川东南丁山区块页岩气埋藏较深、地质条件复杂、地层可钻性差，前期在该区块先后钻了4口预探井，获得了较好的页岩气显示。但在钻井过程中，由于提速技术手段较为单一，没有整体提速规划，普遍存在机械钻速低、防斜打直难和钻井周期长的问题。为实现提速提效，提出并在丁页5井试用了“井筒一体化”钻井提速模式，即将空气/雾化钻井、PDC钻头优选、配套提速工具、防斜打直工艺和钻井液等单项技术服务整体由一个承包商承担，制定整体提速方案，详细规划每个井段的提速技术措施，设定阶段性的提速目标，各单项技术紧紧围绕提速目标实施。试验证明，应用“井筒一体化”钻井提速技术后，相比于邻井大幅提高了机械钻速，缩短了钻井周期，取得了良好的提速效果，为川渝地区的页岩气井高效勘探开发提供了宝贵经验和有效的技术手段。

1 丁页5井概况 1.1 丁山区块地质构造特点

丁页5井所在丁山区块位于林滩场-丁山北东向构造带丁山构造北西翼。从构造平面形态看，丁山构造位于齐岳山隐伏断裂下盘，为北东走向的断背斜，北西翼陡倾并与向斜相连，南东翼通过齐岳山弧形隐伏断裂与酒店垭背斜相接，并被齐岳山弧形隐伏断裂及其伴生断裂切割。丁页5井附近断裂走向主要为近南北、北西向，断层均为小断层，规模小、延伸短, 未影响构造的完整性。该井附近5 km范围内发育6条断层，断层断距20.00~40.00 m，延伸长度1.3~2.3 km，最近的2条断层分别位于该井东侧178.00 m和西侧593.00 m，2条断层的断距分别为20.00和12.00 m^[1-2]。

1.2 地层岩性特征

丁页5井设计井深3 700.00 m，自上而下依次钻遇侏罗系沙溪庙组、凉高山组，三叠系自流井组、须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，志留系韩家店组、石牛栏组、龙马溪组，奥陶系五峰组、临湘组、宝塔组地层。其中，须家河组及以上地层为陆相地层，石英砂岩含量高，研磨性强，部分地层含有砾石；雷口坡组及以下地层为海相地层，微裂缝发育，部分地层含燧石团块、铝土质泥岩和硅质条带等硬质夹层，可钻性级值高。

1.3 井身结构设计

考虑预探井因地层压力系数不确定可能带来的风险，丁页5井采用双导管和二开井身结构，以有效封隔易漏易坍塌地层；同时，考虑后续可能进行侧钻水平井施工作业，因此井眼尺寸设计得相对较大。

该井设计井身结构为：导管1井段，采用ϕ900.0 mm钻头钻至井深50.00 m，下入ϕ700.0 mm套管；导管2井段，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深531.00 m，下入ϕ476.3 mm套管；一开井段，采用ϕ444.5 mm或ϕ406.4 mm钻头钻至井深2 547.00 m，下入ϕ339.7 mm套管封隔龙潭组煤层、页岩互层等易坍塌地层；二开井段，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 700.00 m，根据气层显示情况决定是否回填侧钻水平井。

1.4 井身质量要求

井斜角、方位角和全角变化率必须控制在能保证套管磨损安全、井口磨损安全和保证套管顺利下入、保证套管密封能力的范围内，同时为了避开目的层处距井口东侧约178.00 m的断层，要求在钻进目的层时，井眼轨迹不得进入以井口坐标为基准的第Ⅰ、第Ⅱ象限。丁页5井的水平位移和全角变化率要求见表 1。

2 钻井提速难点分析

1) 空气钻井进尺是影响提速的重要因素。前期施工表明，在丁山区块陆相地层，空气钻井机械钻速是钻井液钻井的3~4倍，但由于该区块上部陆相侏罗系地层以泥岩为主，同时存在较多水层，空气钻井过程中地层出水后，泥岩易吸水膨胀，造成掉块、垮塌甚至卡钻，无法继续进行空气钻井。邻井丁页4井一开应用空气钻井技术钻至井深841.00 m时，由于掉块严重，接单根困难转成钻井液钻进。

