田 平，薛建國，蔣建寧，任書方，孟衛(wèi)東，官臣彬

（中國石化河南石油勘探局鉆井工程公司，河南 南陽 473132）

河南油田泌陽凹陷深凹區(qū)具備良好的陸相頁巖油氣形成條件，頁巖單層厚度大、有機(jī)碳含量高、熱演化程度適中、油氣顯示豐富、儲(chǔ)集空間發(fā)育、儲(chǔ)集性能較好、脆性礦物含量高，初步估算，頁巖分布面積400 km2，油氣資源量為5.4×108t（油當(dāng)量）。2010年部署鉆探的安深1井，全井鉆遇頁巖659 m／117層，泥巖1617.9 m／287層，在綜合評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上，優(yōu)選頁巖井段進(jìn)行大型壓裂施工，成功突破工業(yè)油流關(guān)，最高日產(chǎn)油4.68 m3，實(shí)現(xiàn)了非常規(guī)資源開發(fā)的重要突破。泌陽凹陷陸相頁巖油氣的突破，證實(shí)陸相頁巖儲(chǔ)層也能夠?qū)崿F(xiàn)工業(yè)化開采，預(yù)示著頁巖油氣等非常規(guī)資源能夠成為新的勘探開發(fā)領(lǐng)域。

根據(jù)中石化非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)部署，河南油田鉆探了國內(nèi)首口陸相頁巖油長水平段水平井泌頁HF1井。該井完鉆井深3722 m，實(shí)鉆水平段長1044 m，平均井徑擴(kuò)大率3%，儲(chǔ)層鉆遇率100%，井眼軌跡光滑，有效保證了該井后期15級(jí)大型壓裂施工的成功。該井壓裂過程中共注入地層壓裂液2.2×104m3，加砂800 t，試獲最高日產(chǎn)油23.6 m3，進(jìn)一步證實(shí)了泌陽凹陷陸相頁巖油良好的發(fā)展前景。

1 井身結(jié)構(gòu)與井眼軌道設(shè)計(jì)

1.1 井身結(jié)構(gòu)

根據(jù)本井的地層特點(diǎn)、地層壓力情況、后期多級(jí)分段壓裂及目前鉆井工藝技術(shù)狀況，參照鄰井實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)，表層套管封固廖莊組上部成巖性差，膠結(jié)疏松地層，滿足測(cè)井要求；鉆直井導(dǎo)眼，取全取準(zhǔn)地層資料；為提高鉆井速度，造斜點(diǎn)之前井段采用φ311.1 mm 鉆頭，下部采用φ241.3 mm 鉆頭；技術(shù)套管封隔A靶以上斜井段，減少三開水平裸眼段難度，降低摩阻、扭矩。泌頁HF1井采用三開井身結(jié)構(gòu)：一開φ444.5 mm井眼鉆至井深401 m，φ339.7 mm表層套管下至井深400 m，水泥返至地面；導(dǎo)眼段采用φ311.1 mm 鉆頭鉆至2100 m，用φ241.3 mm鉆頭打直導(dǎo)眼至2550 m，注水泥回填至2000 m。二開φ311.1 mm鉆頭從造斜點(diǎn)2055 m側(cè)鉆出原導(dǎo)眼井，進(jìn)行主井眼段施工，鉆至A靶 （井深2661m），下入φ244.5 mm 技術(shù)套管2656 m，水泥返至地面。三開φ215.9 mm鉆頭鉆至3661 m完鉆，下φ139.7 mm尾管2430～3646 m（懸掛器位置2430 m），水泥漿返至懸掛器位置；φ139.7 mm套管回接至井口，水泥返至地面。

2.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

針對(duì)該井二開φ311.1 mm鉆頭鉆至A靶、大井眼螺桿鉆具造斜困難的難點(diǎn)，通過對(duì)比不同造斜點(diǎn)、不同造斜率的幾種軌道設(shè)計(jì)，結(jié)合地層特點(diǎn)和鉆探要求，確定了井身剖面采用“直－增－穩(wěn)－增－平”，設(shè)計(jì)水平段長1000 m左右，其它井眼軌道設(shè)計(jì)參數(shù)見表1。

2 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

（1）該井二開大井眼造斜井段和水平段為古近系核桃園組核三段地層，地層巖性多以深灰色、灰色泥巖、頁巖為主，粘土礦物總量10%～36%，其中伊利石和伊蒙混層含量高，具硬脆性泥頁巖特征，且層理裂隙發(fā)育，鉆井中易出現(xiàn)井眼垮塌等復(fù)雜情況。二開井眼大，在頁巖井段井斜角60°～80°，井眼逐步沿泥頁巖層理面鉆進(jìn)，垮塌趨勢(shì)加劇。

