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摘要：本文针对钻井施工技术难题，通过岩石可钻性研究、钻头选型、合理井身结构设计、井身剖而优化和控制、应用以旋转导向和油基泥浆为代表的钻井新工具、新工艺等措施，保障了施工的顺利进行，形成了配套齐全的优快钻井技术，为实现低成本开发奠定了基础。
关键词：大斜度定向井；技术难点；井身结构设计；钻头选型
区块主体面积1189.72 km2；区块东西长37 km，南北宽32km；区块内泥页岩发育，有机碳含量较高，成熟度较高，具有较好的勘探潜力。钻井主要目的层最大埋深为2600m。由于储层地层孔渗性低、倾角变化大，目前只有通过沿优质页岩层走向钻大斜度定向井，加上后期储层大规模水力压裂改造的方式，才能达到商业开发的目的，所以如何优快钻井是经济性开发核心技术之一。
针对区块地质复杂、断层发育、钻井周期长、钻井成本高等难点，开展了岩石可钻性提取、井身结构优化、钻头类型优选和旋转导向工具、油基钻井液体系及防气窜固井技术应用等配套技术研究，并在大斜度定向井现场实践中得到成功的应用。与前期所钻井相比，钻井周期缩短10%，机械钻速提高49%，优质高效地完成1050.5m目的层井段的旋转导向施工，目的层钻遇率高100%，目的层井段没有发生任何钻井和安全事故，生产套管固井质量优秀，标志着大斜度定向钻井技术取得重大进展，并为其他区块钻井和开发提供了借鉴作用。
1、钻井技术难点
（1）地表条件差，可供使用的井场较少，通常井场处于山区的山间平地，属于山地钻井，存在交通不便、道路狭窄崎岖、后勤供应难等困难。（2）地层出露老，上部地层灰岩裂缝溶洞发育，地下水活跃，钻井过程中有井漏和地下水涌出风险。（3）古生代地层可钻性差，岩石强度高，致密坚硬，机械钻速低，单只钻头进尺低。（4）本区地层倾角一般在20～50°。左右，由于地层倾角大，地层造斜能力强，井眼轨迹控制困难，井眼轨迹不光滑、钻压传递困难、扭矩摩阻大。（5）目的层井段裸眼长、井斜大、岩屑上返行程长，泥浆携砂困难，容易形成砂床。（6）目的层优质页岩薄，仅10m左右，且分布不均匀，层理发育给地质导向带来了挑战。（7）生产套管固井压差大、易漏、顶替效率低影响固井质量，给后续的压裂射孔试气带来困难。
2优快钻井技术方案
2.1合理井身结构设计
地质必封点主要有：浅部地层出水层；页岩层的易漏、易垮塌地层。实钻揭示河坝组之上地层致密，比较稳定，为正常地层压力系统（地层压力系数1.0，破裂压力系数为1.6～2.0。根据地层压力和必封点、完井要求，形成了简化“导管+三级套管”井身结构方案：φ508 mm导管下入50 m左右，用于封隔地表风化的松软地层；φ339.7 mm表层套管下深500 m，主要封固地下浅水层和漏失层；φ244.5 mm技术套管下至龙二段泥质粉砂岩，封隔A靶点以上造斜井段和易垮塌薄弱地层；φ139.7mm生产套管下到目的层，用来封隔层，作为压裂和生产管柱。
2.2岩石可钻性研究和钻头选型
地層以致密性砂、泥页岩和碳酸岩为主，地层偏硬、研磨性强、可钻性差，为了更好地优选钻头，提高钻进效率，对岩石可钻性进行了系统的研究。利用声波测井资料，提取了岩石的抗压强度和可钻性。结果表明：岩石抗压强度（UC8）大多介于100～200 MPa之间，岩石可钻性级值介于5.78～6.60级，岩石属于中一硬地层，提出了适合区块钻头的选型方案。
