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、有機碳含量高、熱演化程度適中、油氣顯示豐富、儲集空間發(fā)育、儲集性能較好、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，在綜合評價基礎上，優(yōu)選頁巖井段進行大型壓裂施工，成功突破工業(yè)油流關，最高日產(chǎn)油4.68 m3，實現(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，證實陸相頁巖儲層也能夠實現(xiàn)工業(yè)化開采，預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，實鉆水平段長1044 m，平均井徑擴大率3%，儲層鉆遇率100%，井眼軌跡光滑，有效保證了該井后期15級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，進一步證實了泌陽凹陷陸相頁巖油良好的發(fā)展前景。

1 井身結構與井眼軌道設計

1.1 井身結構

根據(jù)本井的地層特點、地層壓力情況、后期多級分段壓裂及目前鉆井工藝技術狀況，參照鄰井實鉆井身結構，表層套管封固廖莊組上部成巖性差，膠結疏松地層，滿足測井要求；鉆直井導眼，取全取準地層資料；為提高鉆井速度，造斜點之前井段采用φ311.1 mm 鉆頭，下部采用φ241.3 mm 鉆頭；技術套管封隔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井采用三開井身結構：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；導眼段采用φ311.1 mm 鉆頭鉆至2100 m，用φ241.3 mm鉆頭打直導眼至2550 m，注水泥回填至2000 m。二開φ311.1 mm鉆頭從造斜點2055 m側鉆出原導眼井，進行主井眼段施工，鉆至A靶 （井深2661m），下入φ244.5 mm 技術套管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 井眼軌道設計

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

2 鉆井技術難點

（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，垮塌趨勢加劇。

表1 泌頁HF1井井眼軌道設計

（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含量較高（2250～2315 m，35%～38%），16 h膨脹率達30%，巖屑滾動回收率56%（2061 m），分散造漿嚴重，易引起PDC鉆頭泥包；對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，地層預測存在誤差，在施工中根據(jù)實鉆需要不斷調(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層薄導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2050 m側鉆出原導眼井，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)生卡鉆的風險增大。

（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左右進行側鉆，該段地層可鉆性差，φ311 mm鉆頭大井眼側鉆和定向難度大。泥頁巖水平段長度超過1000 m，摩阻扭矩大，鉆壓傳遞困難，導致鉆進方式的選擇以及井眼軌跡控制難度大。

3 鉆進技術措施

3.1 鉆頭優(yōu)選

參考鄰井實鉆資料和本口井導眼段巖心資料，并在鉆井設計前對巖心進行了巖石硬度、可鉆性分析試驗。結果表明，地層軟硬交錯現(xiàn)象不明顯，地層可鉆性6～7。在地層可鉆性試驗和分析總結的基礎上，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、鉆頭使用狀況和井身結構特征的鉆頭優(yōu)選模型，并在實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，鉆進井段933～2601 m，進尺668 m，平均機械鉆速2.34 m／h，與牙輪鉆頭平均機械鉆速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，鉆進井段2602～3722 m，進尺1120 m，平均機械鉆速10.26 m／h，起出鉆頭新度達到96%。通過該井鉆頭優(yōu)選方案的制定和實鉆效果分析，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。

3.2 井眼軌跡控制技術

（1）直井段防斜技術（0～1903 m）。一開直井段（0～406.91 m）采用塔式鉆具組合鉆進，輕壓吊打；二開直井段（406.91～1394.23 m）采用滿眼鉆具組合鉆進，通過優(yōu)化鉆壓、轉速和排量，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井段采用復合鉆進防斜技術，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，平均機械鉆速3.21 m／h，實現(xiàn)了防斜和提高機械鉆速的目的［2］。

（2）二開大井眼側鉆技術（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計軌道，決定將側鉆點提至1903 m。側鉆段采用“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開始側鉆，采用限時鉆進，共用時51 h鉆至井深1933.17 m，鉆進進尺28.17 m。對比撈砂中的水泥和地層含量，地層含量100%，井斜2°、方位149.4°（原直導眼井斜1.12°、方位342.7°），與老井眼中心線相距0.61 m，確定側鉆一次成功。

（3）二開增斜段定向技術（1933～2601 m）。在提前造斜點的情況下，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時造斜率最高僅有3.45°／30 m，遠遠達不到設計的造斜率；因此改用了“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1.25°單彎螺桿”的鉆具組合，造斜率達到3.5°～5.14°／30 m，基本滿足設計要求；在鉆進至井深2358 m時根據(jù)實鉆情況，對A靶進行了更改，對軌跡進行了重新優(yōu)化設計，設計造斜率由4.9°／30 m提高到了5.7°／30 m，在鉆進至井深2377 m起鉆；改用了“φ311 mmPDC鉆頭＋φ210 mm1.5°單彎螺桿”的鉆具組合，造斜率最高達到8.61°／30 m。通過調(diào)整鉆進參數(shù)控制井斜，提高復合鉆進比例，避免了出現(xiàn)較大狗腿度，在鉆進至井深2577 m，該段平均造斜率達到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時因托壓嚴重，通井復雜，最終決定提前完鉆該段，井底井斜79°。

（4）三開水平段旋轉導向技術（2601～3722 m）。三開水平段使用貝克休斯的旋轉導向技術進行鉆進，不需要擺工具面，在鉆進過程中可以隨時發(fā)出指令改變工具造斜能力，對井眼軌跡進行調(diào)整；使用旋轉導向鉆井效率高，不需要滑動鉆進，避免了常規(guī)的螺桿定向方式存在的擺工具面困難、托壓等技術瓶頸，施工出的井眼質(zhì)量好（水平段井徑擴大率僅3%）；使用高轉速（120 r／min）進行鉆進，減少了巖屑的沉積，有利于井下安全；使用旋轉導向進行通井劃眼時，若出現(xiàn)遇阻情況，可以通過發(fā)出指令打開旋轉導向的徑板（打開徑板就相當于一個扶正器），并實時監(jiān)測劃眼情況，避免了劃出新井眼的風險；充分應用近鉆頭測量優(yōu)勢，實時根據(jù)伽馬及電阻率的變化對井眼軌跡進行了19次調(diào)整，水平段儲層鉆遇率100%。

3.3 鉆井液技術

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、物理封堵和化學抑制相結合的三元防塌措施。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、有機硅穩(wěn)定劑GW－1加量，提高對粘土的抑制作用，防止粘土的水化膨脹、分散，預防鉆頭泥包［3－4］。鉆進中隨井深、井溫增加，井壁坍塌可能性增大，因此應逐步提高鉆井液密度，并轉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，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，鉆進時維護量小。

在實鉆過程中，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。通井電測順利，井徑擴大率平均只有3%。油基鉆井液性能穩(wěn)定，現(xiàn)場維護簡便易行，成功解決了頁巖井段的井壁穩(wěn)定問題。

4 結論與認識

（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，實施15級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導向、三維地質(zhì)導向和高效PDC鉆頭等配套技術，不僅能夠依據(jù)近鉆頭測量數(shù)據(jù)實時對井眼軌跡進行調(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，形成了陸相頁巖地層長水平段的優(yōu)快鉆井工藝技術。

（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出現(xiàn)了嚴重垮塌現(xiàn)象，因此技術套管應下至大段頁巖井段上部，以縮短鉆井液浸泡時間，實現(xiàn)快速中完。

（5）三開利用油基鉆井液體系的強抑制性，并提高鉆井液密度，有效控制了泥頁巖垮塌、掉塊，實現(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淺析［J］.鉆采工藝，2011，34（5）：25－27.