2016年，涪陵平桥与江东区块初期完钻水平井16口，平均钻井周期128.00 d，钻井过程中出现了漏失垮塌同存、井筒沉砂多、直井段易发生井斜、稳斜段井眼轨迹控制困难、摩阻大、扭方位托压严重、钻头进尺少、机械钻速低、井筒压力复杂和水平段井眼轨迹调整频繁等问题，其原因是导管未封住易垮塌地层、采用清水钻进大尺寸井眼井段长、地层倾角复杂、稳斜段长、扭方位段井斜角大、常规钻头适应性差、地层承压能力低、气显示活跃、钻井液密度高、油基堵漏材料少和地质导向困难。为提高钻井速度，笔者优化了井身结构及井眼轨道，研制了适用于不均质地层、研磨性地层的高效钻头及大尺寸大扭矩低速螺杆，优选了大尺寸直井段及复杂压力系统井段的钻进方式、复杂轨道造斜段及倾角复杂水平段导向钻进方式、高效水力振荡器、低密度强抑制强封堵水基钻井液及油基胶凝堵漏材料，形成了涪陵平桥与江东区块页岩气水平井优快钻井技术，现场应用32口井，平均钻井周期由128.00 d缩短至76.25 d，取得了很好的提速效果。

1 钻井技术难点 1.1 地层主要特点

平桥区块、江东区块分别位于涪陵地区焦石坝区块东南部及西部。平桥区块为狭长断背斜，东西两翼地层产状较陡(20°~45°)，断裂带发育，核部及东南部地层较平缓(5°~15°)，储层埋深2 600.00~4 000.00 m。江东区块西南部倾角平缓(10°~20°)，东北部倾角较徒(20°~30°)，储层埋深超过3 200.00 m，比焦石坝主体增深了500.00~900.00 m。

江东与平桥区块钻遇地层从上到下为三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组和飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组和梁山组，石炭系黄龙组，志留系韩家店组、小河坝组和龙马溪组及奥陶系五峰组。平桥区块地表以嘉陵江组地层为主，江东区块地表以须家河组或雷口坡组地层为主。

须家河组地层底部为黑色页岩；雷口坡组地层中部为棕红色页岩，底部为角砾岩；雷口坡组及嘉陵江组地层溶洞、裂缝及地下河发育；韩家店组、小河坝组及龙马溪组上段为泥岩夹粉砂质泥岩或泥质粉砂岩；龙马溪组碳质页岩地层和五峰组泥质页岩地层局部裂缝或断层发育。

长兴组、茅口组、栖霞组、韩家店组、小河坝组、龙马溪组、五峰组和茅口组及以上地层的压力系数为0.85~0.95，栖霞组至黄龙组地层压力系数为1.00~1.05，韩家店组和小河坝组地层压力系数为1.10~1.25，龙马溪组和五峰组地层压力系数为1.25~1.35，其中，长兴组、茅口组、栖霞组和龙马溪组地层为裂缝性气层。

1.2 主要钻井技术难点

1) 采用清水钻进须家河组或雷口坡组地层时漏失和垮塌同存，井下情况复杂，处理困难。

2) 嘉陵江组、飞仙关组及茅口组地层造斜能力强，直井段提速、防斜与防碰矛盾突出。

3) 地层承压能力低，气显示活跃，局部存在异常高压，二开和三开井漏、气侵及井涌频繁。

4) 龙潭组至黄龙组、小河坝组石英砂层及龙马溪组浊积砂层可钻性差。

5) 摩阻大，采用常规导向钻井技术钻进时托压严重。

6) 储层倾角复杂，水平段轨迹调整频繁^[1]。

2 优快钻井技术 2.1 井身结构优化

平桥与江东区块初期采用“单导管+三开”井身结构^[2]：导管段，采用φ609.6 mm钻头钻进，φ473.1 mm套管下深50.00~60.00 m，封固地表水层及黏土层；一开，采用φ406.4 mm钻头钻进，下入φ339.7 mm套管，封固飞仙关组三段及以上溶洞、裂缝、地下暗河及水层；二开，采用φ311.1 mm钻头钻进，下入φ244.5 mm套管，封固龙马溪组浊积砂层及以上漏层、气层及低承压层等复杂地层，为三开采用高密度油基钻井液钻进创造条件；三开，采用φ215.9 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm套管，采用套管射孔完井。该井身结构在采用清水钻进大尺寸井眼时易出现井漏垮塌同存等井下复杂情况，二开定向钻进过程频繁出现托压现象，为此对导管及技术套管下深进行了优化。