一开直井段岩性不均匀、局部含石英硬砂岩，优选适合硬地层、金属轴承密封、寿命高的515、535系列镶齿牙轮钻头。A井在一开曾下入KS1662的PDC钻头钻进，进尺仅14m，机械钻速为2.33m/h，钻头磨损严重报废，钻进效果不理想；后来选用GJ515G牙轮钻头，进尺达到163m，机械钻速为2.36m/h，使用效果较好。
2.3井眼轨迹控制技术
（1）一开直井段开展复合钻进，防斜打直。为提高上部井段的机械钻速和实现防斜打直，采用“三牙轮钻头+减震器+1_25。单弯螺杆+MWD随钻测量仪”的复合钻进方式随钻防斜，钻进时随时监控井斜，若井斜有超标的趋势则立即进行滑动钻进纠斜。如A井地层倾角大（28°），地层造斜能力强（增斜（0.2°～0.3°）/10m），施工中采用了该方式钻进，取得了较好的钻进效果。实践证明螺杆钻具的主动纠斜相对于传统的塔式钻具的被动防斜效果更好。
（2）二开造斜井段控制好造斜率，确保安全着陆。为了实现按照预定的井眼轨迹控制好造斜率确保所钻轨迹安全着陆入靶窗的目的，采用“PDC钻头+1.5°单弯螺杆+MWD（带uR短接）”钻具组合稳斜探油顶技术，在A靶点前预留了50m的稳斜段，着陆时要求井斜角有3°～5°的提前角，增强了应对储层变化、进行垂深和着陆姿态调整的主动性。（3）三开目的层段，旋转导向与油基钻井液技术相结合实现优质高效钻井。旋转导向技术代表当今钻井工程中定向技术的发展方向和水平，采用该技术可减小压差卡钻事故，提高机械钻速、缩短钻井周期。通过旋转导向测量的近钻头井斜、方位、伽马与电阻率，可精确控制井眼轨迹和判断岩性；通过近钻头方位伽马成像技术，可拾取地层视倾角；通过观察的方位伽马和地层切割关系，可及时修正井眼轨迹，将井眼轨迹控制在设计的靶框范围内，确保了优质页岩层钻遇率。
2.4优选钻井液体系
直井段钻井液体系可以采用清水或膨润土浆钻进，必要时配稠浆清洗井眼。二开造斜井段采用氯化钾/KPAM抑制性水基泥浆体系，主要通过K+对泥页岩的抑制作用和EPAM对有害固相的包被作用，达到控制泥页岩分散，有效控制泥浆有害固相的目的。三开目的层井段，选择油基钻井液体系，可确保作业的安全顺利，减少井下复杂情况，降低钻井成本，有利于储层保护。
2.5生产套管固井工艺
由于三开采用了油基钻井液，造成必139.7mm生产套管固井时井壁及套管冲刷清洗困难，影响固井胶结质量；同时固井液体对于油基钻井液存在破乳、絮凝方而的难题，有安全隐患。下套管前通井时保持钻井液较高的屈服值，大排量循环，确保井眼清洁；采用旋流扶正器，保证套管居中度大于67%；下完套管后通过钻井液循环改善其流动性能，采用润湿反转冲洗液、油基加重冲刷液、低密度水泥浆的三级冲洗工艺保证井眼清洗效果，提高顶替效率；固井前循环时间不低于2周，循环结束后要尽快转入注水泥固井施工：全井采用清水顶替，使套管在浮力作用下产生向井壁高边漂浮的趋势，减小套管的偏心程度，尽量提高水泥浆的顶替效率。为保证生产套管固井质量，采用双密度双凝固井方式。在尾浆中加入膨胀剂，以防比水泥石体积收缩，形成微间隙；加入塑性剂，使水泥浆弹性模量满足大型压裂；使用防气窜水泥浆体系，通过聚合物颗粒堵塞作用和成膜作用防比在水泥内部气窜。
3应用成果
通过钻井实践，形成了以“岩石可钻性研究、合理井身结构设计”为基础，以“优质PDC钻头、可靠的旋转导向工具、先进的油基泥浆体系和防气窜固井技术”为代表的优快钻井技术，解决了井钻井投资巨大，建井周期长、钻井成本居高不下的问题。在2口大斜度井钻井设计和施工过程中，充分收集己钻井的资料，引进钻井新工艺、新技术，积极开展钻井方案优化、优快钻井应用，收到良好的钻进效果，机械钻速大幅度提高，钻井周期显著减低。据统计，2016年2口大斜度井的平均井深为2405 m，平均垂深为1710.93 m，平均目的层段长1050.5 m，全井平均机械钻速为4.43 m/h，平均钻井周期为94 d、建井周期为97a。与2014年钻的2口直井相比，钻井周期缩短了10%，机械钻速提高了49%。
