新页HF-2井页岩气钻井技术

张珍，周成华　(中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳 618000)

田长春　(中石化西南油气分公司川西采气厂，四川 德阳 618000)

新页HF-2井页岩气钻井技术

张珍，周成华(中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院，四川 德阳 618000)

田长春(中石化西南油气分公司川西采气厂，四川 德阳 618000)

[摘要]新页HF-2井是中石化西南油气分公司第2口页岩气勘探井。根据邻井情况和工程地质施工技术难点,对页岩气井身结构、钻井液体系进行了设计,先采用钻导眼井,再回填侧钻的四开结构。钻井过程中,运用螺杆钻具适度地复合钻进,合理地选择钻具组合、钻头类型和钻井参数等技术措施,同时定向段采用聚胺仿油基钻井液、水平段采用油基钻井液,保证了该井优质中靶,电测、下套管作业均一次性成功,是小井眼水平段水平井施工的典型案例,为同类型井钻井积累了宝贵的经验。

[关键词]新页HF-2井;页岩气;钻井设计;油基钻井液

受国内外页岩气勘探开发浪潮的影响和在中石化总公司的总体部署下，中石化西南油气分公司开展了川西坳陷须五段的页岩气勘探，川西坳陷须五段顶部埋深多在2100~3500m之间，自东向西埋深逐渐加大[1,2]。新页HF-2井是中石化西南油气分公司部署在四川盆地新场构造七郎庙高点的一口勘探井，井型为水平井，设计井深4102m(垂深3088.4m，不含补心高)，实际完钻井深4077m(垂深3088.31m)，主要目的层为上三叠统须家河组五中亚段。钻探目的是为了了解须五段页岩纵横向分布及发育情况，探索出川西页岩气水平井钻井及压裂等新技术在本区推广应用的效果，为页岩气先导试验区的建立奠定基础。

1主要技术难点

1)根据邻井须家河组五段(简称须五段，垂深2773~3076m)泥页岩X射线衍射全岩分析(图1、2)，岩样含有的矿物有钠长石、斜长石、方解石、白云石、菱铁矿，有的岩样含有少量的钾长石和石盐，其中主要含有的矿物是石英和黏土。从黏土矿物组分分析来看，主要以伊-蒙混层和伊利石为主，含有少量的高岭石、绿泥石，不含水化性最强的蒙脱石矿物。由于新页HF-2井定向段和水平段均位于须五段，黏土矿物的种类、含量及泥页岩的微结构决定了新场地区须五段泥页岩的水化膨胀率低，水化分散属于中等偏强，对应力敏感的较硬-硬脆性泥页岩，易产生井壁掉块、坍塌等井内复杂情况。

图1　须五段岩样黏土矿物相对质量分数分析

图2　须五段黏土矿物相对质量分数直方图

2)目的层岩性以泥页岩为主，该层段泥页岩的结构致密，密度大，偏向于硬脆性，且微裂缝和微孔发育，层理清晰。这种泥页岩的显著特点是对应力特别敏感，在钻井过程中，一旦出现钻井液的密度不足以平衡地应力时，就很容易井壁掉块、坍塌等井内复杂情况。此外，钻井液滤液进入地层后，又会引起地层孔隙压力增高，从而导致岩石强度降低，给井壁稳定带来困难[3,4]。

3)泥页岩水平段长812m，水平位移1220m，摩阻扭矩大，钻压传递困难，导致钻井方式的选择以及井眼轨迹控制难度大。

4)新页HF-2井为新场构造上的第2口页岩气预探井，四开裸眼段均位于页岩地层中，目的层机械钻速慢(平均钻速1.5m/h)，钻井周期长，大段页岩在连续施工中长期浸泡在钻井液中，易导致页岩沿层理分散碎裂造成井壁失稳。

5)须五段地层压力梯度较高(1.85～1.9MPa/100m)，钻井液使用密度和固相含量较高，而水平段长812m，对钻井液润滑性要求严格。

7)目的层为低孔低渗的页岩气储层，后期多级分段压裂要求生产井段水泥浆胶结质量良好且水泥石具有高强的弹塑性以及耐久性；三开水平段采用油基钻井液，界面油基成分难以清除，且封固段长，套管居中困难，顶替效率差，影响固井质量[7~9]。

