0 引 言

致密砂岩气是非常规天然气的主要类型，也是目前国际上开发规模最大的非常规天然气^[1]。中国致密砂岩气藏分布领域广泛，四川、鄂尔多斯、松辽、塔里木及准噶尔等10余个盆地都具有致密砂岩气藏形成的地质条件^[2-5]。致密砂岩气钻井施工中遇到的主要难题是：①上部地层复杂，起下钻阻卡等复杂事故频发；②致密砂岩胶结致密，硬度高，研磨性强，可钻性差；③定向造斜率低，井眼轨迹控制困难等^[6-8]。临兴区块位于鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡东段、晋西挠褶带西缘。3D井是临兴区块一口开双靶点定向井，目的层为二叠系石盒子组和太原组，完钻层位为石炭系本溪组，钻探目的是落实临兴区块太2段和盒8段砂岩含气性。3D井设计井深2 567 m，最大井斜角44.66°，井底水平位移1 458 m，二开井段裸眼段长2 370 m。笔者在分析该井作业难点的基础上，从轨迹、井深结构、钻井液及固井方法等方面对该井进行了设计，以期为该区块后续的钻井作业提供参考。

1 作业难点分析

(1) 第四系黄土层和砂砾层胶结性差，可钻性好，易漏失，易垮塌。据统计，邻井表层作业最大漏速10 m³/h，最大漏失量64 m³。

(2) 井斜角大，摩阻扭矩大，井眼清洁困难。根据Boycott效应，井斜角在35°~65°最易形成岩屑床，也是最危险井段，由于携岩能力不足，轻者会增大摩阻，起下钻困难，重者会造成卡钻^[9-10]。

(3) 有钻遇浅部气层的风险。邻井11井在和尚沟组(511.9 m)发生井涌，高度约20 m，最大压井液密度1.33 g/cm³，邻井27井在纸坊组与和尚沟组(229.8~600.0 m)发生多次气侵，最大压井液密度1.58 g/cm³，分别距离本井5.5和5.0 km，且均与本井处于同一构造，因此有钻遇浅部气层的风险。

(4) 二开井段钻遇层位多，地质条件复杂。本井二开井段钻遇地层自上而下依次为三叠系延长组、纸坊组、和尚沟组和刘家沟组，二叠系石千峰组、上石盒子组、下石盒子组、山西组、太原组和石炭系本溪组。邻井石千峰组以上含泥页岩地层井径扩大严重；石盒子组地层存在硬脆性泥页岩，易发生井壁浸泡垮塌；山西组、太原组和本溪组发育煤层，煤线和煤岩的弹性模量小，抗压和抗拉强度低，脆性大，胶结性差，受到钻井液冲刷与钻具振动时易剥落，极易形成“糖葫芦”井眼^[11]。本井轨迹斜穿煤层，井壁失稳问题更为严重。

(5) 地层可钻性差，钻井周期长，井壁长时间浸泡在钻井液中，有失稳的风险。

(6) 固井质量难保证。二开井段长，气层埋深浅，尾浆封固段较长，固井有压漏地层的风险。另外，邻区多口井出现固井后井口冒气的现象。

2 工程设计 2.1 轨迹设计

定向井造斜点应选择在可钻性较好的地层中，为减小定向井作业磁干扰，造斜点通常选在上一层套管鞋30 m以下^[10]。该地区进入基岩后，地层硬度明显增大，为了提高机械钻速，一开确认进入基岩后，下表层套管封固上部疏松地层，之后转入二开作业。为了避免一开预斜钻进，造斜点应选在230 m以后。230 m以后不同造斜点轨迹进如表 1所示。

由表 1可以看出，随着造斜点的加深，最大井斜角、造斜段长和最终井深均有所增加，作业难度也将随之增加，230 m已经进入岩石层，地层相对稳定，满足造斜要求。因此本井设计造斜点在230 m，轨迹设计参数如表 2所示。