关键词：大斜度定向井；技术难点；井身结构设计；钻头选型
区块主体面积1189.72 km2；区块东西长37 km，南北宽32km；区块内泥页岩发育，有机碳含量较高，成熟度较高，具有较好的勘探潜力。钻井主要目的层最大埋深为2600m。由于储层地层孔渗性低、倾角变化大，目前只有通过沿优质页岩层走向钻大斜度定向井，加上后期储层大规模水力压裂改造的方式，才能达到商业开发的目的，所以如何优快钻井是经济性开发核心技术之一。
针对区块地质复杂、断层发育、钻井周期长、钻井成本高等难点，开展了岩石可钻性提取、井身结构优化、钻头类型优选和旋转导向工具、油基钻井液体系及防气窜固井技术应用等配套技术研究，并在大斜度定向井现场实践中得到成功的应用。与前期所钻井相比，钻井周期缩短10%，机械钻速提高49%，优质高效地完成1050.5m目的层井段的旋转导向施工，目的层钻遇率高100%，目的层井段没有发生任何钻井和安全事故，生产套管固井质量优秀，标志着大斜度定向钻井技术取得重大进展，并为其他区块钻井和开发提供了借鉴作用。
1、钻井技术难点
（1）地表条件差，可供使用的井场较少，通常井场处于山区的山间平地，属于山地钻井，存在交通不便、道路狭窄崎岖、后勤供应难等困难。（2）地层出露老，上部地层灰岩裂缝溶洞发育，地下水活跃，钻井过程中有井漏和地下水涌出风险。（3）古生代地层可钻性差，岩石强度高，致密坚硬，机械钻速低，单只钻头进尺低。（4）本区地层倾角一般在20～50°。左右，由于地层倾角大，地层造斜能力强，井眼轨迹控制困难，井眼轨迹不光滑、钻压传递困难、扭矩摩阻大。（5）目的层井段裸眼长、井斜大、岩屑上返行程长，泥浆携砂困难，容易形成砂床。（6）目的层优质页岩薄，仅10m左右，且分布不均匀，层理发育给地质导向带来了挑战。（7）生产套管固井压差大、易漏、顶替效率低影响固井质量，给后续的压裂射孔试气带来困难。
2优快钻井技术方案
2.1合理井身结构设计
地质必封点主要有：浅部地层出水层；页岩层的易漏、易垮塌地层。实钻揭示河坝组之上地层致密，比较稳定，为正常地层压力系统（地层压力系数1.0，破裂压力系数为1.6～2.0。根据地层压力和必封点、完井要求，形成了简化“导管+三级套管”井身结构方案：φ508 mm导管下入50 m左右，用于封隔地表风化的松软地层；φ339.7 mm表层套管下深500 m，主要封固地下浅水层和漏失层；φ244.5 mm技术套管下至龙二段泥质粉砂岩，封隔A靶点以上造斜井段和易垮塌薄弱地层；φ139.7mm生产套管下到目的层，用来封隔层，作为压裂和生产管柱。
2.2岩石可钻性研究和钻头选型
地層以致密性砂、泥页岩和碳酸岩为主，地层偏硬、研磨性强、可钻性差，为了更好地优选钻头，提高钻进效率，对岩石可钻性进行了系统的研究。利用声波测井资料，提取了岩石的抗压强度和可钻性。结果表明：岩石抗压强度（UC8）大多介于100～200 MPa之间，岩石可钻性级值介于5.78～6.60级，岩石属于中一硬地层，提出了适合区块钻头的选型方案。
一开直井段岩性不均匀、局部含石英硬砂岩，优选适合硬地层、金属轴承密封、寿命高的515、535系列镶齿牙轮钻头。A井在一开曾下入KS1662的PDC钻头钻进，进尺仅14m，机械钻速为2.33m/h，钻头磨损严重报废，钻进效果不理想；后来选用GJ515G牙轮钻头，进尺达到163m，机械钻速为2.36m/h，使用效果较好。
