郑述权 谢祥锋 罗良仪 景 洋 唐 梦 杨瑞帆 钟广荣 王 军 陈正云

1.中国石油川庆钻探工程公司川东钻探公司 2.中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院

0 引言

1 储层特征对钻井的要求

泸203井是中国石油天然气集团有限公司在四川盆地南部泸县—长宁页岩气区块部署的1口重点页岩气探井，设计井深5 529 m，实际完钻井深5 600 m，目的层为下志留统龙马溪组。设计埋深3 875～3970 m，超过长宁区块的平均埋深 1 500～ 2 000 m，超过威远区块平均埋深500～1 000 m，属超深页岩气井[5-6]。为了精确描述储层，决定采用了先打直导眼再侧钻水平井的方式，在直导眼的Ø311.2 mm井段钻进中选取井控安全密度、缩径抑制密度和垮塌抑制密度3个最低密度中的最高者为安全作业密度，并根据井下情况的变化及时调整，实现上三叠统须家河组顶—下志留统石牛栏组顶近1 900 m进尺的优快钻井[7-9]。直导眼的Ø215.9 mm钻头从石牛栏组顶钻穿龙马溪组，井深 3 867 m，钻井液密度 2.12 g/cm3，充分穿越优质储层，对储层进行测井综合解释，打水泥塞进行水平井段钻进。

笔者依据该井的实钻资料，分析总结保障页岩气水平井钻井井身质量、优质储层钻遇率、快速钻进以及降低复杂事故率的技术做法，以期为页岩气优快钻井提供借鉴。

1.1 钻井如何保证水平段龙层有利储层的钻遇率，实现地质目的

采用近钻头方位GR及成像设备辅助导向，能准确判断地层信息。从钻前和完钻模型对比来看，构造中部有一定的变化，钻前根据二维地震建模地层下倾在4°变化，而实钻地层由上倾变为下倾地层倾角在－3°到9°变化。

1.2 钻井如何优质实现井眼轨迹，确保优质的井身质量

在钻完直导眼后，需要依据储层埋深、精确储层展布解释结果（图1），选择好侧钻点，才能满足完井作业要求的井眼轨迹和提高侧钻效率，选用的导向工具、钻具组合、参数匹配以及钻井液性能是保证[10-17]。

图1 钻前地质导向建模图

1.3 如何快速钻井，有效地控制钻井作业成本

侧钻段和水平段快速钻井，需要设备的负荷大，尤其是泥浆泵要适应大排量、高泵压的需要，钻井液净化系统也要与之适应。

在高中数学变式教学中，对课本习题的变式要有步骤的进行.比如，在讲授完习题“一动圆与圆C1：(x+3)2+y2=1外切，与圆：C2：(x-4)2+ y2=8内切，求动圆圆心M的轨迹方程”后，可以将该题目变换为：已知圆C1(x+3)2+y2=1与圆C2(x-4)2+ y2=8，若动圆M同时与圆C1圆C2相外切，那么动圆圆心M的运动轨迹应该是什么？

2 优快钻井综合配套技术及其应用

2.1 优配钻井装备

该井使用7 000米电动钻机：①配强机泵功率，配置3台F-1600 HL大功率高压泥浆泵，额定泵压 52 MPa，额定功率 1 600 hp（1 hp=0.745 699 9 kW）；②配强钻井液净化系统，配置3台GXL振动筛，振动频率80 Hz，单台处理量为60 L/s，筛布为160～220目；配备1台一体机，处理量为240 m3/h；配置一台中速离心机和一台高速离心机，可控制钻井液有害固含在0.2%以内，保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化。

2.2 优快钻井综合技术

由于实钻石牛栏组的粉砂岩可钻性差，不利于造斜。综合考虑龙马溪组顶到优质储层着陆点垂厚470 m，要确保顺利着陆，预计造斜段长700 m，造斜率最大为 5.32°/30 m，故选择龙马溪组顶 3 340 m作为侧钻点（表1、图2），既能满足井眼轨迹和后续完井作业要求又能提高侧钻效率。

