陈小元

（中国石化华东石油工程公司江苏钻井公司，江苏扬州 225261）

桂融页1 井位于滇黔桂盆地东北部南盘江-桂中坳陷雪峰山隆起南翼柳州斜坡带沙坪复向斜，是一口直井参数井。该井位于广西喀斯特地貌带，地质条件复杂、地层古老可钻性差、邻井资料少，导致施工难度大，存在井漏风险高、防斜打直难度大、地层不稳定易垮塌、钻头选型困难、机械钻速低等难点［1-3］。针对难点，为减少故障与复杂时效、提高机械钻速和保证工程质量，采取了井身结构优化、应用物探法确定井口位置、防斜打直、钻头优选、中长筒取心、优选钻井液体系等技术，圆满完成施工任务，钻机台月比设计缩短10 d，并在石炭系鹿寨组发现良好的油气显示。

1 工程概况

该井于2019年10月16日开钻，2020年2月1日完井。钻遇石炭系的罗城组、寺门组、黄金组、鹿寨组、尧云岭组；泥盆系的五指山组、榴江组（缺失）、东岗岭组、信都组；寒武系的清溪组；震旦系的老堡组。目的层位:石炭系鹿寨组、寒武系清溪组。地层岩性除鹿寨组上部、信都组以石英砂岩、硅质条带泥灰岩为主外，其余地层为泥岩、页岩、砂岩，灰岩等。井身结构见图1。一开以Ø406.4 mm 钻头钻穿石炭系罗城组、进入寺门组10 m 完钻，井深360 m，下入Ø339.7 mm 表层套管，封隔罗城组砂泥岩、深灰色灰岩地层；二开以Ø311.2 mm 钻头钻穿石炭系鹿寨组、进入尧云岭组10 m 完钻，井深1 650 m，下入Ø244.5 mm 技术套管，封隔寺门组泥灰岩夹页岩地层、黄金组砂泥岩、鹿寨组页岩及砂泥岩地层；三开以Ø215.9 mm 钻头钻至完钻井深，钻穿寒武系清溪组、进入震旦系老堡组30 m 完钻。该井设计井深3 300 m，实际井深3 305 m，钻井周期99.56 d，钻机台月3.62 月，机械钻速3.68 m/h，复杂故障时效为0，取心进尺163.75 m，收获率96.92%。鹿寨组发现良好的油气显示，清溪组无油气显示，在技术套管井口及套管鞋位置打水泥塞封井完井。

图1 桂融页1井实际井身结构

2 钻井施工难点

（1）井漏风险高。广西喀斯特地区浅层溶洞较发育，下部钻遇地层为泥盆系、石炭系碳酸盐岩地层，主要岩性为（泥）灰岩、白云质灰岩、灰质白云岩，中深层裂缝较为发育，发生井漏的风险较高［4］。

（2）防斜打直难度大。本井为直井，所钻的几口邻井显示本区地层岩性复杂，存在溶洞、裂缝、断层、夹层较多，石炭系地层存在造斜现象，防斜打直难度大。邻井柳1 井直井井斜达41°，桂参1 井直井井斜达到17.5°。桂中1 井地层研磨性强，倾角大，钻井过程中钻具蹩跳钻、磨损严重，Power-V 垂直钻井系统效果一般。

（3）石炭系泥页岩地层稳定性差，易垮塌。本井石炭系鹿寨组、罗城组深灰、灰黑色（炭质）泥页岩厚度较大，稳定性相对较差，钻井过程中泥页岩段易发生井眼垮塌或缩径。

（4）地层可钻性差、研磨性强，钻头选型困难。本井地层软硬变化频繁，夹杂大小不等孔蚀；寒武系、震旦系等古老地层，地层可钻性更差［5-7］；石英砂岩及硅质条带泥岩及灰岩等地层研磨性极强，钻头选型困难，导致钻头磨损严重，机械钻速低，起下钻多，严重影响施工进度。