2.3井眼轨迹控制技术
（1）一开直井段开展复合钻进，防斜打直。为提高上部井段的机械钻速和实现防斜打直，采用“三牙轮钻头+减震器+1_25。单弯螺杆+MWD随钻测量仪”的复合钻进方式随钻防斜，钻进时随时监控井斜，若井斜有超标的趋势则立即进行滑动钻进纠斜。如A井地层倾角大（28°），地层造斜能力强（增斜（0.2°～0.3°）/10m），施工中采用了该方式钻进，取得了较好的钻进效果。实践证明螺杆钻具的主动纠斜相对于传统的塔式钻具的被动防斜效果更好。
（2）二开造斜井段控制好造斜率，确保安全着陆。为了实现按照预定的井眼轨迹控制好造斜率确保所钻轨迹安全着陆入靶窗的目的，采用“PDC钻头+1.5°单弯螺杆+MWD（带uR短接）”钻具组合稳斜探油顶技术，在A靶点前预留了50m的稳斜段，着陆时要求井斜角有3°～5°的提前角，增强了应对储层变化、进行垂深和着陆姿态调整的主动性。（3）三开目的层段，旋转导向与油基钻井液技术相结合实现优质高效钻井。旋转导向技术代表当今钻井工程中定向技术的发展方向和水平，采用该技术可减小压差卡钻事故，提高机械钻速、缩短钻井周期。通过旋转导向测量的近钻头井斜、方位、伽马与电阻率，可精确控制井眼轨迹和判断岩性；通过近钻头方位伽马成像技术，可拾取地层视倾角；通过观察的方位伽马和地层切割关系，可及时修正井眼轨迹，将井眼轨迹控制在设计的靶框范围内，确保了优质页岩层钻遇率。
2.4优选钻井液体系
直井段钻井液体系可以采用清水或膨润土浆钻进，必要时配稠浆清洗井眼。二开造斜井段采用氯化钾/KPAM抑制性水基泥浆体系，主要通过K+对泥页岩的抑制作用和EPAM对有害固相的包被作用，达到控制泥页岩分散，有效控制泥浆有害固相的目的。三开目的层井段，选择油基钻井液体系，可确保作业的安全顺利，减少井下复杂情况，降低钻井成本，有利于储层保护。
2.5生产套管固井工艺
由于三开采用了油基钻井液，造成必139.7mm生产套管固井时井壁及套管冲刷清洗困难，影响固井胶结质量；同时固井液体对于油基钻井液存在破乳、絮凝方而的难题，有安全隐患。下套管前通井时保持钻井液较高的屈服值，大排量循环，确保井眼清洁；采用旋流扶正器，保证套管居中度大于67%；下完套管后通过钻井液循环改善其流动性能，采用润湿反转冲洗液、油基加重冲刷液、低密度水泥浆的三级冲洗工艺保证井眼清洗效果，提高顶替效率；固井前循环时间不低于2周，循环结束后要尽快转入注水泥固井施工：全井采用清水顶替，使套管在浮力作用下产生向井壁高边漂浮的趋势，减小套管的偏心程度，尽量提高水泥浆的顶替效率。为保证生产套管固井质量，采用双密度双凝固井方式。在尾浆中加入膨胀剂，以防比水泥石体积收缩，形成微间隙；加入塑性剂，使水泥浆弹性模量满足大型压裂；使用防气窜水泥浆体系，通过聚合物颗粒堵塞作用和成膜作用防比在水泥内部气窜。
3应用成果
通过钻井实践，形成了以“岩石可钻性研究、合理井身结构设计”为基础，以“优质PDC钻头、可靠的旋转导向工具、先进的油基泥浆体系和防气窜固井技术”为代表的优快钻井技术，解决了井钻井投资巨大，建井周期长、钻井成本居高不下的问题。在2口大斜度井钻井设计和施工过程中，充分收集己钻井的资料，引进钻井新工艺、新技术，积极开展钻井方案优化、优快钻井应用，收到良好的钻进效果，机械钻速大幅度提高，钻井周期显著减低。据统计，2016年2口大斜度井的平均井深为2405 m，平均垂深为1710.93 m，平均目的层段长1050.5 m，全井平均机械钻速为4.43 m/h，平均钻井周期为94 d、建井周期为97a。与2014年钻的2口直井相比，钻井周期缩短了10%，机械钻速提高了49%。