李子杰 杨春旭 吴明波

摘要：威页35平台是部署在川西南坳陷北部白马镇向斜构造，地质条件复杂，钻井工程施工难度大，深入分析了该平台二开施工过程中遇到的复杂情况以及采取的技术措施，为同台后续开次井作业提供了便利条件。

关键词：威页35平台;页岩气;龙马溪;水平井

中图分类号：TE242 文献标志码：A 文章编号：2095-2945（2019）12-0087-04

1工程设计

1.1井位布局

井场部署8口井，威页35 1HF、威页35-2HF、威页35-3HF、威页35-4HF、威页35-5HF、威页35-6HF、威页35-7HF、威页35-8HF，其中威页35-1HF井已经完钻。

1.2井身结构设计

威页35平台采用丛式井组水平井开发龙马溪组页岩气，（1）井身结构的设计应充分考虑到地层和长水平段生产工艺的要求，各套管程序的选择为各开次钻进安全相对留有余，以保证完成钻探目的;（2）封隔上部易漏层及浅层水、封沙溪庙组中部以上不稳定、易漏地层;（3）龙马溪组上部存在大套泥岩地层，在揭开龙马溪组页岩层之前应下入技术套管，封隔上部易漏、易垮塌地层。井身结构设计以威页35-2HF井为例，导管、不同开次的钻头尺寸、套管外径等井身结构数据见表1。

1.3井眼轨道设计（以威页35-2HF为例）（如表2）

2钻井技术难点

（1）上部井段地层失稳，龙马溪组高压裂缝发育无规律。

（2）大井眼定向，地层倾角大，直井段易井斜，定向效率低、轨迹调整频繁。

（3）龙潭组一石牛栏组地层可钻性差，钻速低，钻井周期长。

（4）储层埋藏深，温度高，工具仪器失效问题突出。

3关键技术

3.1摩阻扭矩分析

威页35-6HF井井斜为27.65°，方位变化70°，施工难度最大，以威页35-6HF井为例分析其摩阻扭矩。利用Well Dlan摩阻扭矩分析软件，对待钻设计井眼轨道进行摩阻扭矩计算分析，优选摩阻扭矩较小的施工剖面，指导施工。

钻具组合：Ф311.2mmPDC+Ф216raml.25°等壁厚螺杆（308mm扶正块）+Ф300mm扶正器+回压阀+Ф203.2mm无磁钻铤×1根+MWD短节+Ф203.2mm钻铤×3根+Ф139.7mmHWDPx48根+Ф139.7mmDP。

（1）摩擦系数：套管内摩擦系数0.25，裸眼内摩擦系数分别取0.30、0.35、0.40、0.45。

（2）钻井参数：钻压40kN，钻头扭矩6kN·m。

（3）水基钻井液，钻井液密度1.75g/cm³，塑性黏度30mPa.s，屈服值10Pa。

计算结论（如表3）：a.本井二开扭矩较小，属于可控状态;b.随着摩阻系数的增加，摩阻和扭矩均增加;c.摩阻系数为0.45时，在滑动钻进工况下，计算摩阻65.4kN，不发生屈曲。总体而言，二开井眼轨道简单，摩阻扭矩不大。

3.2水力参数分析

利用WellDlan水力计算分析模块，对二开待钻设计井眼轨道进行水力参数分析，计算泵压数据，以及考虑在扭方位井段摩阻大的情况下，是否满足下入水力振荡器的要求。模拟计算参数如表4。

经过计算分析可知，在滑动摩阻较大的扭方位井段，定向效率低的情况下，可以在BHA中加入水力振荡器，解决脱压问题。

4现场施工及效果

4.1一開钻进

钻具组合1（小钟摆防斜打直）：Ф406.4mmPDC+Ф254mm扭冲工具+Ф244mm0.5°等壁厚螺杆（带402mm螺旋扶正器）+浮阀（731*730）+Ф402mm扶正器+Ф228.6mm回压阀+Ф228.6mm钻铤3根+Ф228.6mm无磁钻铤1根+Ф203mmMWD无磁短节+Ф203mm钻铤6根+Ф631x520+Ф139.7mm钻杆。