3 钻井关键技术

3.1 应用物探方法探测溶洞或破碎带，确定井口，避开溶洞或破碎带。

桂融页1 井地表属于典型的喀斯特地貌，有岩溶漏斗及溶洞分布，因此出现地下岩溶管道及溶洞或破碎带的可能性极大。目前对溶洞性漏失或破碎带，堵漏时间长或垮塌严重、耗费多，成功率低，最好的方法是避免钻遇溶洞或破碎带。为此，在确定井口位置前，在拟定井口的一定范围内，进行了高密度电法、音频大地电磁法（EH4）、放射性测氡三种物探方法施工［8-11］，以探测地表深1 000 m以上是否存在溶洞或破碎带，避免井口布置在溶洞或破碎带上方（见图2）。

图2 桂融页1井井场溶洞探测测线

高密度电法（对称四极电测深）:探测100 m 以浅主要地质结构、构造及岩溶地质特征；布置在第1和第3测线，点距为5 m。

音频大地电磁法（EH4）:探测1 000 m以浅主要地质结构、构造及岩溶地质特征；布置在第1、2和第4测线，点距为10 m。

放射性测氡:构造异常识别；布置在第1 测线，点距为10 m。

经分析相关物探资料，拟定2 个井口位置。综合考虑井场修整、井场道路的建造等钻前工作量的大小，确定位置2 作为本井井口。该井物探资料见图2—图7。

图7 第4测线EH4反演视电阻率断面

图5 第2测线EH4反演视电阻率断面

图6 第3测线对称四极电测深反演视电阻率断面

3.2 一开空气钻技术

虽然经过物探测井，桂融页1 井井口位置避免了大的溶洞或破碎带，但上部井段可能裂缝仍较为发育，易出现钻井液恶性漏失等复杂情况，故一开采用空气钻穿漏。钻具组合:Ø426 mm 空气锤+Ø203 mm 无磁钻铤+Ø203 mm 螺旋钻铤5 根+Ø178 mm 螺旋钻铤3 根+Ø165 mm 螺旋钻铤3 根+Ø127 mm 加重钻杆。钻压:20～40 kN；转速:50～60 r/min；气量:100～120 m3/min。一开空气锤钻进平均机械钻速4.86 m/h，与邻井桂中1 井相比提高65.87%。平均井径扩大率5.31%。采用井口喷淋法灌满井筒后进行电测，从灌满钻井液体积看，略大于计算体积，考虑到未使用规格为Ø444.5 mm 而采用Ø426 mm 的空气锤，井径扩大率较小，Ø339.7 mm表套刚性大，难以下入的问题，由于井场缺“Ø426 mm钻头+254 mm 钻铤+420 mm 稳定器”，采用“Ø406 mm+228 mm 钻铤+402 mm 稳定器”的大钟摆组合，利用顶驱每柱主动扩划到底的方法进行通井。但由于钻头及稳定器外径小，扩划效果不好。在下表套到80 m 时，下套管遇阻，采取下压旋转等方式，还是难以下入，起钻采用“Ø406 mm 钻头+Ø203 mm 的1°单弯螺杆+228 mm 钻铤+402 mm 稳定器”的大钟摆组合进行通井主动扩划眼后，在下表套到80 m时，采取下压旋转等方式下入，在120 m 后顺畅下至井底。

3.3 防斜打直技术

从第1 测线对称四极反演电阻率断面图（图4）中可看出:该井地层倾角基本在45°左右，倾角大，地层倾向70°左右，极易造斜。为控制好井身轨迹，采取了以下措施:

图4 第1测线对称四极反演电阻率断面

（1）设定轨迹控制圆柱。从第1 测线测氡曲线和EH4 反演电阻率断面图（图3）看，1 000 m 井深内，闭合位移若超过20 m，在东西向有可能钻遇破碎带或溶洞，故1 000 m以内闭合位移不许超过20 m。