表1 泌頁HF1井井眼軌道設(shè)計(jì)

（2）部分泥巖及泥質(zhì)粉砂巖粘土礦物含量高，粘土礦物中伊蒙混層相對(duì)含量較高（2250～2315 m，35%～38%），16 h膨脹率達(dá)30%，巖屑滾動(dòng)回收率56%（2061 m），分散造漿嚴(yán)重，易引起PDC鉆頭泥包；對(duì)使用淡水鉆井液體系在防塌性和抑制性方面提出較高的要求。

（3）由于本地區(qū)鉆井資料較少，地層預(yù)測(cè)存在誤差，在施工中根據(jù)實(shí)鉆需要不斷調(diào)整目的層深度，目的層厚度僅有10 m左右，因此，地層的不確定性和儲(chǔ)層薄導(dǎo)致井眼軌跡控制難度大，水平段井眼軌跡控制精度高。

（4）二開φ311 mm鉆頭從造斜點(diǎn)2050 m側(cè)鉆出原導(dǎo)眼井，造斜鉆至A靶 （井深2661 m），井眼大，泵壓影響排量提高，容易產(chǎn)生巖屑床；隨著三開φ216 mm井眼水平段的增大，鉆井液攜巖難度加大，發(fā)生卡鉆的風(fēng)險(xiǎn)增大。

（5）為滿足二開大井眼造斜段、三開長水平段破壞巖屑床、及時(shí)清理井底巖屑需要，就必須提高泵排量，而鉆具、螺桿等循環(huán)壓耗大，循環(huán)系統(tǒng)長期在極限工況下工作，安全隱患加大。

（6）該井需要在2050 m左右進(jìn)行側(cè)鉆，該段地層可鉆性差，φ311 mm鉆頭大井眼側(cè)鉆和定向難度大。泥頁巖水平段長度超過1000 m，摩阻扭矩大，鉆壓傳遞困難，導(dǎo)致鉆進(jìn)方式的選擇以及井眼軌跡控制難度大。

3 鉆進(jìn)技術(shù)措施

3.1 鉆頭優(yōu)選

參考鄰井實(shí)鉆資料和本口井導(dǎo)眼段巖心資料，并在鉆井設(shè)計(jì)前對(duì)巖心進(jìn)行了巖石硬度、可鉆性分析試驗(yàn)。結(jié)果表明，地層軟硬交錯(cuò)現(xiàn)象不明顯，地層可鉆性6～7。在地層可鉆性試驗(yàn)和分析總結(jié)的基礎(chǔ)上，利用最優(yōu)化理論建立了綜合考慮地層因素、鉆頭性能指標(biāo)、鉆頭使用狀況和井身結(jié)構(gòu)特征的鉆頭優(yōu)選模型，并在實(shí)鉆中取得了較好效果［1］。

二開φ311 mm井眼造斜段采用1M1952FC PDC鉆頭，鉆進(jìn)井段933～2601 m，進(jìn)尺668 m，平均機(jī)械鉆速2.34 m／h，與牙輪鉆頭平均機(jī)械鉆速0.82 m／h相比，提高了185%。三開φ216 mm井眼水平段優(yōu)選QD505X PDC鉆頭，一只鉆頭一趟鉆完成了三開水平段的施工，鉆進(jìn)井段2602～3722 m，進(jìn)尺1120 m，平均機(jī)械鉆速10.26 m／h，起出鉆頭新度達(dá)到96%。通過該井鉆頭優(yōu)選方案的制定和實(shí)鉆效果分析，形成了以PDC鉆頭為主的河南油田陸相頁巖油長水平段水平井鉆頭選型技術(shù)。

3.2 井眼軌跡控制技術(shù)

（1）直井段防斜技術(shù)（0～1903 m）。一開直井段（0～406.91 m）采用塔式鉆具組合鉆進(jìn)，輕壓吊打；二開直井段（406.91～1394.23 m）采用滿眼鉆具組合鉆進(jìn)，通過優(yōu)化鉆壓、轉(zhuǎn)速和排量，控制鉆速，鉆至井深1383.73 m 井斜2.26°，水平位移21.65 m。為提高施工速度、有效控制直井段井斜和水平位移，在1394.23～1871.82 m井段采用復(fù)合鉆進(jìn)防斜技術(shù)，在施工過程中，利用糾斜作業(yè)，使該井段井斜降至1.9°左右，井斜得到明顯控制，平均機(jī)械鉆速3.21 m／h，實(shí)現(xiàn)了防斜和提高機(jī)械鉆速的目的［2］。

