王朋飞
（中原石油工程有限公司西南钻井分公司）
摘要：随着国内页岩气钻完井技术的不断完善和改进，水平段延伸能力不断加强。四川盆地页岩气水平段从1000-1500m逐步延伸至1500-2000m，面临水平段长，井眼清洁困难，定向托压严重，井眼质量差等问题，严重影响钻井周期和钻井成本。为此系统地提出水平段钻井工艺，普遍应用旋转导向技术和双扶+弯螺杆动力钻具滑动复合钻井技术，该文在水平段钻井中新颖地提出单扶+弯螺杆钻具和无扶弯螺杆钻具组合，并在威远长宁工区页岩气井水平段成功应用，取得良好的技术指标和经济效益。
关键词：页岩气；水平段；钻具组合；旋转导向；弯螺杆
一、简况
四川盆地页岩气使用φ125.9mm钻头进行水平段钻进，长度从前期勘探的1000-1500m，逐步延伸至1800-2500m，下入φ139.7mm油层套管固井，最后射孔压裂进行生产。长水平段造成井眼清洁困难、定向托压严重、井眼轨迹调整频繁、复杂事故率高等，严重影响钻井周期和钻井成本。在常规的水平段施工多采用旋转导向技术和双扶+弯螺杆钻具滑动复合钻井技术，为了考虑成本和井下安全方面，引进了单扶+弯螺杆钻具和无扶弯螺杆钻具组合。
二、施工难点
1、页岩气储层物性差，具有储层厚度薄，埋藏深，压力高等特点；储层优质页岩厚度3-18m，深度基本在2500-3500m，部分构造压力高达70MPa。
2、地质构造复杂，轨迹要求高；产层在水平段发生突变、褶皱和鼓包，要求工具有高造斜率来保证跟上地层，这将造成轨迹频繁调整。
3、井壁稳定性差；页岩易剥落掉块，井壁失稳，易引起井下复杂。使用油基钻井液一定的降低了复杂率，但不能从根本上解决。
4、水平段长，井眼清洁困难，延伸能力受限；受到钻柱下放摩阻和转动扭矩的限制，出现滑动钻进托压、复合钻进钻压传递不上和井口扭矩大等问题，长水平段也限制了环空清砂。
5、钻井液密度高；四川区域页岩气钻井液密度均高于1.45g/cm3，部分区块密度高达2.3g/cm3，对其性能维护难度高。
6、机械钻速低，单趟钻进尺少。优质页岩钻遇率要求高，普遍要求不低于95%，增加水平段滑动钻进井段，无形中降低了单只钻头进尺。
三、钻井工艺
水平段多采用旋转导向钻井和螺杆动力钻具滑动复合钻进，前者旋转导向工具多采用斯伦贝谢Power Drive系列和贝克休斯的Auto Trak系列，而后者基本采用国内生产的油基螺杆，可分为双扶+弯螺杆钻井、单扶+弯螺杆钻井、无扶弯螺杆等钻井方式。
1、旋转导向组合
目前页岩气水平井采用三维井眼轨迹，靶前位移分为侧向位移和水平位移，部分井具有反向位移，侧向位移靠二开或三开上部井段来完成，水平位移则靠三开中间井段来完成，而且井眼方位达到对靶方位，这就要求井斜和方位同时进行调整。面对定向工作量大，多采用先进的高造斜率旋转导向组合来完成。
1.1斯伦贝谢开发的高造斜率PowerDrive Archer旋转导向系统，最大造斜率16.7°/30 m。原理是靠4个泥浆控制的活塞，推靠铰接式导向套筒的内部，然后通过一个万向联轴节把钻头指向所需的方向。钻进中控制单元接到地面指令后，旋转控制阀不动，钻井液推动内部推靠块，内部推靠块推动导向扶正套内壁，以万向节联轴节作为支点，工具轴线与井眼形成一定角度，使钻头轴向发生偏移。近钻头配置测量参数可密切监控井下过程。
1.2贝克休斯研制的高造斜率AutoTrak Curve旋转导向系统，最高造斜率达15°/30m。原理是靠位于近钻头处导向套筒上的三个可伸缩肋板来实现。