2钻井设计

2.1　地质特征

上部第四系、剑门关组岩性以砂岩、泥岩、砾岩为主，地层疏松，易发生垮塌、窜漏、出水；蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组含大段泥岩易水化膨胀、垮塌和缩径；千佛崖组底部、须家河组含高压裂缝性气层和较厚的页岩层，粉、细、中岩屑砂岩、煤线，易吸水膨胀造成井壁垮塌。根据该地区井温梯度2.22~2.45℃/100m，预测该井须家河组五段地层温度在76~90℃之间。

2.2　井身结构设计

新页HF-2井目的层(须家河组五段中亚段页岩气储层)垂深3076.01~3088.47m，泥页岩水平段长度812m，摩阻扭矩大，井壁稳定困难。根据该井地层压力预测及井下复杂情况提示，确定必封点深度；并结合完井下入滑套工具、套管完井和储层改造需要，确定各开次钻头及套管尺寸，如表1所示。

2.3　钻井液设计

1)一开第四系~剑门关组泥砂岩较疏松，胶结性差，易发生垮塌或漏失，采用高膨润土、高黏切钻井液钻进(不能使用除黄原胶以外的聚合物处理剂)，防止钻表层时发生窜漏，防止污染地表水。

2)二开钻遇蓬莱镇组~遂宁组含大段泥岩，易水化分散，造浆性强，易形成厚泥饼缩径，黏切力升高较快，维护处理频繁。因此采用抑制性强、携带能力强的两性离子聚合物钻井液体系。

表1　设计井身结构数据表

3)三开(1823~3120m，含直导眼段)钻遇遂宁组、沙溪庙组、千佛崖组。遂宁组泥岩易水化膨胀、垮塌和缩径，沙溪庙组、千佛崖组含泥岩，极易发生井壁失稳，钻井液必须具备好的滤失造壁性、抑制防塌能力、润滑防卡和悬浮携带能力，因此使用强抑制型聚胺仿油基钻井液体系。

4)三开(2650~3302m)和四开(3302~4102m)钻遇千佛崖组、白田坝组、须家河组。该段为定向井段，须五段页岩夹煤层段，微裂缝发育，井壁易发生分散坍塌，为克服泥页岩段地层容易吸水膨胀、垮塌造成井壁不稳定、长水平段携砂困难和摩阻扭矩大等钻井技术难点等，采用强封堵油基钻井液体系[10]。

3钻井施工

3.1　一开井段(0~312.5m)

施工中采用高固相钻井液(密度1.12g/cm3，黏度为滴流)做好井眼的防塌和防卡工作；使用∅406.4mmST517GK三牙轮钻头，以小钻压防斜为主，选择适当排量，保证环空返速满足携带岩屑的能力，防止发生遇阻卡钻；钻过流砂层后逐渐提高排量至60L/s，确保井眼打直。钻进至井深312.5m处完钻，纯钻时间49.50h，平均钻速6.31m/h，下入∅339.7mm×309.96m表层套管。固井采用常规固井，水泥浆返出地面。

3.2　二开井段(312.5~1823m)

二开使用∅316.5mmPDC钻头，出于提速增效考虑，使用PDC钻头+螺杆+双扶正器(311+307mm)钟摆钻具钻进，同时在起下钻过程中针对性划眼、修整井壁，保证井眼轨迹平滑；同时在设计钻具组合基础上，大比例增加∅203mm钻铤用量，保证了钻井参数的释放，在高速钻进的同时有效地控制井斜，做到了井眼的防斜打直。施工中，加强划眼，钻进中每钻完一单根至少划眼2~3次，划眼时控制钻具下放速度，认真修整井壁。在钻具组合中加入螺杆，既控制井身轨迹，又提高机械钻速。保证井底清洁和提高环空返速，减少重复破岩和保证好携砂，以达到提高机械钻速的目的。二开采用低固相金属离子聚合物钻井液，加强日常维护，控制好钻井液的固含量、失水量和流变性能，增强钻井液的护壁性，确保井壁稳定。

钻至井深1823m处顺利完钻，该井段最大井斜2.4°，最大全角变化率0.5°/30m。纯钻时间226.49h，平均机械钻速6.67m/h。完钻顺利下入∅273.1mm×1821.27m技术套管，水泥浆返出地面。

3.3　三开井段(1823~3290m)