钻具组合2（纠斜绕障）：Ф406.4mm三牙轮+Ф244mm1.5°等壁厚螺杆+Ф228.6mm回压阀+Ф228.6mm无磁钻铤1根+Ф203mmMWD无磁短节+Ф203mm钻铤6根+Ф631×520+Ф139.7mm钻杆。

钻井参数：钻压：50～120kN，转速：50～60r/min，排量：60L/s。

技术措施：

（1）实钻中应根据地层岩性和可钻性选用PDC钻头，钻进参数要随地层变化及时调整。

（2）大尺寸钻头钻进中要操作平稳、送钻均匀防跳钻，应做好防斜、防震、防钻头钻具事故的技术措施。

（3）上部地层岩性变化频繁，掉块严重，调整好钻井液性能，维护井壁稳定。

（4）以钻头选型、钻具结构、钻井参数作为防斜钻进主要措施，提高钻速。

（5）钻进时尽可能使用设计上限排量，提高钻头水力能量。

4.2二开钻进

二开使用Ф311.2mm钻头钻至龙马溪组顶部（井深3306/3273/3305m±、井深3278/3260/3261m±），下入Ф244.5mm套管，为下一开次专层专打创造条件。

钻具组合1（直井段）：Ф311.2mmPDC+Ф254mm扭冲+Ф244mml°等壁厚螺杆+631*630回压阀+Ф308mm扶正器+Ф203mm无磁钻铤+MWD仪器短节+Ф203mm钻铤+柔性短接+Ф203mm随钻震击器+Ф203mm钻铤3根+631～520+Ф139.7mmHWDPx48根+Ф139.7mm钻杆。

本钻具组合以复合钻进、提速提效为主，同时兼顾定向纠斜。

钻具组合2（定向段稳斜段）：Ф311.2mmPDC+Ф216mml.25°等壁厚螺杆（308mm扶正块）+Ф300mm扶正器+回压阀+Ф203.2mm无磁钻铤×1根+MWD短节+Ф203.2mm钻铤x3根+Ф139.7mmHWDPx48根+Ф139.7mmDP。

本钻具组合以增斜段、稳斜段复合钻进、提速提效为主，同时兼顾井身轨迹调整。

钻井参数：钻压：80～100kN，转速：螺杆+50，排量：45～50Us。

钻具组合3（扭方位井段）：Ф11.2mmPDC+Ф216mml.5°等壁厚螺杆（308mm扶正块）+回压阀+Ф203.2mm无磁钻铤×1根+MWD短节+Ф203.2mm钻铤×3根+Ф139.7mm加重钻杆×15根+水力振荡器+Ф139.7mm加重钻杆x33根+Ф139.7mmDP。

本钻具组合以增斜段、稳斜段复合钻进、提速提效为主，同时兼顾井身轨迹调整。

钻井参数：钻压：80-100kN，转速：螺杆，排量：45～50L/s。

技术措施：

（1）实钻中应根据具体情况及时更换相应的钻具组合，同时摸清地层造斜特性，并根据地层岩性和可钻性选用高效PDC钻头，钻进参数要随地层变化及时调整。

（2）按钻井设计要求做好钻井液性能维护与处理，井场应备有相应的堵漏材料及除硫剂，并按设计储备足量优质钻井液。

（3）龙潭组岩性铝土质泥岩夹页岩及凝灰质砂岩，存在煤层、碳质页岩。钻进中，要注意井下变化，如有垮塌现象，要及时调整钻井液性能确保井下正常。严防垮塌卡钻和井漏引起井下复杂情况和事故。

（4）直井段要确保打直，根据钻具组合控制钻压，如果井斜过大，应立即采取纠斜措施，并注意防止纠斜过急出现较大狗腿度而产生键槽。

4.3施工效果（如表5）

5结束语

（1）页岩气井钻井提速首先从设计入手，进一步优化轨道设计，二开设计井段不扭方位，减少二开定向工作量，在满足地质需要前提下，尽量把造斜点选在可钻性好的地层，以提高大井眼的钻进效率。

（2）页岩气井钻井提速还需要从钻头选型、井下提速工具、长寿命螺杆、稳定的MwD仪器、商性能的钻井液、优良的钻机设备等方面整体考虑，只有各个方面形成合力，“拧成一股绳”，才能提高全井的机械钻速，从而降低钻井成本。