2.2.1 优选定向钻具组合及应用效果

2.2.1.1 定向钻具组合效果分析

自打水泥塞进行定向造斜侧钻开始，①采用了旋转导向工具钻进，从造斜点3 340 m到井眼轨道着陆点A点井深4 026 m（图2），效果较好，有效地控制新井眼轨迹增斜率和光滑度。②中期水平段（表2）采用导向工具配合弯螺杆，钻进时采用合理的钻压转速，小范围控制井斜变化，减少了滑动定向钻进。③后期定向托压严重，引入钻柱扭摆系统（PIPE ROCK）[18-19]，启动钻柱扭摆系统后定向调整工具面快速，维持工具面的稳定效果好，即使一次性定向较长井段（大于10 m），也很少发生托压现象，相对于常规只带螺杆的滑动定向，采用钻柱扭摆系统有效减少了定向辅助时间，同时定向时在高钻压情况下（100～110 kN）不托压，提高了定向作业时效。④井深5 284.65 m后由于井下振动过于频繁且仪器故障率居高不下，更换常规伽马仪器导向钻进，随钻测量设备的平均伽马和近钻头伽马值相比较，对薄储层的信息采集准确度降低，给曲线对比分析判断和地层判断带来了一定影响。通过定向钻具组合的应用，实现了井眼轨迹的在优质页岩储层穿行的技术效果（表3）。

表1 井眼轨道剖面设计表

图2 井眼轨道设计垂直投影图

表2 不同井段工具仪器使用统计表

表3 实钻靶点数据统计表

2.2.1.2 储层实时追踪

首次在该井使用了IPZIG近钻头伽马测量系统实时追踪储层，伽马测点距钻头0.82 m，对地层倾角判断更为准确、提前。配合1.2 m近钻头井斜数据，依据钻头有上切、下切地层实时数据，钻井工程师可快速下达降斜或增斜技术措施指令，确保及时追踪产层，最大化穿越优质储层。同时，近钻头工具配合扭摆系统使用，定向调整时效得到最大化，优势得以最大发挥。该井实钻龙优质产层垂厚仅2.0 m左右，近钻头仪器及时准确判断地层倾角后，使用扭摆定向效果及时到位，控制轨迹在优质产层内钻进，保证了优质页岩层钻遇率100%。

IPZIG近钻头伽马测量系统为8扇区。图3左侧为近钻头伽马解释图，对比4扇区旋转导向工具，该工具绘制的实时地层解释图更加准确判断地层上倾下倾情况，更准确计算出倾角变化值，据此实时结论确定下步轨迹调整措施。

图3 泸203井伽马成像解释成果对比图

2.2.1.3 削减定向井工具振动的配套技术措施

该井钻遇五峰组顶部致密岩性，导致钻头切削齿磨损严重或近钻头短节磨损严重，钻时迅速变慢或工具信号失联造成起钻。出井后检查近钻头短节表面存在较多横向磨痕，深度1～2 mm，返厂后检测内部元器件脱落，分析为井下振动过大导致内部元器件松动受损；此外螺杆转子镀铬表面腐蚀较为严重，出现大面积坑洞，对应内部定子橡胶也有相应损伤。经不断分析研究故障原因，采取了4项削减振动技术措施：①选用优质国内抗150 ℃高温油基等壁厚螺杆，调整螺杆定转子间隙，以改变不同温度下橡胶膨胀系数，获得较好适应性，延长螺杆使用寿命；②为减少井下工具振动，在底部钻具组合中适当添加2柱加重钻杆，同时借鉴本地区壳牌公司成熟经验，引入贝克休斯双排齿钻头；③去掉近钻头短节，降低螺杆负载及振动，选用了国外进口抗175 ℃高温等壁厚油基螺杆，目的是延长入井螺杆正常使用时间及进尺；④订制转子涂层为碳化钨的螺杆，降低螺杆腐蚀情况，进而减小定向井工具振动。

