孫 凱，劉化偉，明 鑫，樂守群

（1.中石化中原石油工程有限公司鉆井一公司，河南 濮陽 457001；2.中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司，四川 成都 610000）

自201 井區(qū)是國內重點頁巖氣勘探開發(fā)區(qū)域，構造位于四川盆地威遠中奧頂構造西南翼，主要目的層龍馬溪組龍一1小層。前期評價和先導試驗階段共開鉆11 口井、完鉆2 口，根據(jù)前期鉆井情況分析，由于龍馬溪組存在斷層與破碎帶，地震剖面精度難以準確預判，且該區(qū)域龍一1小層從上到下共分龍一14～龍一114 個亞層，厚度僅 0.5～1 m，微構造、破碎帶及斷層發(fā)育，導致施工過程中遭遇水平段井壁穩(wěn)定性差、坍塌掉塊嚴重、軌跡控制困難、優(yōu)質儲層鉆遇率低等技術難題，多井次發(fā)生卡鉆、斷鉆具等事故，甚至填埋旋轉導向工具和近鉆頭儀器，水平段安全高效施工受到嚴重制約［1-9］。

1 主要技術難點

1.1 龍馬溪組地層構造差異大，易失穩(wěn)垮塌

龍一2亞段受構造應力作用發(fā)生塑性變形，形成彎曲褶皺的揉皺變形構造及天然裂縫發(fā)育地層易破碎掉塊，是造成井壁失穩(wěn)的主要原因，如圖1 所示。龍一1中下部層理發(fā)育，坍塌壓力高，與五峰組交界處存在破碎帶，同時巖石塑性較高，產生大量條狀或塊狀掉塊，如圖2 所示。

圖1 自201X 井龍一2段揉皺變形構造Fig.1 Crumpled texture in Longyi Formation of Well Zi-201X

圖2 水平段掉塊Fig.2 Falling stones in horizontal sections

1.2 井眼軌跡控制困難，優(yōu)質儲層鉆遇率低

目的層龍馬溪組龍一11箱體薄，導向施工過程中地層標志層不明確，中靶難度大。此外目的層微構造變化大，斷層多，需要頻繁調整井眼軌跡以保證優(yōu)質儲層鉆遇率，最終導致井眼軌跡不規(guī)則。如圖3 所示，自 2XX 井水平段施工過程中，400 m 水平段調整井斜多達36 次，井斜最大增至104°，最小降至95°。并且3 次鉆遇斷層，共計10 次鉆穿越龍一11，7次穿越五峰組，1 次鉆進寶塔組。由此可見，復雜的地質條件以及嚴苛的鉆遇率要求，導致了井眼軌跡不規(guī)則并且控制困難，極大地增加了井下安全風險。

圖3 自2XX 井實鉆軌跡調整分布及軌跡Fig.3 As?drilled trajectory of Well Zi-2XX

1.3 水平段安全鉆進難度大，卡鉆風險高［10-13］

（1）斯倫貝謝旋轉導向工具自帶扶正器外徑212 mm，環(huán)空間隙小，加之鉆頭保徑長、刀翼寬度寬，遭遇掉塊時，卡鉆風險高。單彎單（雙）扶螺桿鉆具組合同樣因為攜帶扶正器，面臨托壓及卡鉆風險大的難題。

表1 統(tǒng)計了自201 區(qū)塊4 口井水平段事故復雜時效，最高達到30.62%，最少也高達16.33%。

表1 自201 井區(qū)完成井事故復雜時效Table 1 Drilling time efficiency of Well Block Zi-201 with incidents

（2）鉆井初期由于缺乏足夠的地質資料，設計的油基鉆井液密度偏低，而地層坍塌壓力高，設計鉆井液性能達不到支撐井壁的要求，造成井壁失穩(wěn)，發(fā)生掉塊。同時地層微裂縫發(fā)育，加之鉆井液的封堵性能和抑制性能較弱，導致單純提高鉆井液密度也不能完全解決掉塊、井壁失穩(wěn)的難題，井壁坍塌風險較高。

