渝东南彭水页岩气水平井钻井技术.docx

渝东南彭水页岩气水平井钻井技术【摘要】渝东南彭水区块页岩气水平井钻井存在存在地层胶结致密、可钻性差、地层倾角变化大、井眼轨迹控制难度大、大段泥页岩井壁稳定问题突出等技术难点通过开展钻头优选、轨迹控制、强抑制钻井液等技术应用现场取得良好效果为该区块下一步水平井施工提速提供了可靠的依据。【关键词】钻头轨迹控制井壁稳定水平井页岩气钻井彭水1前言彭水区块地处重庆市东南部以及贵州省北部面积6837.087km3。主要钻探目的是为了探索彭水区块上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩含气性；了解目的层段的岩性、岩相发育情况及变化规律；获取目的层段有关评价页岩气的各项地质参数。由于该区块地层胶结致密、可钻性差；地层倾角不断变化井眼轨迹控制难度大水平段长井下磨阻大大段泥页岩井壁稳定问题突出是渝东南彭水区块页岩气水平井钻井面临的难题。通过该区块的彭页HF-1井及彭页HF-2井2口水平井的钻井实践开展钻头优选、轨迹控制、强抑制钻井液等技术应用现场取得良好效果提高了钻井速度降低了开发成本为该区块下一步水平井提速提供了可靠的依据。2施工难点分析（1）地层倾角大。小河坝组和龙马溪组地层倾角大层理发育各向异性强定向及扭方位难度大地层漂移不定无规律可循钻井工程设计中井斜、位移、全角变化率要求严格即使井斜很小位移仍有可能超标井身质量控制难度大。（2）地层可钻性差。小河坝组和龙马溪组的灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰绿色泥质粉砂岩、粉砂岩互层底部是浅灰色细砂岩灰绿色粉砂岩；龙马溪组顶部为灰色含粉砂泥岩；上部为灰色泥岩中部为深灰色-灰黑色页岩、粉砂质页岩、下部为灰黑色-黑色碳质页岩可钻性极值达7-8左右可钻性差。（3）钻头选型难度大。本区块邻井少测井资料不全钻头选型无依据可寻。钻头剖面、切削齿分布及大小、钻头流道设计、钻头刀冀的数量匹配等因素直接影响机械钻速。（4）井壁易失稳。龙马溪组页岩受构造应力作用裂缝发育断层交错地层易坍塌井壁失稳严重影响安全钻井。3钻井技术应用3.1井身轨迹控制技术3.1.1定向段技术措施（1）定向钻具组合：φ215.9mmPDC钻头+φ172mm1.5°螺杆+φ177.8mmNDC×1根+φ127mm加重钻杆45根+411*520+回压凡尔+φ139.7mm钻杆。（2）每钻进50m进行短起下作业保证井眼光滑。（3）加入足量的润滑剂（机油、白油、固体润滑剂、CGY等）含量不低于12%。（4）使用沥青类、聚合醇处理剂既有利于封堵又可以改善泥饼质量。（5）加入0.3%-0.5%聚胺抑制剂保持钾、钙离子的含量进一步提高井壁的稳定性。（6）控制粘度在40-80s失水控制在3ml内。3.1.2水平段技术措施（1）定向钻具组合：φ215.9mmPDC钻头+φ172mm1°双扶螺杆+φ127mm无磁承压×1根+φ127mm钻杆×110根+φ127mm加重钻杆45根+411*520+回压凡尔+φ139.7mm钻杆。（2）选择合理的钻具组合、合适尺寸的双扶螺杆扶正器（上扶208mm下扶210mm）再配合钻井参数的调整来实现水平段稳斜效果减少定向次数。（3）每钻进50m短起清砂；中途用常规钻具组合加牙轮钻头通井大排量循环清砂。（4）使用沥青类、聚合醇处理剂既有利于封堵又可以改善泥饼质量。（5）加大润滑剂的投入量使循环浆始终保持12%的含油量。（6）维持聚胺抑制剂含量在0.3%-0.5%保持钾、钙离子的含量提高井壁的稳定性。（7）控制粘度在60-90s失水控制在3ml以内高温高压失水控制在10ml以内。3.2钻头优选技术通过钻头优选确定应用PDC钻头配合单弯螺杆钻进确定适合龙马溪组可钻性差地层的特别保径的WHMGE461-5PDC钻头。该型号PDC钻头在彭页HF1井的2444m-3446m井段应用效果良好进尺1002m平均机械钻速5.81m/h明显高于邻井3.24m/h的平均机械钻速机械钻速得到了大幅度的提升。3.3井壁稳定技术3.3.1井壁稳定钻井液技术要点（1）优选钻井液体系。进入易坍塌地层前施工过程中及时补充防塌抑制剂。（2）根据易塌层段地层压力系数确定合理的钻井液密度。（3）中压滤失量控制在4ml以内；高温高压滤失量控制在10-13ml。抑制泥页岩的水化膨胀。（4）进入易塌层段前适当提高粘切既保证带出钻屑及掉块又可使环空呈层流状态减少对井壁的冲蚀。3.3.2井壁稳定钻井工艺技术（1）起钻时连续灌满钻井液避免液柱压力降低。（2）起下钻过程中力求操作平稳避免抽汲与压力激动。（3）避免定点循环勤划眼修复井壁。（4）优