2.2 井身结构设计

由于上部井段疏松易漏失，在满足下部钻进的情况下，应尽量选择较小尺寸的一开钻头和套管。本井一开使用ø 311.2 mm钻头钻进，下ø244.5 mm套管封固松软地层。二开采用ø215.9 mm钻头钻进，为了减小固井过程中井底循环当量密度(ECD)，对ø177.8和ø139.7 mm套管固井过程中ECD进行计算，固井水泥尾浆至少返至预测气层以上200 m，计算结果如图 1所示。由图可知，由于井段较长，若采用ø177.8 mm套管，井眼环空间隙较小，固井过程中井底最大ECD在1.86 g/cm³；而采用ø139.7 mm套管时，井底最大ECD在1.73 g/cm³，降低了固井过程中压漏地层的风险。因此在未钻遇高压层的情况下，二开采用ø215.9 mm钻头钻至完钻井深，下ø139.7 mm套管。若钻遇地质提示的是高压层，则钻穿高压层后，下ø177.8 mm套管封固高压层，三开采用ø152.4 mm钻头钻至完钻井深，下ø114.3 mm套管封固。

2.3 钻井液设计 2.3.1 钻井液体系选择

一开井段钻速高，井眼大，地层胶结性差，可钻性好，易漏，易垮塌。设计采用高黏切膨润土聚合物钻井液体系，可以解决大井眼环空携岩困难、井壁失稳和地层漏失的问题^[12]。一开钻井液配方如下：清水+6.0%~8.0%膨润土+0.2%~0.3%Na₂CO₃+0.2%~0.3%HV-CMC。二开井段钻遇地层多，裸眼段长，井斜大，摩阻大，携砂困难。三叠系地层泥砂岩互层严重，胶结性差，钻头易泥包，石盒子组地层存在硬脆性泥岩，易发生井壁浸泡垮塌，山西组和太原组存在煤层。针对上述问题及邻井实钻过程中阻卡现象，钻井液设计要考虑井壁防塌、润滑和抑制泥岩水化分散，煤层段要严格控制钻井液密度和失水，防止漏失和坍塌。二开采用钾氨基聚合物钻井液体系，配方如下：清水+2%~3%膨润土+0.2%~0.3%Na₂CO₃+0.2%~0.4%包被剂+0.4%~0.8%NH₄HPAN+0.1%~0.2%XC+0.1%~0.2%HV-CMC+1.0%~2.0%LV-PAC+1.0%~2.0%防塌剂+1.0%~2.0%润滑剂。进入石千峰组以下地层时，要严格控制钻井液失水小于5 mL。

2.3.2 二开井段钻井液维护方案

(1) 石千峰组及以上地层采用胶液维持钻井液性能和体积，胶液配方为：清水+0.3%~0.5%包被剂+0.5%~1.0%NH₄HPAN，

随着井深的增加，逐步提高胶液中处理剂的加量，并适当增加降滤失剂的加量。

(2) 钻至石盒子组前100 m，用XC适当提高钻井液黏切，进一步降低钻井液失水，逐步减少包被剂用量。采用在钻井液中混入提前配置好的预水化搬土浆，然后加入防塌剂和LV-PAC等调整钻井液性能。

(3) 定向钻进前加入润滑剂，确保定向不托压，使定向工作顺利进行。

(4) 钻至山西组和太原组煤层时，应加大防塌剂和XC用量，维持煤层井壁稳定。

2.4 固井设计

研究表明，提高固井质量首先要解决顶替效率的问题，而提高套管居中度是提高顶替效率的重要条件^[13]。提高固井质量的方法：①合理加装套管扶正器，保证套管居中度；②固井前大排量循环，清洗井壁；③采用高黏度隔离液有效顶替出井内残余物质，提高水泥浆胶结强度；④采用微膨胀低温快硬早强水泥浆体系，防止水泥浆发生气窜；⑤使用双凝双密度水泥浆体系，确保压稳和防漏。

