶正器，利于井壁修复，随钻破坏岩屑床的形成，实现井眼清洁。对于地质情况复杂的长水平段水平井，旋转导向配合优良性能的油基泥浆以及与其配伍性较好的PDC钻头，使得一趟钻钻完水平段成为了可能。本井自井深4050m下入旋转导向工具，一趟钻钻进至完钻井深5685m，实现了“一趟钻”完成水平段施工的目标。

4.3 钻井参数优化技术

钻井参数强化是提高钻速的有效手段之一，本井在钻井核心参数强化方面除了考虑提速工具和钻头的使用要求外，主要确立了以下两个应用原则：①树立钻压是为泵压和扭矩服务的钻进原则；②建立了以“泵压差”和“扭矩差”为核心的钻井参数优化方法，实时对比邻井资料，提高每米钻速。同时采用强增钻具组合，充分利用地层造斜能力减少滑动钻进比例，本井设计最大狗腿度为12°/100m，复合增斜率最大可达9°/100m，大大减少了滑动钻进比例，在保证井眼轨迹圆滑的同时提高了机械钻速。本井水平段钻进时，将顶驱转速开到110-120r/min，高于丁页4井的90r/min，同时强化钻压至旋转导向和专用PDC钻头的使用上限110-120kN，平均机械钻速达到了6.59m/h，与储层埋深基本一致的丁页4井相比，平均机械钻速提高了31.80%。

4.4 近钻头地质导向及随钻伽马成像技术配合可视化远程实时传输系统的使用

采用了近钻头地质导向仪器，将测量盲区缩小至仅1m左右，能够更及时为地质导向人员判断地层提供及时可靠的依据。随钻伽马成像技术是通过色谱对地层进行判断，不仅可以及时识别地层岩性，还能够分辨不同岩性的界面，提高对地层岩性变化的判断，确定进入储层的最佳时机，提高入靶精度。水平段钻进中，结合近钻头伽马能够更加准确判断地层走向保证钻头在优质页岩气储层中穿行，本井于4230m开始有下切地层趋势（见图1），后经及时调整井斜回切到高伽马值处，避免了下切出层的风险（见图2）。

近钻头地质导向及成像伽马配合可视化远程实时传输技术的使用不仅提高了对地层把握的能力，也提高了钻井效率。

4.5 高密度强封堵油基钻井液的使用

针对邻井水平段由于钻井液密度低出现掉块坍塌的复杂情况，本井钻井液密度始终控制在1.78～1.80g/cm3，对地层起到了物理支撑作用，防止井壁失稳垮塌。加足乳化封堵沥青和降水剂，控制高温高压滤失量在4mL以下，在对泥页岩实行有效封堵的同时减少滤液的侵入，避免了储层碳质泥岩应力坍塌现象发生。通过加入足量优质润湿剂和补充低密度新浆的措施控制固含自然增加，保持适当的粘切和良好的流变性，提高钻井液的岩屑携带能力，以利于机械钻速的提高。水平井段大于1000m以后除加强短起下外使用稠浆清扫携岩，备用提切剂，提高携岩能力。通过对老浆过振动筛，使用200目以上细筛布严密控制劣质固相含量。通过合理调整油水比、电解质的浓度、水润湿固体、处理剂、剪切速率、温度等控制破乳电压在417-1016V，有效的保持油基钻井液体系稳定，为一趟钻完成1635m水平段进尺提供了保障。

5 应用效果

丁页5井侧钻水平井自2017年5月7日开始侧钻施工，6月29日完钻，优质高效安全的完成了钻探任务，同比丁山区块同类型水平井取得了新的突破，钻井周期仅54天，同比丁页4井缩短28.75天。实现了一趟钻完成侧钻施工；二开定向段平均机械钻速2.5m/h，同比丁页4井提高44.51%；三开水平段平均机械钻速6.59m/h，同比丁页4井提高31.80%；全井平均机械钻速3.76m/h，同比丁页4井提高29.66%，并创造了丁山区块Φ215.9mm井眼PDC鉆头单趟进尺1635m的新纪录。全井起下钻顺畅，无复杂事故发生，优质页岩气储层钻遇率100%，取得了较好的效果。

6 认识与建议

①侧钻施工中，由于返出水泥呈团状且洗砂方式不统一导致地层岩屑含量判断不准确，一定程度上干扰了对侧钻成功与否的判断。

②定向井段使用强增钻具组合配合强化钻进参数，充分利用地层自然造斜能力，提高了造斜段复合钻进增斜率，从而减少了滑动钻进比例，提高机械钻速，减少钻井周期。

③三开水平段采用旋转导向工具取得良好提速效果：工具入井16.13天，进尺1635.00m，纯钻248.00h，平均机械钻速6.59m/h，创造了丁山区块Φ215.9mm井眼PDC钻头单趟进尺最高指标，实现了“一趟钻”完成水平段施工的预期目标，建议在该区块推广使用。

④使用近钻头伽马配合伽马成像技术，结合远程实时传输系统的应用，能大大提高地层判断准确率，从而提高优质页岩气储层钻遇率。

⑤受机泵条件限制，通过优化螺杆转子级数、减少5寸加重钻杆数量及使用内径较大的G105钻杆代替内径较小的S135钻杆等措施有效的减小了循环压耗。

参考文献：

[1]何龙，胡大梁，朱弘.丁页2HF页岩气水平井钻井技术[J].石油钻探技术，2014，42（4）：126-130.

[2]唐嘉贵.川南探区页岩气水平井钻井技术[J].石油钻探技术，2014，42（5）：47-51.

[3]姜政华，童胜宝，丁锦鹤.彭页HF-1页岩气水平井钻井关键技术[J].石油钻探技术，2012，40（4）：28-31.

作者简介：

曲其勇（1987- ），男，山东聊城人，2011年毕业于西南石油大学石油工程专业，工程师，现主要从事钻井新技术研究和定向井、水平井现场技术服务工作。