图3 第1测线测氡曲线和EH4反演电阻率断面

（2）优选防斜组合，井斜接近超标时，及时纠斜。一开Ø426 mm 井眼，由于空气锤钻进主要是利用空气锤的冲击破岩，上部钻铤不提供钻压，基本不弯曲，故有利于防斜打直。实际一开井深390 m，最大井斜0.67°。井斜、位移在标准范围内时，主要采用“大尺寸钻铤+直螺杆”钟摆钻具组合，高转速低钻压有利于防斜提速。一旦井斜或位移将超标时，采用“MWD+单弯双稳”钻具组合进行及时纠斜，纠斜完成后进行复合稳斜钻进。在Ø311 mm 井眼:为了增加钟摆力，螺杆尺寸由常规的Ø203 mm 优化为Ø244.5 mm，钻铤由常规的Ø203 mm 优化为Ø228 mm；为保证工具面稳定，单弯双稳组合使用Ø203 mm 或Ø216 mm 的螺杆。该井共纠斜4 次，实钻轨迹表明:在尧云岭组地层前，轨迹易朝东飘移；穿过尧云岭组后，轨迹易朝南飘移。

（3）优选钻井参数。增加钻铤尺寸，以便强化钻压，钻压以螺杆压降升高1～1.5MPa为宜，顶驱转速控制在50 r/min左右。

通过采取以上措施，各井段井斜位移均满足设计要求，井身质量优。在井深1 000 m 以内，位移控制在16.18 m 内。全井最大井斜控制在标准7°内，最大为5.92°，最大闭合位移控制在标准120 m 内，为76.30 m。

3.4 钻头优选技术

该井除钻遇石英砂岩、硅质条带时机械钻速较低外，其余井段通过优选钻头，均取得较高的机械钻速。

（1）二开Ø311 mm 井眼，在井段360～1 091.95 m，优选进口16 mm 复合片的2 只5 刀翼FL1653JH及1只7刀翼的S1675FGA 的PDC 钻头，使用效果较好，平均机械钻速达到3.66 m/h。但在钻遇鹿寨组上部石英砂岩、硅质条带时，钻头磨损严重，机械钻速低，寿命短、进尺少。在井段1 091.95～1 216.67 m 的209.64 m 进尺，共使用KPM1633DST 混合钻头1只、7刀翼13 mm 齿FL1373JH 钻头1只、HJT637GL牙轮钻头2 只，平均机械钻速仅1.49 m/h，最低进尺仅为23.51 m,最低机械钻速仅为1.03 m/h。在钻穿石英砂岩及硅质条带地层后，机械钻速明显提高，使用7 刀翼13 mm 齿M137J1DR 钻头1 只、FLG1655取心钻头1 只，钻至二开井深1 605 m, 平均机械钻速达5.79 m/h。

（2）三开Ø216 mm 井眼，钻遇泥盆系、寒武系、震旦系地层，比上部地层可钻性差，机械钻速相对较低。1只HJT637GH牙轮钻头在2 755.09～2 861.08 m 钻遇信都组地层的石英砂岩、1 只旧的FL1653JH的PDC 钻头在3 023.95～3 060.26 m 钻遇清溪组的硅质条带，二井段机械钻速平均仅为1.18 m/h。在1 650～2 755.09 m、2 861.08～3 023.95 m、3 060.26～3 305 m 的井段共使用FLG1655 取心钻头2 只，FL1665JH 的PDC 钻 头1 只，M137J1DR 钻 头1 只，KPM1642ART 混合钻头1 只,平均机械钻速为1.68 m/h。通过钻头优选，在井段1 670～2 662.04 m，使用1 只FL1653JH 的PDC 钻头，平均机械钻速达到10.07 m/h。

3.5 取心技术措施

桂融页1井取心进尺多、地层破碎及可钻性差，取心存在机械钻速低、易堵心、收获率难以保证等问题，为提高取心速度及收获率，采取了以下措施:

（1）优化取心钻头。优化8刀翼PDC取心钻头，把常规圆形齿改为尖圆混合齿，增加钻头对硬地层的吃入能力。

（2）采用苏Ⅲ多功能通用底轴承双扶取心筒，减少底部取心工具的摆动。在较为稳定的地层，采用中长筒取心技术，有效缩短了取心周期。

在Ø311 mm 井眼取心时，在取心筒上方串接Ø310 mm稳定器，减少钻具的振动，提高收获率。

（3）使用苏Ⅲ型取心工具，先将球放置悬挂内筒里，上方加装内防喷工具，满足页岩气井井控要求。桂融页1井属海相地层，以灰岩和页岩为主，地层较硬，下钻过程中内筒不会进虚泥饼，到底不必循环冲洗内筒。