领浆配方：G级水泥+现场水+0.4%分散剂+1.8%降失水剂+2.0%早强剂+20.0%减轻剂+0.5%防气窜剂。

尾浆配方：G级水泥+现场水+0.4%分散剂+0.5%防气窜剂+1.5%降失水剂+1.0%早强剂+2.0%促凝剂+0.2%消泡剂。

水泥浆性能必须符合相关规定，领浆24 h抗压强度大于 7.0 MPa，尾浆24 h抗压强度大于14.0 MPa。领浆沉降稳定性＜0.03 g/cm³，尾浆沉降稳定性＜0.02 g/cm³，要求固井水泥浆返至地面。

2.5 钻头及钻具组合设计 2.5.1 钻头选型

根据前期对地层可钻性的分析结果，石千峰组以上地层可钻性较好，石千峰组及以下地层可钻性较差，结合邻井钻头使用情况，本井石千峰组以上地层推荐使用5刀翼、19 mm齿PDC钻头，石千峰组及以下地层使用5刀翼、16 mm齿PDC钻头。同时，钻头由单排齿改为双排齿，在不降低机械钻速的前提下延长钻头使用寿命，减少起下钻次数，从而缩短工期和井壁浸泡在钻井液中的时间。

2.5.2 钻具组合设计

一开井段钻具组合应满足防斜打直的要求，钻具组合为：ø311.2 mm钻头+ø244.5 mm马达+变扣+ø203.2 mm钻铤+变扣+ø165.1 mm钻铤+ø127.0 mm钻杆。对于存在浅部气层的井，要求入井钻具组合尽量简化，钻具组合中应有内防喷工具^[14-15]，在保证中靶的前提下，减少稳定器的使用数量，目的是防止起钻形成抽吸，进而造成浅部气层井涌，同时减小提升扭矩和转盘载荷^[16]。二开井段设计钻具组合为：ø215.9 mm钻头+ø171.5 mm马达+ø165.1 mm浮阀+ø212.7 mm稳定器+ø165.1 mm无磁钻铤+ø171.5 mm定向接头+ø165.1 mm无磁钻铤+ø165.1 mm钻铤+ø127.0 mm加重钻杆+ø127.0 mm钻杆。

3 现场施工 3.1 一开井段(0~199 m)

采用ø311.2 mm钻头钻至井深199 m，钻压10~40 kN，排量1 800 L/min，最大井斜角0.53°，平均机械钻速20.5 m/h，ø244.5 mm套管(钢级J55，壁厚8.9 mm)下深198.37 m。固井水泥浆密度1.83 g/cm³，要求固井水泥浆返至地面。

3.2 二开井段(199~2 550 m)

采用ø 215.9 mm钻头钻至完钻井深2 550 m，钻压50~100 kN，排量1 800 L/min，最大井斜角44.80°，平均机械钻速10.29 m/h。A靶靶心距0.65 m，B靶靶心距5.60 m。钻井液采用设计的钾氨基聚合物体系，密度1.05~1.15 g/cm³，10 min静切力2.5~3.6 Pa，漏斗黏度37~60 s，API失水4.6~5.0 mL，实钻过程中没有发生井壁坍塌、缩颈和钻头泥包等复杂情况，起下钻顺畅。ø139.7 mm套管(钢级N80，壁厚7.7 mm)下至2 545.48 m。固井水泥领浆1.58 g/cm³，尾浆1.85 g/cm³。井口无冒气现象，固井质量合格。

全井钻井周期21.07d，作业时效96%，最大井斜角、裸眼段长度、井底水平位移及完钻井深均为目前临兴先导试验区记录，二开井段平均机械钻速相比邻井提高了31%。

4 结束语

临兴先导区块致密砂岩气埋藏较深，地层岩性复杂是制约该区块致密砂岩气勘探开发的主要因素。根据该区块前期已钻井出现的问题，笔者对3D井钻井时面临的难点进行了分析，对井身轨迹、井身结构、钻井液和固井方法进行了设计。现场施工结果表明，3D井全井钻井周期为21.07d，作业时效达96%，最大井斜角、裸眼段长度、井底水平位移及完钻井深均为目前临兴先导试验区记录，为该区块的后续钻井作业提供了参考。