2) 岩石可钻性差，全井PDC钻头优选困难。陆相须家河组地层石英砂含量高，部分井段含有砾石，研磨性强；长兴组、龙潭组地层含有燧石团块，茅口组地层夹生屑灰岩，研磨性强，梁山组地层含有硅质条带，韩家店组地层底部含有铝土质泥岩，上述地层对PDC钻头的磨损严重，单只钻头进尺少。丁山区块早期完钻的邻井隆盛2井全井使用35只钻头，其中PDC钻头仅5只，其余皆为牙轮钻头，全井机械钻速仅1.13 m/h；同期钻的邻井丁页4井全井使用了24只PDC钻头，钻进含有硬质夹层的地层时使用了4只牙轮钻头，PDC钻头优选困难，全井平均机械钻速仅为2.34 m/h。

3) 循环压耗大，部分辅助提速工具应用受限。丁页5井一开井段钻过长兴组地层后实际钻井液密度为1.75~1.80 kg/L，钻柱循环压耗大，涡轮钻具等提速工具自身压降较大，若排量提升至正常携岩排量(约45 L/s)，泵压将高达25~27 MPa，会增加机泵维修时间，需要优选应用低压降的提速工具，并优化水力参数。

4) 控制位移不偏东的难度大。丁页5井对位移方向有特殊限制，要求在目的层钻进中钻头不得进入以井口坐标为基准的第Ⅰ、第Ⅱ象限，不但需要严格控制井斜角和水平位移以满足井身质量要求，还需要控制闭合方位角不在0~180°。分析丁页5井邻井实钻井眼轨迹数据发现，由于地层致密，一旦出现井斜，采用常规钻具组合钻进时方位角基本不变化。研究邻井实钻井眼轨迹控制情况发现，隆盛2井的井底闭合方位角为108.0°，丁页3井的井底闭合方位角为134.0°，丁页1井的井底闭合方位角为28.8°，表明该区块地层倾角趋向于东，因此丁页5井钻至目的层时，控制位移不偏东的难度极大。

3 提速技术措施

“井筒一体化”钻井提速技术主要包括空气/雾化钻井、PDC钻头优选、提速工具、防斜打直工艺和钻井液技术等。应用提速技术时，施工前应参考邻井资料，统筹考虑影响提速的因素，编制整体提速技术方案；施工过程中始终以全井提速为目标，有机结合空气/雾化钻进井段的有效延伸、提速工具压降的控制、防斜打直措施的制定、随钻测量仪器的选择和钻井液性能的优化等单项技术，使其扬长避短、互为补充。

3.1 陆相地层大尺寸井眼空气/雾化钻井技术

优化空气/雾化钻井转钻井液钻井时机，尽可能延长上部陆相地层大尺寸井眼空气或雾化钻井井段是提速的关键之一。丁页5井导管2井段采用空气钻井技术钻至井深77.30 m时，地层最大出水量达18.0 m³/h，空气钻井难以继续，转为雾化钻井，顺利钻至井深530.00 m。一开井段直接采用雾化钻井，钻至井深831.00 m时，钻进中经常出现憋压或上提下放困难的情况，返砂量明显减少。通过适时补充发泡剂、井壁稳定保护剂及稳泡剂，控制雾化参数，使发泡体积在400~500 mL，半衰期不小于10 min，提高泡沫质量，较好地满足了大尺寸井眼高出水量下的携砂、携水要求。加入黏土抑制剂，抑制地层中泥页岩水化膨胀，防止井眼缩径和井壁坍塌^[3]。采用雾化钻井技术钻至井深1 036.00 m时，判断认为井下出水量进一步加大，继续雾化钻井风险较大，转为钻井液钻井。

3.2 PDC钻头的个性化改进

钻井液钻进井段主要应用PDC钻头，可有效增加单趟钻进尺和提高机械钻速。根据测井资料建立岩石力学参数计算模型，反演分析岩石力学参数和钻头可钻性级值，分析丁页区块已钻井各地层的钻头使用情况，结合地层岩性变化、力学特性和钻进工况需要，从2个方面对PDC钻头进行了个性化改进：1)对PDC钻头的冠部轮廓形状、切削齿角度、辅助破岩结构、保径加强技术、防泥包、高性能复合片、稳定性结构、倒划眼和立体水力布局等9个方面进行细致改进，根据不同地层特点提高钻头的耐磨性、抗冲击性或攻击性；2)根据定向纠斜的工况需要，适当缩短刀翼长度，增加球形布齿数量，加强保径，提高工具面的稳定性和侧向力，以利于大尺寸井眼定向纠斜。同时，分析已使用PDC钻头使用过程中出现的问题，结合待钻地层特点对PDC钻头进行改进，提高全井PDC钻头的整体应用效果^[4-5]。