2.2.1.4 钻井液体系的优选及应用

该井水平段高伽马储层段长，水敏性极强，综合分析邻井资料，决定选用密度2.17 g/cm3的油基钻井液进行四开直改平作业，其钻井液配方为白油＋4%乳化剂＋4%生石灰＋氯化钙溶液(25%)＋7%降滤失剂＋3%封堵剂＋特级重晶石；将胶液加重至密度为2.20 g/cm3的钻井液保证其悬浮能力，做好每次起钻及维持井壁稳定之需。

在设计井段 3 340 ～ 5 600 m（龙马溪组）钻进过程中，因二维地震资料的不准确，实钻情况与预测情况相差较大，井眼轨迹2次穿入五峰组（井深4 704 ～ 4 714 m，井深 5 234 ～ 5 290 m），为及时穿回龙马溪优质储层，钻井进行了井眼轨迹调整，造成井眼狗腿度较大，且龙马溪组页岩孔缝发育易破脆，日常维护中向井浆中补入Soltex、YH-150等封堵性物质预防井漏、井壁坍塌等，维护良好，未发生井漏，确保了井下安全、井壁稳定。

3 应用效果

经实施验证，取得了显著的效果。泸203井共完成进尺6 127 m，创同区域复杂事故时效最低0.77%；创钻井周期最短、单只PDC钻头一趟钻进尺最高、机械钻速最高纪录；创井身质量全优，优质储层钻遇率达100%，获测试产气量137.9×104m3/d，创四川盆地页岩气测试产量新高。

3.1 创同区域钻井周期最短纪录

泸 203井用 284.68天钻至井深 5 600 m 完钻，创同区域钻井周期最短新记录。泸203井侧钻水平井段比相同直改平的泸202井节约周期71.64天。与同区域完钻井对比情况如表4所示。

表4 同区域Ø215.9 mm完成井周期表

3.2 创同区域复杂事故时效最低纪录

泸203井创该区域复杂事故时效最低，仅为0.77%，同比同区域井平均时效低92%（表5）。

表5 泸203井和同区域时效对比表

3.3 采取4种削减钻具振动措施解决了定向工具故障问题，进一步提高了钻井速度

通过选用优质国内抗150 ℃高温油基等壁厚螺杆、在底部钻具组合中适当添加2柱加重钻杆，引入贝克休斯双排齿钻头、去掉近钻头短节，选用了国外进口抗175 ℃高温等壁厚油基螺杆、订制转子涂层为碳化钨的螺杆来延长入井螺杆正常使用时间及进尺，降低螺杆腐蚀情况，进而减小振动。解决了水平段钻进中螺杆故障问题，进一步提高了钻井速度。

3.4 采用近钻头伽马，确保了优质储层钻遇率达100%，获测试日产气量137.9×104 m3

泸203井通过地质工程一体化实现了优质页岩层钻遇率达100%。泸203井于2019年3月6日测试，1号、2号、3号流程分别用Ø50.8 mm临界流量计装 Ø19 mm、Ø34 mm、Ø35 mm 孔板测试气量，开井后井口相对稳定压力为50.3 MPa，稳定时间4.33 h，测试产气量达137.9×104m3/d，粗算页岩气无阻流量为 416.2×104m3/d。

4 结论

在新区块的页岩气探井，受地震资料解释储层特性的精度限制，通过地质工程一体化技术思路，采取先打直导眼再侧钻水平井的方式，实现了泸203井优质页岩层钻遇率达100%，完善了四川盆地新区块超深页岩气水平井配套优快钻井技术。

1）采用旋转导向工具并配合钻柱扭摆系统钻进，减少了滑动定向钻进进尺，成功地控制了钻具托压现象，大幅度降低了定向辅助时间。

2）实施的四种削减钻具振动措施很好地解决了水平段钻进中螺杆故障问题，进一步提高了钻井速度。

3）采用近钻头伽马测量系统实时追踪储层，控制轨迹在优质产层内钻进，保证了优质页岩层钻遇率。

4）优配钻井装备及高密度的油基钻井液的应用保证了井下动力钻具的动力和井眼携砂的需求以及钻井液性能的净化，确保了井眼畅通、保持了井壁稳定，起到了提高钻井速度的重要作用。