2 主要技術對策

2.1 優(yōu)化鉆具組合

由于無扶螺桿沒有扶正器且彎度非常小，因此，無扶螺桿的抗彎剛度可近似為：

單扶螺桿的抗彎剛度近似為：

式中：E——彈性模量，N/mm2；I——截面慣性矩，mm4；L——長度，mm；D——外徑，mm；d——內徑，mm。

?215.9 mm 井眼水平段采用 ?172 mm 螺桿，長度7.3 m，扶正器外徑210mm，長度0.6 m，壁厚15 mm；因此，無扶螺桿和單扶螺桿的剛性比值m為：

無扶螺桿的剛性僅為單扶螺桿剛性的80%，按照式（1）計算，無扶螺桿的剛性為雙扶螺桿剛性的69%，因此，無扶螺桿有效降低了底部鉆具組合的剛性，提高了通過微構造的能力［14-16］。

不僅如此，無扶螺桿沒有扶正器與井壁或砂床之間的摩擦，無論在上、下傾井還是水平段不規(guī)則井中都會比單、雙扶鉆具組合的摩阻小。其次，無扶螺桿較旋轉導向工具的壓降小，環(huán)空間隙大，在相同條件下可以提供更大的循環(huán)排量，同時增加了巖屑和掉塊流動的有效通道，有利于井底環(huán)空返砂，從而大幅度降低了井下工具的安全風險。圖4 為自2XX 井旋導與鄰井無扶螺桿使用井段的起鉆摩阻對比。無扶螺桿具組合為：?215.9 mm PDC 鉆頭+?172 mm 1.25°無扶螺桿+止回閥+無磁承壓鉆桿+LWD+?127 mm 加重鉆桿+?127 mm 鉆桿+? 172 mm 水力振蕩器+?127 mm 鉆桿+旁通閥+? 139.7 mm 鉆桿；旋轉導向鉆具組合則是將上述組合中的無扶螺桿和LWD 換成旋轉導向工具，同時卸掉水力振蕩器。通過起鉆前兩柱的摩阻以及正常起鉆時的摩阻對比可知，使用無扶螺桿鉆具上提摩阻減少100 kN 左右。該井在完井后利用雙扶通井，井下正常后套管順利下入到位。

圖4 無扶螺桿鉆具組合與旋轉導向鉆具組合起鉆摩阻對比Fig.4 Comparison of drag forces between the non?stablizer BHA and the RSS BHA

2.2 調整油基鉆井液性能

2.2.1 調整油基鉆井液密度

自201 井區(qū)龍馬溪組預測地層壓力系數(shù)1.50～1.84，優(yōu)化三開開鉆鉆井液密度為1.85 g/cm3，防止密度過低不易支撐井壁。同時根據(jù)實鉆情況及時調整，將鉆井液密度提高至2.05～2.20 g/cm3進入水平段，保證鉆井過程中井壁穩(wěn)定性，若鉆遇井漏，在井壁穩(wěn)定和井控安全的前提下適當降低密度。圖5 為井壁失穩(wěn)與浸泡時間的關系示意圖，其中，中心圓圈表示井眼，紅色區(qū)域表示近井壁失穩(wěn)區(qū)域。將鉆井液密度提高至2.1 g/cm3后，即使鉆井后16 h，井眼附近的井壁失穩(wěn)區(qū)域幾乎沒有擴大，高密度鉆井液對井壁起到了很好的支撐作用。

