页岩气调查泉参1井大口径同径取心钻进工艺

熊虎林， 张 飞， 甘辉敏， 徐龙生

(1.新疆地质矿产勘查开发局第九地质大队，新疆 乌鲁木齐 830009； 2.核工业二三〇研究所，湖南 长沙 410007)

1 工程概况

页岩气属于非常规天然气，它赋存于富含有机质的页岩层段中。储层具有连续分布、低孔、低渗、脆性较高等特性，储层的有机地化特征是控制页岩气成藏的关键内在因素之一，是决定页岩气开发方案的重要因素。为落实勘查区块，进一步查明吉木萨尔地区页岩地层层序、含气页岩厚度和结构、有机地化特征，评价含气页岩的储集性能、岩石力学参数和含气性等。新疆国土资源厅下达了《新疆吉木萨尔县泉子街区块页岩气战略选区调查》任务书，由新疆地矿局第九地质大队具体实施。项目设计页岩气参数井1口，位于吉木萨尔县新地乡，设计井深2100.00 m，完钻口径215.9 mm。在参数井钻进过程中，需对目的层段进行不连续取心，现场采集力学样及解析样，并进行有机质类型、有机碳含量、成熟度、干酪根元素分析、X-衍射粘土矿物分析、孔隙度及分布等常规测试[1-2]。

2 主要地质技术要求

2.1 取心技术要求

芦草沟组(P2l)中-下部目的层段不连续取心，取心进尺≯250 m，岩心直径≮100 mm。平均采取率>90%，单回次采取率>80%，破碎层段岩心采取率≥70%。目的层段取心要求如表1所示。

2.2 井身质量要求

全井井斜≯6°，井底水平位移≯80 m，井径扩大率<25%。正常钻进中采用单点测斜仪进行井身质量监控，要求每钻进100～150 m测一次；每开次完钻进行测井，每30 m记录一个点，测量全井段井斜情况。若出现井斜情况超标趋势，立即停止施工作业，进行井身纠斜工作。

表1 目的层段取心要求Table 1 The coring requirements of the target formation

3 取心技术难点

(1)目的层岩性以泥页岩、粉砂岩为主，部分层段裂隙发育、地层原生裂缝多，增大了树心难度，且易出现堵心现象。

(2)井壁不稳定，在取心提钻过程中，易出现卡钻事故。

(3)岩心出筒过程中，因退心工具使用不当等原因，造成岩心人为损伤且增加了岩心暴露时间，一定程度影响现场解析效果。

(4)为保护储层，要求钻井液液柱压力小于地层孔隙压力，需要适当降低钻井液密度，这对钻井液性能提出了更高的要求。

(5)红雁池组及芦草沟组上段地层致密、硅质含量高，可钻性差，取心机械钻速低。

4 钻探设备及取心工具

ZJ30/1700J型石油钻机，配套JJ180/38型井架，使用Ø127 mm钻杆施工；配2台泥浆泵(SL3NB1300型)，泥浆净化使用四级固控系统(振动筛-除砂器-除泥器-离心机)(见表2)。当前常用取心工具有四川川庆石油钻采科技有限公司川7-4型、8-3型、8-4型，中石化胜利石油管理局钻井工艺研究院Y-8100/Yb8100型以及中国地质调查局勘探技术研究所KT-194型，均可实现大口径同径取心。本井配备常规川8-4型取心钻具。

表2 钻机型号及主要附属设备Table 2 Drilling rig model and main auxiliary equipment

5 钻井工艺

5.1 井身结构

本井采用三开井身结构，取心层段位于芦草沟组中下段(1827.00～2388.00 m)，依据钻井工作区的地质构造特征及已完工的邻近钻井施工情况，本井采用了三开井身结构。入井三级套管，套管鞋均坐在泥岩层段底部(图1)。水泥封固裸眼井段后完井。

图1 井身结构及套管程序Fig.1 Well strcucture and casing program

5.2 钻具组合及取心技术措施

5.2.1 取心工具组合

钻具组合为：Ø215.9 mm取心钻头+川8-4型/KT-194型取心筒+Ø178.8 mm钻铤+Ø158.8 mm钻铤+Ø127 mm钻杆+133 mm方钻杆。

