南川页岩气井水平段侧钻技术应用分析

摘要:近年来南川页岩气田在东胜北区块部署了多口平台井，平台内多口井水平段地层地质情况存在较大差异，而施工过程中邻井资料差别大。同时由于水平段地层突变，致使井眼轨迹脱离目的层，继而导致井眼轨迹频繁穿层调整，极易发生掉块卡钻事故。因此，为了提高单井产能、保护已钻水平段储层，需在水平段对非目的层或故障井段进行回填侧钻。为此，笔者在总结、分析常规水平段侧钻技术难点的基础上，对回填注水泥塞、侧钻钻具、侧钻技术措施等进行了改进，并进行了现场应用，达到了一次性成功侧钻并钻进，总体效果良好，研究内容可为该区块后续侧钻作业提供技术支撑。

关键词：南川；页岩气；水平段；侧钻技术；应用分析

1技术难点

1.1选择水泥浆体系和处理混浆

在回填固井过程中，前置液冲刷井壁与油基混浆残留易造成页岩吸水膨胀剥落，泥浆性能稳定性变差，从而增加了处理时间。另一方面水泥侯凝时间不足，胶结强度会变弱，导致下钻探塞易出现钻具“插旗杆”事故，控时侧钻过程中，水泥强度不够会使水泥塞对侧钻钻具承托能力变低，导致侧钻效果差，从而侧钻失败，因此选择合理的水泥浆体系和处理混浆变得尤为重要。

1.2侧钻工具选取

侧钻需选取合适的钻具组合提供侧向力，同时也需考虑到要兼顾扫水泥塞、侧钻、钻进等三种作业一次完成。钻头上可选择牙轮、混合钻头、PDC钻头，牙轮和混合钻头侧钻稳定但受牙轮轴承影响，使用时间较短，导致侧钻完成后需起钻更换钻具组合来进行后续井段钻进。侧钻侧向力由弯接头、单弯螺杆提供，而弯度决定了供侧能力强弱。若弯度偏大，在水平段下钻易造成拉划井壁，破坏井壁稳定性；若弯度偏小，供侧能力不足则无法侧钻成功，因此需合理选择，提高侧钻成功率。

1.3施工环节多

从回填注水泥塞到扫塞侧钻作业，各环节施工若未结合现场实际情况也易造成复杂情况发生。1）若注水泥施工步骤未衔接好，将影响固井质量。2）水泥未达侯凝时间提前探扫塞，易产生事故。3）侧钻组合具有弯度，容易造成水平段沉积岩屑堆积。4）井底混浆带不明，钻井液易受污染。5）水泥塞面设计过高或过低影响侧钻质量。4）常规水平段侧钻，需准确把握控时侧钻，操作难度大。

2技术措施

2.1回填注水泥塞

由于三开水平段平均垂深3500m，顶底部温差大，对水泥塞胶结强度要求较高，因此回填注水泥塞要选取抗高温，胶结强度高的水泥体系，同时合理设计水泥塞位置，避开复杂层位。

固井过程中顶替前置液时应采用反循环，从而减少前置液对裸眼井壁的冲刷，有效保护上部裸眼井段。按设计要求侯凝时间保证水泥塞强度，下压足够吨位确定水泥塞承压能力是否达到侧钻要求。

2.2优选侧钻钻具

钻具选取不仅要考虑造斜能力，同时也要考虑后续井段施工的需求，做到侧出新井眼即可进行下阶段钻进。钻头选择保径短、螺旋刀翼侧向切力强的PDC钻头，螺杆选用1.5°单弯有扶螺杆，保证侧钻成功及后续追层需求。另一方面也可选择旋转导向工具，从而可以及时调整侧钻轨迹走向，进行有效侧钻。

2.3侧钻关键技术

进入水平段后可分段循环，减少沉砂岩屑堆积，下钻扫塞中途及到达理论塞面前提前循环调整钻井液性能。将侧钻点位置提前，预留足够的空间，若未侧出新井眼可及时调整，进行控时钻进。实钻过程中按设计工具面预先进行滑动扫塞，随后控时侧钻。

施工时在钻杆上做好标记，控时钻进初期工具面暂不需要考虑反扭角，按给定原工具面进行侧钻。为考虑侧钻过程持续性，应尽量减少钻具转动，如后续水泥塞强度增高或钻遇地层，需考虑反扭角。

3现场应用效果对比

3.1钻井提速工具优选技术

（1）电磁波随钻测量监控技术。上部地层钻进发生失返性漏失，井壁掉块多，在施工过程中为监测井斜，确保井身质量和防碰要求，有利于提速，首次引入了电磁波随钻测量监控技术。在导管施工中首次使用电磁波随钻测量技术监测井斜、指导优化钻井参数。 从地面到 970m井段使用电磁波随钻测量仪器监测井身质量，该仪器信号稳定，利用接立柱的时间即可完成测量、节约了常规脉冲随钻测量仪器需要停泵、开泵才能测量的常规操作，每一立柱测斜可节约3-5min 的时间，可满足钻井液失返工况下的测量工作。 该井段为直井监测井段，可通过随钻监测井斜优化钻井参数，避免中完井深井斜、位移过大。 电磁波随钻测量仪器在南川工区浅层漏失井段获得了良好的应用效果，在南川胜页工区进行有效地推广使用。

