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(guó)內(nèi)重點(diǎn)頁(yè)巖氣勘探開發(fā)區(qū)域，構(gòu)造位于四川盆地威遠(yuǎn)中奧頂構(gòu)造西南翼，主要目的層龍馬溪組龍一1小層。前期評(píng)價(jià)和先導(dǎo)試驗(yàn)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(zhǔn)確預(yù)判，且該區(qū)域龍一1小層從上到下共分龍一14～龍一114 個(gè)亞層，厚度僅 0.5～1 m，微構(gòu)造、破碎帶及斷層發(fā)育，導(dǎo)致施工過程中遭遇水平段井壁穩(wěn)定性差、坍塌掉塊嚴(yán)重、軌跡控制困難、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率低等技術(shù)難題，多井次發(fā)生卡鉆、斷鉆具等事故，甚至填埋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具和近鉆頭儀器，水平段安全高效施工受到嚴(yán)重制約［1-9］。

1 主要技術(shù)難點(diǎn)

1.1 龍馬溪組地層構(gòu)造差異大，易失穩(wěn)垮塌

龍一2亞段受構(gòu)造應(yīng)力作用發(fā)生塑性變形，形成彎曲褶皺的揉皺變形構(gòu)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(shí)巖石塑性較高，產(chǎn)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(gòu)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(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率低

目的層龍馬溪組龍一11箱體薄，導(dǎo)向施工過程中地層標(biāo)志層不明確，中靶難度大。此外目的層微構(gòu)造變化大，斷層多，需要頻繁調(diào)整井眼軌跡以保證優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率，最終導(dǎo)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(diào)整井斜多達(dá)36 次，井斜最大增至104°，最小降至95°。并且3 次鉆遇斷層，共計(jì)10 次鉆穿越龍一11，7次穿越五峰組，1 次鉆進(jìn)寶塔組。由此可見，復(fù)雜的地質(zhì)條件以及嚴(yán)苛的鉆遇率要求，導(dǎo)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(fēng)險(xiǎn)。

圖3 自2XX 井實(shí)鉆軌跡調(diào)整分布及軌跡Fig.3 As?drilled trajectory of Well Zi-2XX

1.3 水平段安全鉆進(jìn)難度大，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高［10-13］

（1）斯倫貝謝旋轉(zhuǎn)導(dǎo)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(zhǎng)、刀翼寬度寬，遭遇掉塊時(shí)，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高。單彎單（雙）扶螺桿鉆具組合同樣因?yàn)閿y帶扶正器，面臨托壓及卡鉆風(fēng)險(xiǎn)大的難題。

表1 統(tǒng)計(jì)了自201 區(qū)塊4 口井水平段事故復(fù)雜時(shí)效，最高達(dá)到30.62%，最少也高達(dá)16.33%。

表1 自201 井區(qū)完成井事故復(fù)雜時(shí)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(zhì)資料，設(shè)計(jì)的油基鉆井液密度偏低，而地層坍塌壓力高，設(shè)計(jì)鉆井液性能達(dá)不到支撐井壁的要求，造成井壁失穩(wěn)，發(fā)生掉塊。同時(shí)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(dǎo)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(fēng)險(xiǎn)較高。

2 主要技術(shù)對(duì)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(zhǎng)度，mm；D——外徑，mm；d——內(nèi)徑，mm。

?215.9 mm 井眼水平段采用 ?172 mm 螺桿，長(zhǎng)度7.3 m，扶正器外徑210mm，長(zhǎng)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(jì)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(gòu)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(huì)比單、雙扶鉆具組合的摩阻小。其次，無扶螺桿較旋轉(zhuǎn)導(dǎo)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(shí)增加了巖屑和掉塊流動(dòng)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(fēng)險(xiǎn)。圖4 為自2XX 井旋導(dǎo)與鄰井無扶螺桿使用井段的起鉆摩阻對(duì)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(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合則是將上述組合中的無扶螺桿和LWD 換成旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，同時(shí)卸掉水力振蕩器。通過起鉆前兩柱的摩阻以及正常起鉆時(shí)的摩阻對(duì)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(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合起鉆摩阻對(duì)比Fig.4 Comparison of drag forces between the non?stablizer BHA and the RSS BHA