全面钻进井段采用牙轮/PDC钻头；目的层段全面钻进时，由于PDC钻头岩屑细小、砂泥岩地层钻时差别不大，造成现场岩性识别困难，录井划分储集层难度增加；砂岩岩屑颗粒与钻井液充分接触，岩屑清洗时油气逸失严重，降低普通地质录井油气发现率。故目的层段全面钻进时不允许使用PDC钻头。施工中配备川8-4型取心钻具2套；芦草沟组取心层段，岩石硬度大，可钻性差，调用KT-194型薄壁取心钻具1套[3-5]。

5.2.2 取心技术措施

5.2.2.1 取心钻具准备与检查

内外岩心筒无变形、裂纹和伤痕，悬挂轴承要手转灵活，单动系统正常工作，卡箍座下端面距钻头台肩面的间隙应大于5 mm。

5.2.2.2 下钻操作

下钻操作要平稳，不得猛放、猛刹，防止井壁探头石碰伤钻头。

取心下钻中途可根据具体情况分段循环钻井液，或下至距井底10 m左右使用小排量循环，正常后缓慢下放钻具至距井底1～2 m处，冲洗井底，上下活动及慢转正常后，方可开始取心钻进。

5.2.2.3 取心钻进及割心

下钻完开始取心时要轻压启动，钻头工作平稳正常后方可逐渐增至设计钻压钻进。

取心钻进时，注意观察机械钻速、泵压的变化，发现异常，果断处理。严防卡心、堵心、磨心。

确定割心时刹住刹把，原转速旋转10～20 min，停转盘上提即可拔断岩心，割心后，严禁下放钻具探心。

5.2.2.4 提钻及出心

提钻前，须循环观察有无气侵现象，并停泵观察有无溢流，确认井下无溢流方可提钻。

提钻操作平稳，并及时回灌钻井液。出岩心时要保护岩心的完整性和顺序及岩心筒，不得猛蹾，乱甩。

每次取心后及时总结，以利提高岩心采取率和实现安全钻进。取心质量达不到规定要求，应分析原因、制定相应措施后才能继续下钻取心。

5.3 取心钻进

施工中，川8-4型钻具配套使用了复合片钻头3只、表孕镶金刚石钻头2只及孕镶金刚石钻头2只(图2)。KT-194型钻具配套使用了孕镶金刚石钻头1只。钻进时严格遵循了钻头厂家推荐的规程参数。但因取心地层硬度大，复合片钻头存在切削片小面积崩脱现象，这与切削片镶焊角度、大小及厚度有关。

泉参1井实际施工工期118 d，完钻井深2389.80 m。全井取心25回次(目的层前测试取心2回次，目的层取心23回次)，取心总进尺170.54 m，平均岩心采取率93.1%。详见取心及钻时统计表(表3)。

图2 取心钻头Fig.2 Core bits

实际取心过程中使用川8-4型钻具取心22回次，进尺150.40 m；其中单筒取心17回次，取心进尺100.12m，平均岩心采取率95.5%；双筒取心5回次，平均岩心采取率88.9%。使用KT-194型钻具取心3回次，进尺20.19 m，平均岩心采取率91.2%。

6 取心技术措施及其应用效果

6.1 优化钻进参数

在岩石破碎过程中，转速影响最为显著，其次为钻压，最后为泵量。就胎体磨损而言，泵量影响最大，钻压最小。在金刚石颗粒磨损过程中，转速和泵量影响较大，钻压影响最小[3-5]。据此，针对泉参1井设备、取心工具和地层等具体情况，对钻进技术参数进行了优化。