3.3 高频扭力冲击工具的应用

针对地层硬质夹层多、对PDC钻头复合片破坏严重的问题，优选并应用了高频扭力冲击工具。该工具是一种能将流体能量转化为机械冲击能的钻井提速工具，由钻井液驱动内部旋转产生圆周往复冲击作用在PDC钻头上，给钻头增加机械冲击能，提升破岩效率，同时能有效克服PDC钻头钻进时的“粘滑”现象，保护PDC钻头。为克服循环压耗大的困难，优化了孔板水眼直径，使该工具压降由5.0 MPa降至2.5 MPa，满足了提高钻井排量的要求。

丁页5井除在飞仙关组地层进行定向扭方位时未使用扭冲工具外，在钻进其他地层时均使用了扭冲工具，底部钻具组合为“PDC钻头+扭冲工具+钻铤”或“PDC钻头+扭冲工具+螺杆钻具+钻铤”。钻进过程中，通过优化钻压、排量和转速等钻进参数，控制钻进扭矩与循环空转扭矩的差在2 000~4 000 N·m，充分发挥扭冲工具的扭转冲击作用，以达到最佳的破岩效率。

3.4 大功率螺杆钻具的优选

考虑到扭冲工具(长约0.80 m)要安装在钻头与螺杆之间，选择了输出功率高、扭矩大的等壁厚螺杆钻具。该螺杆钻具输出功率392 kW，输出扭矩21 043 N·m，远高于普通螺杆钻具，有利于驱动扭冲工具和钻头，提高破岩效率。同时，为控制全井压耗、有利于提高排量，马达级数优化为4级，工作压降由3.5 MPa降至2.5 MPa。

3.5 防斜打直工艺的应用

针对丁页5井进入目的层后控制位移不偏东的要求，优化设计了塔式小钟摆、大钟摆和定向纠斜钻具组合，并应用了机械式无线随钻测斜仪和MWD 2种无线随钻监测方式。同时从整体考虑位移的控制原则，钻井过程中依据地层倾角、地层可钻性、井下工况和井眼轨迹控制需要，下入不同钻具组合和无线随钻测斜仪进行钻进^[6-7]。

依据上述原则，采用雾化钻井技术钻至井深1 036.00 m时，测量井底井斜角达到了3.7°，井底闭合方位角为118.0°。虽然井斜角较大，位移偏东趋势明显，但考虑到须家河地层可钻性差，机械钻速低(2.00~3.00 m/h)，不适合进行定向扭方位施工，因此选用塔式小钟摆钻具组合：ϕ406.4 mmPDC钻头+ϕ254.0 mm扭冲工具+ϕ244.5 mm直螺杆+ϕ398.0 mm稳定器+单向阀+ϕ254.0 mm钻铤×3根+ϕ228.6 mm钻铤×3根+731×630转换接头+ϕ203.2 mm机械式测斜仪+ϕ203.2 mm钻铤×9根+631×410转换接头+ϕ127.0 mm钻杆。该钻具组合以降斜为主，以避免水平位移增长过快，同时采用机械式无线随钻测斜仪，替代漂浮式单点和电缆式单点测斜仪监测井眼轨迹。机械式无线随钻测斜仪3~5 min即可完成一次测斜，与漂浮和电缆式单点测斜仪相比，测斜时间可缩短2~3 h。采用结构简单的往复节流型脉冲发生器，可使粒径不大于7.0 mm的堵漏材料通过，满足即时堵漏需要。应用该钻具组合钻至井深1 837.00 m时，井斜角为1.07°，达到了预期降斜目的。继续应用该钻具组合钻进，穿过嘉陵江组进入飞仙关组地层，随着地层倾角增大，井斜角增大较快，钻进2 100.00 m~2 300.00 m井段时，井斜角由1.6°增至5.5°，考虑到增斜较快，同时飞仙关组地层可钻性较好，机械钻速为12.00~15.00 m/h，选用定向纠斜钻具组合：ϕ406.4 mmPDC钻头+ϕ244.5 mm 1.5°单弯螺杆+单向阀+MWD定向接头+ϕ203.2 mm无磁钻铤×1根+ϕ203.2 mm钻铤×6根+631×410转换接头+ϕ127.0 mm钻杆，定向降斜扭方位同时进行。实钻定向效果显示，大尺寸井眼造斜率明显偏低，连续定向30.00 m时，造斜率仅(5°~6°)/100m，钻至井深2 399.00 m时井斜角降至3.6°，方位角为135.0°，井斜角和方位角虽然未达到理想效果，但考虑到定向机械钻速较慢(1.0~1.5 m/h)，即将钻进长兴组地层，地层倾角变缓，地层可钻性变差，而二开ϕ311.1 mm井段具有足够的长度调整闭合方位，因此选用塔式大钟摆钻具组合：ϕ406.4 mmPDC钻头+ϕ254.0 mm扭冲工具+ϕ244.5 mm直螺杆+ϕ254.0 mm钻铤×1根+ϕ398.0 mm稳定器+单向阀+ϕ254.0 mm钻铤×2根+ϕ228.6 mm钻铤×3根+731×630转换接头+ϕ203.2 mm机械式测斜仪+ϕ203.2 mm钻铤×9根+631×410转换接头+ϕ127.0 mm钻杆。该钻具组合以降斜为主，钻至一开完钻井深2 645.00 m时，井斜角降至1.6°，达到了预期降斜目的。