2.2 調(diào)整油基鉆井液性能

2.2.1 調(diào)整油基鉆井液密度

自201 井區(qū)龍馬溪組預(yù)測(cè)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(shí)根據(jù)實(shí)鉆情況及時(shí)調(diào)整，將鉆井液密度提高至2.05～2.20 g/cm3進(jìn)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(dāng)降低密度。圖5 為井壁失穩(wěn)與浸泡時(shí)間的關(guān)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(kuò)大，高密度鉆井液對(duì)井壁起到了很好的支撐作用。

圖5 自201HL-S 井井壁失穩(wěn)時(shí)間效應(yīng)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(duì)龍馬溪1 號(hào)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(qiáng)。

提高油基鉆井液封堵效率的封堵劑復(fù)配方案為：不同粒徑的超細(xì)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(bǔ)大幅降低泥餅滲透率，特殊封堵材料少量使用，進(jìn)一步降低泥餅滲透率。同時(shí)加強(qiáng)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(duì)自201HW-L 井龍一11層初期鉆井液密度1.90～1.95 g/cm3時(shí)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(shí)調(diào)整納米級(jí)封堵材料及潤(rùn)滑劑加量，加強(qiáng)現(xiàn)場(chǎng)鉆井液封堵能力等性能維護(hù)，后續(xù)鉆進(jìn)過程中無掉塊，表明這2 項(xiàng)調(diào)整措施取得了良好的效果。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

上述主要技術(shù)措施在自201 井區(qū)HW 平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用了2 口井，與相鄰HL 平臺(tái)完鉆水平井對(duì)比，實(shí)鉆水平段長(zhǎng)度明顯優(yōu)于HL 平臺(tái)，平均長(zhǎng)度超出33.46%。其中，自201HW-W 井完成了設(shè)計(jì)的1700 m 水平段進(jìn)尺，成為該井區(qū)第一口按設(shè)計(jì)順利完成地質(zhì)、工程目標(biāo)的長(zhǎng)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(zhì)導(dǎo)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(duì)龍一11和龍一12優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層：自201HL-S 井原井眼龍一11鉆遇率僅為13.5%；側(cè)鉆井眼鉆遇率為60.9%；而自201HW-W 井實(shí)現(xiàn)了95%的龍一11鉆遇率，100%的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)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(jì)對(duì)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(zhì)導(dǎo)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(zhuǎn)速100 r/min 以及寸提倒劃等措施完善了現(xiàn)場(chǎng)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(fù)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(duì)比（見圖7）：自201HL-S 井三開鉆井周期最長(zhǎng)，為118.26 d，自201HW-W 井三開鉆井周期最短，為49.48 d；與HL 平臺(tái)相比，HW 平臺(tái)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(duì)比Fig.7 Comparison of the drilling periods of Well Block Zi-201

4 結(jié)論與建議

（1）自201 區(qū)塊龍馬溪組地層構(gòu)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(gòu)造發(fā)育，井眼軌跡控制困難，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率低，水平段安全鉆進(jìn)難度大，卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高。

（2）優(yōu)選無扶螺桿鉆具組合，調(diào)整了油基鉆井液密度和性能，配合現(xiàn)場(chǎng)防卡操作，在自201 井區(qū)HW 平臺(tái)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用2 口井，三開鉆井周期節(jié)約34.12%，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率100%，實(shí)現(xiàn)了水平段正常完鉆。

（3）建議繼續(xù)開展高效清砂技術(shù)攻關(guān)，進(jìn)一步改善環(huán)空流場(chǎng)分布，提高井眼清潔程度，有效降低阻卡風(fēng)險(xiǎn)。