表3 取心及钻时统计Table 3 Summary of core recovery and drilling time

6.1.1 转速

取心用钻头为金刚石或PDC，均对钻头转速有一定要求。通常以圆周线速度来规定钻头的转速。孕镶金刚石钻头的周速应达到1.5～3 m/s[1]。表镶钻头所用的金刚石粒度较大，在钻进中允许有较大的切入量，故要求的转速可比孕镶钻头稍低，由于出刃量大，在回转中容易折断或损伤，不宜高转速，线速度一般为1～2 m/s。

以Ø215.9 mm金刚石取心钻头为例，取心直径105 mm。钻头唇面中心线速度>1.55 m/s时，金刚石钻头效能可以正常发挥，即要求钻头转速>180 r/min[6-7]。

转盘高速驱动会导致钻具失稳，破坏裸眼段井壁，严重时会出现套管事故。采用转盘+井底高速螺杆钻具组合解决了单转盘驱动转速问题。螺杆马达的输出扭矩与钻井液压降成正比，输出转速与输入钻井液量成正比；负载增加时，钻具转速降低。控制泥浆泵压力和泵量即可调整井下钻具的扭矩和转速。

复合钻进时，严格控制转盘转速，若转速过快，会使螺杆马达和传动轴机构的离心力增大，缩短使用寿命；螺杆外壳体的高速转动还容易造成壳体断裂[9-11]。螺杆性能见表4。

表4 高速螺杆性能参数Table 4 Performance parameters of high-speed PDM

控制转盘转速50 r/min，泵排量1080 L/min，螺杆转速170 r/min，钻头转速220 r/min。

6.1.2 钻压

表镶金刚石钻头，金刚石粒度为粗粒，单位金刚石上允许钻压20～25 N/粒，底唇面排列金刚石颗粒2000±100粒。粗略计算钻头正常工作钻压范围为40～50 kN。实际施工过程中，充分考虑螺杆钻具承压能力，控制钻压在30～50 kN。

6.1.3 泵量

排量在保证螺杆钻具正常工作前提下，满足携带岩屑要求即可。实际施工中，钻井液性能完全满足悬浮携带岩屑需要，故仅需考虑螺杆钻具最小排量要求。

泵量按下式计算：

Q=6sv

式中：v——液流上返速度，不小于0.5 m/s；s——钻孔的环空面积，cm2；6——由单位换算所产生的系数。

Ø127 mm钻杆，215.9 mm口径，环空面积为239.6 cm2；计算泵量Q=718 L/min。

考虑螺杆钻具正常工作的流量要求，泵排量为1080 L/min。

6.2 KT-194型薄壁取心钻具试用

KT型钻具经过大陆科钻及其他钻探工程推广应用，已实现标准化、系列化，可实现大口径同径取心，相较传统石油取心钻具优势明显[12-13]。同径取心条件下，KT-194型钻具切削面积比为64.7%，川8-4型钻具切削面积比为76.2%；前者切削面积比为后者的84.9%。表5为KT-194型与川8-4型钻具同径取心技术参数对比。

表5 取心钻具技术参数Table 5 Technical parameters of coring tool

使用KT-194型钻具取心3回次，进尺20.19 m，平均岩心采取率91.2%。第三回次取心时，地层原生裂隙发育，岩心在筒内受到二次破坏，采取率仅为79.32%。其余两回次平均采取率为97.14%，高于川8-4型钻具单筒取心平均采取率(95.5%)。

KT-194型钻具取心平均机械钻速0.96 m/h，川8-4型钻具单筒取心机械钻速0.74 m/h。2种取心工具在芦草沟目的层位取心钻进时均未出现堵心现象。

6.3 长筒取心尝试

在较完整层段尝试进行双筒取心，以期提高施工效率，减少提下钻辅助时间。累计进行了6次双筒取心作业，取心总进尺50.23 m，岩心总长44.68 m，筒次平均进尺10.05 m，平均岩心采取率88.9%。单筒次最大进尺16.81 m，采取率99.64%；最小进尺3.00 m，采取率70.00%。双筒取心第三回次出现堵心现象，为地层破碎所致，筒次进尺10.94 m。