二开ϕ311.1 mm井段初期采用定向纠斜钻具组合调整井眼轨迹，造斜率(10°~15°)/100m，机械钻速2.00~3.00 m/h，井斜角调整至3.5°时，方位角为285.0°，水平位移逐步由东南向西南偏移。

3.6 钻井液技术措施

为防止井壁失稳，同时为钻井提速创造条件，丁页5井选择使用聚合物封堵防塌钻井液。钻进过程中，应选择合适的密度、黏度、切力，将无用固相含量控制在较低水平，并提高其抑制性、封堵性和包被性。聚合物封堵防塌钻井液的基本配方为：3.0%~4.0%膨润土+0.1%~0.2%聚合物+2.0%~4.0%改性沥青+0.5%~1.0%磺酸盐共聚物+0.2%~0.5%羧甲基纤维素钠盐+2.0%~3.0%磺化酚醛树脂+1.0%~2.0%抗温抗盐防塌降滤失剂+1.0%~1.5%胶乳沥青+1.0%随钻堵漏剂。

1) 一开1 036.00~2 645.00 m井段。防漏、防嘉陵江组膏盐污染和防长兴组、龙潭组硫化氢污染及煤层坍塌是该井段钻井液技术重点。因此，在钻进长兴组地层之前将钻井液密度调整至1.21~1.52 kg/L，预先用2.0%“随钻堵漏剂+超细碳酸钙”封堵上部地层，既可提高上部地层的承压能力，又能有效封堵长兴组地层可能存在的微小裂缝，预防井漏，为提高密度防止井漏提供条件。在钻遇嘉陵江组膏盐层时，提高Cl^-和Ca²⁺的含量，加大抗盐降滤失剂加量，控制膨润土含量，防止膏盐污染；进入长兴组后，加足封堵防塌剂、随钻堵漏剂和超细碳酸钙提高护壁性能，同时将钻井液密度提高至1.65~1.70 kg/L，控制pH值大于11，以防止酸性气体污染。一开钻进期间钻井液性能：密度1.21~1.70 kg/L，漏斗黏度不大于60 s，API滤失量2~5 mL，pH值10~12，动切力5~15 Pa，塑性黏度20~35 mPa·s，膨润土含量31~40 g/L。

2) 二开2 645.00~3 848.00 m井段。预防韩家店组泥岩、龙马溪组碳质泥页岩井壁失稳，石牛栏组地层酸性二氧化碳气体污染和全井段裂缝性地层或断层附近漏失是该井段钻井液技术重点。因此，在钻井过程中，用聚合醇配合聚合物，同时加入1.0%超细碳酸钙改善滤饼质量、封堵防塌，保持其有效含量，适时补充封堵防塌剂使其含量保持在3.0%以上，保证了韩家店组泥岩地层的井壁稳定。钻遇石牛栏组地层时产生酸性二氧化碳气体污染，通过提高抗盐处理剂KFT加量，定期补充石灰乳等措施保证了钻井液性能稳定。钻遇龙马溪组碳质泥页岩时，提高钻井液的抑制性，防止泥页岩吸水膨胀，加入沥青类封堵材料，提高地层的承压能力，同时尽量降低钻井液的滤失量，形成良好的滤饼，减少了引起泥页岩水化的机会，确保了井壁稳定。二开钻进期间钻井液性能：密度1.75~1.80 kg/L，漏斗黏度60~80 s，API滤失量2~4 mL，高温高压滤失量11~12 mL，pH值10~12，动切力6~14 Pa，塑性黏度30~42 mPa·s，膨润土含量28~40 g/L。

4 提速效果 4.1 单项技术应用效果

1) 丁页5井比丁页4井的空气/雾化钻井有效进尺多195.00 m，其平均机械钻速达8.58 m/h。可见，空气/雾化钻井技术是提高丁山区块页岩气井上部大尺寸井眼钻速的有效措施。