圖5 自201HL-S 井井壁失穩(wěn)時間效應示意Fig.5 Time effect of Well Zi-201HS-S wall failure

2.2.2 提高油基鉆井液封堵性

針對龍馬溪1 號層存在破碎帶，井壁易失穩(wěn)的難題，通過可塑性變形粒子和剛性封堵材料的合理配比，形成的封堵層承壓能力高，防塌能力強。

提高油基鉆井液封堵效率的封堵劑復配方案為：不同粒徑的超細鈣、剛性封堵劑為固相顆粒形成較寬范圍的粒徑分布，鹽水液滴作為體系固有，具有一定變形堵孔作用，氧化瀝青和磺化瀝青形成互補大幅降低泥餅滲透率，特殊封堵材料少量使用，進一步降低泥餅滲透率。同時加強防塌材料的使用，保證球狀凝膠、油基封堵劑在泥漿中的含量。

2.2.3 措施效果

針對自201HW-L 井龍一11層初期鉆井液密度1.90～1.95 g/cm3時掉塊頻繁、多次阻卡的問題，優(yōu)化鉆井液密度至2.05～2.12 g/cm3，同時調整納米級封堵材料及潤滑劑加量，加強現(xiàn)場鉆井液封堵能力等性能維護，后續(xù)鉆進過程中無掉塊，表明這2 項調整措施取得了良好的效果。

3 現(xiàn)場應用

上述主要技術措施在自201 井區(qū)HW 平臺現(xiàn)場應用了2 口井，與相鄰HL 平臺完鉆水平井對比，實鉆水平段長度明顯優(yōu)于HL 平臺，平均長度超出33.46%。其中，自201HW-W 井完成了設計的1700 m 水平段進尺，成為該井區(qū)第一口按設計順利完成地質、工程目標的長水平段開發(fā)水平井。

此外，如圖6 所示，采用無扶底部鉆具組合配合地質導向軌跡控制還保證了水平段井眼軌跡平滑。從表2 數(shù)據(jù)可知，針對龍一11和龍一12優(yōu)質儲層：自201HL-S 井原井眼龍一11鉆遇率僅為13.5%；側鉆井眼鉆遇率為60.9%；而自201HW-W 井實現(xiàn)了95%的龍一11鉆遇率，100%的優(yōu)質儲層鉆遇率。

表2 自201HL-S 井與自201HW-W 井鉆遇率數(shù)據(jù)統(tǒng)計對比Table 2 Comparison of the intersection rates between Well Zi-201HL-S and Zi-HW-W

圖6 自201HW-W 井地質導向模型Fig.6 Geo?steering model for Well Zi-201HW-W

除此之外，通過提高水平段排量至30 L/s、轉速100 r/min 以及寸提倒劃等措施完善了現(xiàn)場施工工藝，形成了水平段防卡施工措施與遇阻處理規(guī)程，明顯降低了井下復雜與卡鉆故障幾概率，有效縮短了三開鉆井周期。

根據(jù)自201 井區(qū)完鉆井三開鉆井周期對比（見圖7）：自201HL-S 井三開鉆井周期最長，為118.26 d，自201HW-W 井三開鉆井周期最短，為49.48 d；與HL 平臺相比，HW 平臺三開平均鉆井周期縮短了34.99 d，周期節(jié)約率為34.12%。

圖7 自201 井區(qū)完鉆井三開鉆井周期對比Fig.7 Comparison of the drilling periods of Well Block Zi-201

4 結論與建議

（1）自201 區(qū)塊龍馬溪組地層構造差異大，破碎帶及斷層發(fā)育，井壁易失穩(wěn)垮塌，加之微構造發(fā)育，井眼軌跡控制困難，優(yōu)質儲層鉆遇率低，水平段安全鉆進難度大，卡鉆風險高。

（2）優(yōu)選無扶螺桿鉆具組合，調整了油基鉆井液密度和性能，配合現(xiàn)場防卡操作，在自201 井區(qū)HW 平臺現(xiàn)場應用2 口井，三開鉆井周期節(jié)約34.12%，優(yōu)質儲層鉆遇率100%，實現(xiàn)了水平段正常完鉆。

（3）建議繼續(xù)開展高效清砂技術攻關，進一步改善環(huán)空流場分布，提高井眼清潔程度，有效降低阻卡風險。