长筒取心作业时，取心外筒连接处加装扶正器，保证取心工具的稳定性；取心内筒连接处也应增加扶正器，以保证内筒刚度。

长筒取心适于中硬-硬地层，要求地层相对均质、胶结良好，如地层原生裂隙发育，取心钻进时，岩心在上部岩心重力作用下，更容易受到破坏而出现堵心现象。

芦草沟组页岩气目的层属中硬-硬地层，但天然裂缝发育，不建议使用长筒取心作业方式。

6.4 根据地层岩性定做取心钻头

前期使用复合片钻头，孕镶金刚石钻头，取心钻时偏高；取典型岩样送样检测后，由北京探矿工程研究所根据地层岩性定做了表孕镶金刚石钻头，该钻头采用天然金刚石+孕镶金刚石为切削单元，圆柱形聚晶内外保径，圆弧形底唇面。钻头外径215.8 mm，内径105 mm。适合完整硬质泥岩地层；地层破碎会导致钻具失稳，从而致使钻头底唇面表镶金刚石颗粒不正常脱落，影响碎岩效果及钻头寿命。该钻头适用于长筒取心。

该钻头平均机械钻速0.96 m/h，高于全井取心平均机械钻速(0.80 m/h)；表镶金刚石粒度偏大，使用2回次后，约20%金刚石颗粒脱落或破碎。

6.5 钻井液性能优化

取心过程中，钻井液性能以有利于发现目的层，确保工程安全为最佳，优化钻井液体系，保证地质录井、测井、中途测试等施工作业顺利进行[14]。根据临井同层位地层破裂压力结合钻井时效，综合确定钻井液最佳密度，力求实现近平衡钻进。

进入目的层前控制钻井完井液API滤失量<5 mL，以改善泥饼质量，增强泥饼防透性，形成致密高强度的“屏蔽环”，防止钻井液对目的层造成严重伤害。以MAN104(FA367、PMHA-2)和KCl加强包被，抑制泥岩水化膨胀，以MAN101(JT888、SP-8)、NPAN、SPNH降低滤失量，以SMP-1、无荧光阳离子乳化沥青(磺化沥青)、低荧光润滑剂改善泥饼质量，增加钻井液的润滑性[15]。日常维护以MAN101、MAN104、XY-27、JT-888、FA-367、CMC-HV、NPAN配置成胶液，以细水长流的方式维护钻井液性能，不可直接加入，避免性能波动过大。

钻井液配方为：4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.5%KOH+0.6%～0.8%MAN101(JT888、SP-8)+8%～10%KPAM+0.6%～0.8%MAN104(FA367、PMHA-2)+2%～3%SMP-1+0.5%～0.7%NPAN+2%～3%SPNH+5%无荧光阳离子乳化沥青(磺化沥青)+2%QCX-1+0.2%～0.5% CaO+1%～2%低荧光润滑剂+重晶石。该钻井液配方密度控制在1.30～1.35 g/cm3，API失水量≤4 mL，泥饼厚≤0.5 mm。有效抑制了页岩水化膨胀，目的层段在钻井过程中未发生缩径及掉块卡钻现象。

7 结论

(1)高速螺杆钻具的使用，满足了金刚石取心钻头对转速的要求，提高了取心效率；同时，转盘+螺杆复合钻进方式，对裸眼段井壁破坏小，一定程度保证了取心钻进安全。

(2)取心钻进时，泵排量约为全面钻进时的60%，应提高钻井液悬浮钻渣能力，及时将小掉块及岩屑排出；钻具段外环空间隙小，应严格控制钻井液滤失量，在井壁形成薄而韧泥皮，防止出现掉块卡钻事故。

(3)长筒取心工艺不适用于页岩气目的层取心。一是地层裂隙稍有发育，易造成取心筒内岩心自磨损耗，降低回次岩心采取率；二是目的层可钻性级值高，机械钻速低，现场需要采样解析，岩心井内滞留时间过长，影响页岩气损失气量估算，造成现场解析结果失真。

(4)根据钻遇地层实际情况，因‘地’制宜，定做取心钻头，调整钻井液配方，尝试不同钻具组合，钻进效率明显提升。