（2）二開大井眼側(cè)鉆技術(shù)（1903～1933 m）。在鉆井施工過程中，考慮到井眼大，增斜困難，以及直井段的井底位移和方位情況，為防止井眼軌跡因起步造斜率偏低而偏離設(shè)計(jì)軌道，決定將側(cè)鉆點(diǎn)提至1903 m。側(cè)鉆段采用“φ311 mm5刀翼PDC鉆頭＋φ210 mm 雙彎螺桿（1°×1.5°）×1根＋631×630回壓凡爾＋雙公接頭（631×631）＋MWD接頭（630×630）＋φ203 mm無磁鉆鋌×1根＋φ203 mm鉆鋌×2根＋631×410＋φ178 mm鉆鋌×3根＋φ140 mm斜坡鉆桿”完成，從井深1905 m開始側(cè)鉆，采用限時(shí)鉆進(jìn)，共用時(shí)51 h鉆至井深1933.17 m，鉆進(jìn)進(jìn)尺28.17 m。對(duì)比撈砂中的水泥和地層含量，地層含量100%，井斜2°、方位149.4°（原直導(dǎo)眼井斜1.12°、方位342.7°），與老井眼中心線相距0.61 m，確定側(cè)鉆一次成功。

（3）二開增斜段定向技術(shù)（1933～2601 m）。在提前造斜點(diǎn)的情況下，為使井眼軌跡圓滑，首先采用了“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1°單彎螺桿”的鉆具組合，在施工至井深2130 m時(shí)造斜率最高僅有3.45°／30 m，遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到設(shè)計(jì)的造斜率；因此改用了“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1.25°單彎螺桿”的鉆具組合，造斜率達(dá)到3.5°～5.14°／30 m，基本滿足設(shè)計(jì)要求；在鉆進(jìn)至井深2358 m時(shí)根據(jù)實(shí)鉆情況，對(duì)A靶進(jìn)行了更改，對(duì)軌跡進(jìn)行了重新優(yōu)化設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)造斜率由4.9°／30 m提高到了5.7°／30 m，在鉆進(jìn)至井深2377 m起鉆；改用了“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1.5°單彎螺桿”的鉆具組合，造斜率最高達(dá)到8.61°／30 m。通過調(diào)整鉆進(jìn)參數(shù)控制井斜，提高復(fù)合鉆進(jìn)比例，避免了出現(xiàn)較大狗腿度，在鉆進(jìn)至井深2577 m，該段平均造斜率達(dá)到5.65°／30 m，井斜78°，經(jīng)重新優(yōu)化井眼軌跡，決定起鉆改用“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1°單彎螺桿”的鉆具組合，施工至A靶2669.85 m，以確保井眼平滑，在施工至井深2601 m時(shí)因托壓嚴(yán)重，通井復(fù)雜，最終決定提前完鉆該段，井底井斜79°。

（4）三開水平段旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)（2601～3722 m）。三開水平段使用貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)進(jìn)行鉆進(jìn)，不需要擺工具面，在鉆進(jìn)過程中可以隨時(shí)發(fā)出指令改變工具造斜能力，對(duì)井眼軌跡進(jìn)行調(diào)整；使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井效率高，不需要滑動(dòng)鉆進(jìn)，避免了常規(guī)的螺桿定向方式存在的擺工具面困難、托壓等技術(shù)瓶頸，施工出的井眼質(zhì)量好（水平段井徑擴(kuò)大率僅3%）；使用高轉(zhuǎn)速（120 r／min）進(jìn)行鉆進(jìn)，減少了巖屑的沉積，有利于井下安全；使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向進(jìn)行通井劃眼時(shí)，若出現(xiàn)遇阻情況，可以通過發(fā)出指令打開旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向的徑板（打開徑板就相當(dāng)于一個(gè)扶正器），并實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)劃眼情況，避免了劃出新井眼的風(fēng)險(xiǎn)；充分應(yīng)用近鉆頭測(cè)量優(yōu)勢(shì)，實(shí)時(shí)根據(jù)伽馬及電阻率的變化對(duì)井眼軌跡進(jìn)行了19次調(diào)整，水平段儲(chǔ)層鉆遇率100%。

3.3 鉆井液技術(shù)

3.3.1 直井段（0～2550 m）

該井段井眼大，地層疏松，地表水豐富，為確保井壁穩(wěn)定和大井眼攜砂，采用稠般土聚合物鉆井液體系。配制了5%膨潤土漿，鉆進(jìn)中加入0.3%～0.5%PAC141、0.5%～0.3%SHN－1水溶液，以控制濾失量，防止地層吸水膨脹，滿足了該段的鉆井要求。