（2）高性能射流冲击器。在二开井段使用射流冲击器。 第一套射流冲击器应用入井1 次，地层为龙潭和茅口组，地层岩性为灰岩、页岩。第二套射流冲击器连续入井3 次，应用地层为栖霞、梁山及韩家店组，地层岩性以泥岩、粉砂岩为主。两套射流冲击器在钻进过程中扭矩平稳，复合钻进钻时 2-4min，滑动钻进钻时4-9min。 射流冲击器在应用过程中，在栖霞组至梁山组，配合大扭矩螺杆复合钻进机械钻速同比邻井提高了36.6%，滑动钻进机械钻速同比提高42% 以上。 在韩家店组，配合常规螺杆，复合钻进平均钻时3.13min/m，滑动钻进平均钻时7.75min/m。 同比邻井的平均钻时大幅度降低，提速效果尤为显著。 射流冲击器整体工作性能稳定，需要进一步研究冲击器性能参数与岩石抗钻特性参数关系，依据地层及钻时变化情况调整旋冲钻井参数，提高钻具组合及钻头匹配度。

3.2DP1井情况

DP1井使用了常规控时侧钻技术，具体侧钻概况如下。使用平衡法注水泥塞，分别在4450~4639m，4200~4450m处注入2段水泥塞，侯凝48h后组合PDC钻头+1.5°有扶弯螺杆工具下钻。钻进至3520m即五峰组时遇阻，随后进行划眼处理，但振动筛持续返出掉块且出现憋泵憋顶驱现象，分析原因：回填前置液冲刷导致五峰组地层压力失稳、油基钻井液性能被破坏，从而导致井下垮塌。

井下正常后下钻探得塞面4159m，这时停泵下压12t，持稳10min，反复尝试位置无变化后进行扫塞作业。钻至4240m处开始划槽、造台阶，控制工具面在右150~160°，均匀送钻。

钻至侧钻点后进行控时侧钻，期间每1m捞砂，分析岩屑占比，侧钻至4268m处时岩屑占比达到90%，同时测斜数据显示夹壁墙厚度3.6m，表明侧钻成功，但侧钻用时长达65h，侧钻效率较低。

3.3DP3井应用情况

DP3井使用上述改进后的侧钻技术，具体侧钻概况如下：采用平衡法注水泥塞，分别在4600~4900m，4300~4600m处注入2段水泥塞，由于侧钻点位置位于五峰组内，第二段水泥塞使用了加重前置液，并提前计算好了顶替数据，采用反循环系统替排前置液，尽量将前置液循环出井外。

回填完毕后憋压侯凝48h，组合PDC钻头+1.5°有扶弯螺杆工具下钻，分别在出套管、进入五峰组前循环处理钻井液，提前划眼探塞，探得水泥塞面4289m后停泵下压20t，稳10min，塞面无变化后进行扫塞，扫塞至4380m处进行划槽、造台阶，较设计提前40m进行侧钻。控制工具面保持在右120~130°进行滑动扫塞侧钻，钻至4390m处进行控时侧钻，调整工具面至150~160°，均匀送钻，侧钻期间每1m捞砂。后期岩屑占比持续升高，伴随着钻压、立压、全烃值等参数逐渐升高，侧钻至4410m处岩屑占比升至80%以上，加压侧钻至4420m，测斜数据显示侧钻至4401m新老井眼完全分离，测得夹壁墙厚度6.3m，表明侧钻成功，全程侧钻仅用时7.5h，较20-1HF井，侧钻时间减少了88.5%，侧钻效率明显提高。

4结束语

南川工区浅部地层易塌、失返性漏失、漏水不漏砂、存在暗河和溶洞等情况下的作业效率仍然较低，建议优先通过地球物理诊断技术尽可能地避开复杂地层；同时，考虑在钻前施工前将上部不稳定的地层封掉，或者通过跟管钻进、微泡钻井、双壁钻杆钻井等方式加以解决，尽可能地减少处理这类复杂所用的时间。侧钻过程中水泥塞强度最为重要，提高水泥胶结力、顶替效率、减少页岩冲刷及浸泡是关键。回填侧钻整个施工过程中，需要结合本井实际情况制定施工计划，严把技术关，合理选择侧钻点，避开复杂层段。滑动扫塞+控时侧钻能有效提高侧钻效率。现场侧钻过程中，还需结合钻井参数、测斜数据判断是否侧钻成功。