2) 丁页5井共使用PDC钻头12只，仅在飞仙关组地层(井深2 300.00~2 442.00 m)因定向扭方位造成机械钻速比邻井稍低，其他地层平均机械钻速与邻井相比均有较大程度提高，具体情况见表 2。其中，一开井段选用ϕ406.4 mmPQ6256SJZ型钻头，从井深2 442.00 m开始单只钻头钻进203.00 m，成功钻穿含燧石团块的长兴组、龙潭组地层，平均机械钻速2.41 m/h，与邻井同井段(机械钻速0.79 m/h)相比提高205.06%，创造了丁页区块同地层机械钻速最快纪录。由此可知，PDC钻头在各地层提速效果显著。

3) 丁页5井一开ϕ406.4 mm井段使用扭冲工具钻进进尺1 462.20 m，平均机械钻速3.36 m/h；二开ϕ311.1 mm井段使用扭冲工具钻进进尺1 044.00 m，平均机械钻速2.94 m/h。其中，在同一地层钻进时，采用同一钻头和钻具组合，使用扭冲工具比未使用扭冲工具的复合钻进平均机械钻速约提高25%。同时，使用PDC钻头数量仅为邻井的一半，对PDC钻头的保护作用明显。可见，扭冲工具辅助提速效果明显。

4) 丁页5井分别在一开1 036.00~1 837.00，1 939.00~2 300.00 m井段和二开2 658.00~3 356.00 m井段使用了3根等壁厚螺杆钻具，累计进尺1 860.00 m，每一根螺杆工作时间均达200 h左右，未出现螺杆钻具提前失效的问题，充分发挥了“PDC钻头+扭冲工具+螺杆钻具”组合的提速功能。这表明，大功率螺杆钻具是实现提速的有效保障。

5) 根据工况需要和地层可钻性，通过采用不同的防斜打直钻具组合，丁页5井钻至目的层(井深3 740.00 m)时，井底位移45.97 m，闭合方位角197.01°，实现了进入目的层时井眼轨迹不进入以井口坐标为基准的第Ⅰ、第Ⅱ象限的地质要求。同时，通过优化井眼轨迹控制时机，避免了在一开大尺寸井眼过多地定向纠斜，有利于提高全井机械钻速。由此可见，防斜打直工艺满足了井身质量控制的特殊要求。

6) 丁页5井钻井过程中钻井液性能稳定，一开没有发生漏失，对比邻井没有因处理漏失延长钻井周期，起下钻顺利，有效配合了一开的提速钻进；二开钻进过程中未出现掉块等复杂情况，在龙马溪组泥页岩地层连续5趟钻取心(3 740.00~3 821.60 m井段)施工顺利，确保了二开提速钻进^[8]。

4.2 整体提速效果

丁页5井实际完钻井深3 848.00 m，通过采用“井筒一体化”钻井提速技术，实现了空气/雾化钻井、PDC钻头、提速工具、防斜打直工艺和钻井液等井下不同专业技术的有效结合，充分发挥了技术集成优势。全井平均机械钻速2.89 m/h，相比同井深、同类型邻井丁页4井提速25%，创造了丁山区块直井平均机械钻速最高纪录；其中“PDC钻头+扭冲工具+螺杆钻具”平均机械钻速7.21 m/h，创丁山区块ϕ406.4 mm井段嘉陵江组钻井液钻井最高钻速纪录；全井实际钻井周期142.59 d，同比丁页4井缩短41.95 d，减去因地质因素延长的钻井周期，实现了在设计要求的130 d内完钻的目标。

5 结论与建议

1) 采用“PDC钻头+扭冲工具+螺杆钻具”钻具组合钻进可钻性级值高的地层, 提速效果显著，建议在丁山区块推广应用。

2) 丁山区块须家河组和茅口组地层研磨性强，PDC钻头磨损严重，单趟钻进尺少，建议进一步提高PDC钻头的耐磨性或尝试使用多刀翼PDC钻头。

3) 大尺寸井眼纠斜扭方位难度极大，建议丁山区块在ϕ406.4 mm井眼及以上直径井眼进行纠斜扭方位作业时，进一步优化单弯螺杆结构尺寸和定向钻具组合，提高大尺寸井眼纠斜扭方位效率。

4) “井筒一体化”钻井提速技术可有效提高生产组织效率，具有技术集成优势，可解决现场钻井技术难题，实现效益最大化，建议在丁山及类似页岩气区块进一步推广应用。