3.3.2 二開斜井段（1903～2601 m）

考慮到二開大井眼井塌、鉆頭泥包、巖屑攜帶困難等問題，調(diào)整該井段鉆井液體系。采用密度支撐、物理封堵和化學(xué)抑制相結(jié)合的三元防塌措施。加入可變形的乳化瀝青SFT和磺化瀝青FT－1，形成致密的封堵層，防止鉆井液向地層中浸入；增大小陽離子NW－1、有機(jī)硅穩(wěn)定劑GW－1加量，提高對(duì)粘土的抑制作用，防止粘土的水化膨脹、分散，預(yù)防鉆頭泥包［3－4］。鉆進(jìn)中隨井深、井溫增加，井壁坍塌可能性增大，因此應(yīng)逐步提高鉆井液密度，并轉(zhuǎn)化體系為聚磺防塌體系。

3.3.3 三開水平段（2601～3722 m）

根據(jù)二開鉆井液密度使用經(jīng)驗(yàn)，三開鉆井液密度控制在1.45 g／cm3，油基鉆井液控制油水比80∶20，高溫高壓濾失在3 mL以下，破乳電壓大于800 V，堿度1.5～2 mL。該段鉆井液性能穩(wěn)定，鉆進(jìn)時(shí)維護(hù)量小。

在實(shí)鉆過程中，完鉆密度為1.55 g／cm3。三開段5次短起下鉆，一次短起下鉆在2910～3040 m井段，出現(xiàn)掉塊后，上提密度至1.55 g／cm3，鉆進(jìn)中返砂正常，起下鉆平均摩阻40～50 kN，直至3722 m完鉆井下穩(wěn)定。通井電測(cè)順利，井徑擴(kuò)大率平均只有3%。油基鉆井液性能穩(wěn)定，現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)簡便易行，成功解決了頁巖井段的井壁穩(wěn)定問題。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）泌頁HF1井是中石化第一口陸相頁巖油長水平段水平井，水平段長1044 m，實(shí)施15級(jí)分段壓裂獲最高日產(chǎn)23.6 m3工業(yè)油流，使中石化率先在國內(nèi)取得陸相頁巖油的重大突破。

（2）采用貝克休斯的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、三維地質(zhì)導(dǎo)向和高效PDC鉆頭等配套技術(shù)，不僅能夠依據(jù)近鉆頭測(cè)量數(shù)據(jù)實(shí)時(shí)對(duì)井眼軌跡進(jìn)行調(diào)整，避免了擺工具困難、托壓和易形成巖屑床等問題，確保了長水平段軌跡控制平穩(wěn)、井壁光滑規(guī)則和快速優(yōu)質(zhì)鉆進(jìn)，形成了陸相頁巖地層長水平段的優(yōu)快鉆井工藝技術(shù)。

（3）泌頁HF1井二開φ311 mm大井眼井段使用φ140 mm鉆桿，增大了鉆具水眼，降低了循環(huán)壓耗，有利于在安全泵壓的范圍內(nèi)提高排量、環(huán)空返速，增強(qiáng)攜砂能力，更有利于清除巖屑床。

（4）在泌頁 HF1井的施工過程中，二開φ311 mm大井眼井段使用水基鉆井液體系，雖然采取了提高鉆井速度措施，及提高鉆井液密度、降低失水、加大封堵材料和防塌劑用量等措施，但鉆遇長段泥頁巖時(shí)出現(xiàn)了嚴(yán)重垮塌現(xiàn)象，因此技術(shù)套管應(yīng)下至大段頁巖井段上部，以縮短鉆井液浸泡時(shí)間，實(shí)現(xiàn)快速中完。

（5）三開利用油基鉆井液體系的強(qiáng)抑制性，并提高鉆井液密度，有效控制了泥頁巖垮塌、掉塊，實(shí)現(xiàn)了井下安全。

［1］幸雪松，樓一珊.一種PDC鉆頭選型新方法研究［J］.鉆采工藝，2004，27（2）：21－22.

［2］高德利，劉希圣，徐秉業(yè).井眼軌跡控制［M］.北京：石油大學(xué)出版社，1994：17.

［3］黃漢仁，楊坤鵬，羅平亞.泥漿工藝原理［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992.

［4］黨克軍，王增年，簡章臣，等.水平井巖屑床控制技術(shù)淺析［J］.鉆采工藝，2011，34（5）：25－27.