导向套筒以固定的速率低速旋转，井下控制系统接收地面调整信号后驱动肋板有选择地伸出，使中间旋转的钻具向需要方向偏移。并安置了近钻头伽马射线探测器，达到更及时地地质导向。
2、螺杆动力钻具组合
国内生产的油基螺杆配合扶正器组成不同的钻具组合，根据钻井用途配置不同的测量仪器。在页岩气长水平段施工中有双扶弯螺杆、单扶弯螺杆、无扶弯螺杆三种类型。
2.1螺杆钻具简介
螺杆钻具马达是偏心螺旋体的转子和呈螺旋面的定子衬套组成，其轮廓线互相耦合，在流体推动下形成压力腔来推动转子旋转；万向轴由轴体和外壳组成，轴体将偏心成定轴旋转；传动轴由两套轴承和传动轴组装而成。钻井液通过泵加压后进入马达，推动转子以轴线为中心不断旋转，将参数通过机械机构传送到钻头，连续旋转破岩。
2.2动力钻具组合
螺杆动力钻具组成的双扶+弯螺杆钻具组合是由带近钻头扶正器的弯螺杆与螺杆扶正器组成；单扶+弯螺杆钻具组合是由带近钻头扶正器的弯螺杆与上部钻具组成；无扶弯螺杆钻具组合是由无扶正器弯螺杆与上部钻具组成。测量仪器可以安置在近钻头位置或螺杆钻具上部。
四、实例分析
威××井是威202井区一口页岩气水平井，设计井深5378m，完钻井深5425m，水平段长2200m，钻井液密度2.0g/cm3。水平段使用旋转导向钻井、双扶+弯螺杆钻具、单扶+弯螺杆钻具和无扶弯螺杆钻具，前期使用双扶稳斜效果好，但存在造斜率低和托压现象；单扶在造斜率上有优势，水平段增长后依旧存在托压和高风险问题；无扶弯螺杆可以通过优化钻井参数达到降斜、稳斜和增斜效果，大大减少定向井段长度。
1、井段3225-3325m采用斯伦贝谢旋转导向组合，钻具组合：8.5"PDC+旋转导向+止回阀+5"加重钻杆2根+6.25"随钻震击器+5"加重钻杆1根+钻杆，做到一趟钻完成造斜段和部分水平段。考虑到井下安全和工具价格昂贵，起钻更换螺杆动力钻具组合。
2、井段3325-4075m，采用双扶+弯螺杆稳斜钻具组合：8.5"PDC+6.75"弯螺杆（1.22°弯度+8.25"扶正器）+8"扶正器+止回阀+5"无磁承压钻杆+LWD悬挂短节+5"加重钻杆*2根+钻杆。期间在井深3540m、3916m钻遇断层，出现造斜率不足。
3、井段4075-4720m，使用单扶+弯螺杆微增钻具组合，使用6.75"弯螺杆，角度1.22°弯度，配合8.25"扶正器。钻进中稳斜效果差，在地层突变情况下满足高造斜率要求，但在定向过程中存在托压。
4、井段4720-5425m，使用无扶弯螺杆施工，螺杆选用1.22°弯度，通过调整钻压和转速达到稳斜效果，且滑动钻进中托压现象大大减轻。
从施工中看出：旋转导向机械钻速最高，但其扶正器数量最多，下部钻具组合刚性最大，极易造成掉块卡钻。动力钻具组合中无扶螺杆没有扶正器，不存在掉块卡扶正器，安全性较高，并能减少底部钻具滑动钻进期间托压，且机械钻速高于单、双扶+弯螺杆钻具组合，平均机械钻速达到6.48m/h。故无扶螺杆在水平段后期钻井施工具有明显的优势。
五、结论
1、该井使用了四种不同的钻具组合完成水平段施工，对页岩气水平段施工提供了方案选择。
2、水平段钻进前期可采用稳斜效果好的旋转导向钻具、双扶+弯螺杆钻具组合，后期采用托压效果小的单扶+弯螺杆钻具组合、无扶弯螺杆钻具组合。
3、无扶弯螺杆具有降斜、增斜和稳斜效果，可根据不同地层来调整不同的参数来满足。
参考文献
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[2]聂靖霜.威远、长宁地区页岩气水平井钻井技术研究[D].成都:西南石油大学，2013:15-25