直井段使用常规塔式钻具扫水泥塞，钻井液采用聚胺仿油基钻井液。钻进至1832.06m后，开始使用PDC钻头+螺杆复合+双扶正器(234mm+230mm)钻具钻进，钻进井段1832.06~2389.96m，但复合钻进钻速并不理想；考虑到至三开直井段完钻井深2650m已不远，不再下入螺杆钻具，采用双扶正器钟摆钻具钻进。

直导眼段用∅215.9mm钻头钻进，钻达连续取心起始井深3055m，开始使用∅215mm金刚石取心钻头连续取心作业5次，共耗时7.01d，耗用金刚石取心钻头2只。取心井段3055~3095m，取心总进尺40m，岩心总长40m，平均收获率100%，平均机械钻速0.69m/h。在该井段钻进中，将设计中的2柱∅178mm钻铤增加至7柱，有效地达到了释放钻井参数和防斜打直的目的，钻进中扶正器对井壁有良好的修整效果，保证了起下钻的顺畅。钻进至3120m直导眼段完钻(平均机械钻速仅为2.2m/h)，回填至2650m。

斜井段采用∅215.9mm钻头、强封堵聚胺仿油基钻井液(密度2.16g/cm3，塑性黏度60~65mPa·s，动切力11~20Pa ，高温高压失水量4mL)开始造斜钻进。全程螺杆+MWD定向，在进入水平段前井斜达到30°后，开始下入倒装钻具组合，根据测斜情况，选择滑动钻进与复合钻进交替进行，钻进中因为控制轨迹的需要，滑动钻进的比例较大，期间易出现托压现象，尤其是须五斜井段频繁钻遇页岩、煤线时，水力振荡器可能造成井壁垮塌，使用水力加压器，基本解决滑动钻进中的托压问题，提高了钻井效率。该井段最大井斜89.13°，最大全角变化率8.58°/30m，顺利中A靶。该井段共进尺636.00m，纯钻时间707.11h，平均机械钻速0.9m/h(机械钻速1.5m/h)，泥页岩可钻性差地层是影响定向段机械钻速的主要原因。测井后顺利下入∅193.7mm套管至井深3288.58m固井，水泥浆返出地面。

3.4　四开井段(3290~4102m)

水平段使用∅215.9mm钻头、强封堵油基钻井液体系(密度2.11~2.15g/cm3，塑性黏度62~73mPa·s，动切力10~14Pa，破乳电压800~1200V，油水体积比85∶15)钻进。油基钻井液钻井，大大减少了钻具与井壁间的摩阻，且油基钻井液在井壁中的分散性远远小于水基钻井液，大大降低了因井壁不稳定造成井眼垮塌卡钻的风险。在水平段施工中，先后使用了1.5°、1.25°和1°的无扶单弯螺杆，对比各种螺杆的钻进效果，最后优选出1.25°单弯无扶螺杆，相对其他螺杆能够在更高比例的复合钻进条件下，满足井眼轨迹控制要求。钻进至井深4102m四开终孔，垂深3088.31m，井斜91.4°，方位178.53°，水平位移1200.94m。

4结论与建议

新页HF-2井优质中靶，电测、下套管作业顺利，均一次性成功，是小井眼水平段水平井施工的典型案例，为同类型井钻井积累了宝贵的经验。

1)新页HF-2井设计井身结构有效地封住了易漏失表层、低压层、高压层。三开钻至井深3290m，封隔须五斜井段及以上不稳定地层，为四开水平段安全钻进创造条件。

2)在四开小井眼水平段钻井中，由于井斜大，水平段长，导致在钻进施工中，扭矩偏大，摩阻大，很容易发生钻具事故，施工风险性高，在以后的钻井过程中，应考虑对工程技术措施的优化。

3)该井地层可钻性与同井场邻井存在较大差异，具体表现为直井段施工中在同地层、同井深、同钻井参数以及类似的钻井液条件下，该井钻速相对较慢，施工中及时增加了螺杆钻具进行复合钻进，提高钻井效率。

4)对于小井眼水平段施工，建议一开采用套管悬挂增大环空体积，同时选取复式钻具结构，以降低泵压，增大排量。

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[编辑]帅群

[引著格式]张珍，周成华,田长春.新页HF-2井页岩气钻井技术[J].长江大学学报(自科版) ,2015,12(26):42~45.

[中图分类号]TE246

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)26-0042-04

[作者简介]张珍(1980-)，女，硕士，现主要从事钻井液与完井液科研、质量检验管理等工作，zhenzhen0607@163.com。

[收稿日期]2014-12-26