（4）及时判断是否堵心。密切注意钻时变化情况，每0.5 m 记录一次钻时。在钻进参数不变的情况下，若发现钻时突然猛增，转盘负荷变轻，指重表只降不回升等现象，很可能是“堵心”的反映。若经判断是堵心，应果断割心起钻。是否堵心的经验判断法:如果钻时发生较大的偏差，根据邻井钻时及地质捞砂判断不了是否堵心，则可以上提钻具来判断，上提到“原悬重+摩阻”（下到底循环时上提下放，记下各摩阻值），如原悬重100 t，摩阻20 t，则上提120 t 刹住，如果指重表停在120t，则说明心在内筒，可下放至钻压2～3 t 启动转盘继续取心钻进。如果上提时指重表始终未超过120t，且和平时活动钻具一样，结合超长的钻时可判断堵心，下探如无遇阻现象，可判断为堵心直接起钻。

通过采取以上措施，取得较好的取心效果。该井取心进尺为163.57 m，收获率96.92%，共11 趟取心，10 趟为双筒取心，平均每筒岩心长度达到14.43 m，机械钻速为2.84 m/h。在1 598.62～1 616.82 m井段取心，进尺18.2 m，收获率100%，机械钻速达到11.38 m/h。

3.6 钻井液技术

桂融页1 井为1 字号探井，邻井地质资料参考少，地层3 个压力不详，钻井过程中存在井壁失稳、井漏、溢流的风险。一开采用空气钻钻进，二开、三开采用钾胺聚合醇聚合物防塌钻井液体系。本井设计的钻井液密度为1.08～1.15 g/cm3。钻井液处理维护要点:

（1）二开:①水泥塞钻完后，用淡水及胶液补充钻井液，膨润土含量控制在60 g/L 以下。聚合物配合0.3%～0.5%聚胺，再加入降失水剂和防塌剂等相关处理剂，提升钻井液的抑制性，调整钻井液性能达到设计要求后即可二开；②钻至渗透性好、孔隙压力低的井段前加入一定浓度的单封及超细钙，进行随钻封堵；③进入鹿寨组前50 m，将钻井液转换成钾胺基聚合物体系。聚胺加量0.3%～0.5%，使用LV-PAV 降低钻井液的失水，复配使用各种防塌剂，保证井下安全；④进入目的层前调整钻井液性能，补充聚合醇储层保护剂，质量分数2%。

（2）三开:①钻完水泥塞及钙离子被彻底清除后，继续用胶液补充钻井液，保持聚胺加量，进行高低压大排量循环，调整钻井液性能达到最优；②聚胺加量0.3%～0.5%，使用LV-PAV 降低钻井液的失水，复配使用各种防塌剂，保证其含量，发挥最大防塌作用，在3 000 m 以后，使用抗高温降滤失剂，提升钻井液的抗高温性能，保证井下安全；③控制钻井液API 滤失量小于4 mL，高温高压滤失量小于12 mL。

通过良好维护，钻井液性能满足设计要求，全井无垮塌等现象。实际最高钻井液密度控制在1.14 g/cm3内，满足施工要求。

4 认识与体会

（1）在喀斯特地貌区，在确定井口前，进行地球物理方法探测溶洞或破碎带，避免井口位置定在溶洞或破碎带上方；一开使用空气钻技术，有效减少上部地层的漏失风险。

（2）采用设定轨迹控制圆柱、主动控斜的方法，保证了防斜打直。从本井的井身轨迹控制看，单弯双稳组合比直螺杆大钟摆组合防斜效果好，建议在高陡构造井中应用单弯双稳组合。

（3）本井在钻遇石英砂岩、硅质条带时，钻头磨损严重，机械钻速低。建议在钻高研磨性地层时，加强同钻头厂家的结合，进行钻头个性化设计，提高寿命，同时应用恒扭矩等提速工具，提高机械钻速。

（4）采用中长筒取心技术及13 mm 复合片、8 刀翼进口复合片尖圆齿取心PDC 钻头，取得较高的机械钻速，有效提高了施工速度。

（5）钾胺聚合醇聚合物防塌钻井液体系满足了设计要求，全井未发生垮塌等问题，满足了油气勘探的需求。