1) 导管优化。取须家河组底部黑色页岩及雷口坡组中部棕红色砂质页岩进行水化试验，岩样在清水中浸泡1 min时出现裂纹，5 min后呈碎屑状。考察露头岩心发现，雷口坡组角砾岩呈堆积状，胶结极差，井下打捞上来的角砾岩，最大的一块超过3.00 kg，证实采用清水钻进角砾岩地层时垮塌严重。若φ473.1 mm导管无法封固自流井组、雷口坡组水敏性泥岩层或雷口坡组底部角砾岩层，需增加一层导管，形成“双导管+三开”井身结构。导管1，采用φ863.5 mm钻头钻至井深25.00~30.00 m，下入φ719.9 mm套管，封固地表黏土层及水层；导管2，采用φ609.6 mm钻头和膨润土浆钻穿雷口坡组中部棕红色泥岩地层，下入φ473.1 mm套管；或采用φ609.6 mm钻头及清水钻穿雷口坡组底部角砾岩层，下入φ473.1 mm套管。

2) 技术套管优化。φ311.1 mm井眼的稳斜段及扭方位段处于小河坝组至龙马溪组地层，为缩短稳斜段长度和降低扭方位井段摩阻，以JYr-1HF井和JYi-4H井为例，分析扭方位段井斜角与钻时的关系发现：扭方位时井斜角大，钻时长；随着井斜角增大，钻时增长，且扭方位段后期钻时随井斜角增大呈非线性增长；井斜角越大，钻时越长(见图 1)。根据分析结果，优化技术套管下深，将二开中完井深上移，可以减小中完井斜角，缩短φ311.1 mm定向井段长度及降低φ244.5 mm套管下入难度，以有利于提高二开导向钻井速度。

2.2 井眼轨道优化

平桥与江东区块相邻钻井平台交叉平行布井，具有偏移距大、靶前位移及水平段长的特点，采用渐增式变曲率“直—增—稳—扭—增—稳”六段制井眼轨道，稳斜段最长接近2 000.00 m。实钻表明，摩阻会随稳斜段增长急剧升高(见图 2)，扭方位段摩阻也非常高，采用常规导向钻井技术钻进时频繁出现托压现象，对钻速影响大。为降低摩阻，将稳斜段优化为微增斜段^[3]，增斜段、微增斜段(稳斜段)、扭方位段分段完成，将部分扭方位、微增斜(稳斜)的井段移到三开，以增加复合钻进进尺，使井眼更光滑。

JYd-3HF井的渐增式变曲率五段制井眼轨道优化为渐增式变曲率“直—增—微增斜—扭方位—微增—扭方位—微增—增—微增—增—稳”十一段制井眼轨道，将1 559.05 m长的稳斜段优化为1 706.00 m长的微增斜段，采用复合钻进完成，控制造斜率不超过0.02°/m，复合钻进井段增加147.36 m，扭方位井段缩短244.00 m。

模拟计算井眼轨道优化前后的摩阻和扭矩，发现与优化前相比，滑动钻进时的摩阻降低了17.57%，复合钻进扭矩减小了24.38%，下入φ244.5 mm套管时的最大摩阻降低了15.82%。

2.3 井眼轨迹控制技术

1) 直井段防斜降斜技术。平桥与江东区块平台布井4~8口，井口间距10.00 m，同一个平台不同井组的距离为30.00~40.00 m。由于这2个区块局部地层的倾角超过45°，最长直井段达到2 400.00 m，直井段防碰压力大。防斜打直是直井段防碰的主要措施，也是降低后续施工摩阻的关键^[4]。由于岩溶地层易发生溶洞性漏失，使用MWD进行随钻测量及纠斜受到限制，且大尺寸井眼纠斜困难。因此，二开井段应用PDS垂直钻井系统钻进，钻具组合为φ311.1 mmPDC钻头+φ244.5 mm垂直钻井系统+φ203.2 mm无磁钻铤×1根+φ127.0 mm钻杆。

2) 微增斜段井眼轨迹控制技术。微增斜段设计造斜率(0.01°~0.02°)/m，以确保扭方位时井斜角符合设计要求，避免井斜角不符合设计要求造成扭方位困难。φ244.5 mm套管接箍外径为285.0 mm，而钻具组合的刚性不能低于套管串刚性，因此选用φ285.0 mm螺旋稳定器。通过分析不同规格短钻铤对导向钻具组合造斜率的影响规律，建议选用长2.30~2.50 m的φ203.2 mm短钻铤。微增斜段复合钻进钻具组合为φ311.1 mm钻头+φ215.9 mm 1.25°弯螺杆+φ203.2 mm短钻铤×2.30~2.50 m+单流阀+φ285.0 mm稳定器+φ203.2 mm无磁钻铤+MWD+φ203.2 mm无磁短钻铤+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆。钻井参数为：钻压120~160 kN，排量40~50 L/s，转速40~60 r/min。

2.4 钻进方式优选

1) 一开采用φ406.4 mm钻头钻进，中完井深通常为900.00~1 500.00 m，钻遇地层为嘉陵江组及飞仙关组地层。一开井眼尺寸大、井段长，如采用清水钻进，由于清水的携岩能力差，钻屑上返困难，井筒中钻屑多、易沉积，发生沉砂卡钻的风险高，循环时间长。充气清水具有上返速度快的特点，因此一开采用充气清水钻进，并优化了φ406.4 mm井眼充气清水钻井参数:清水排量为40~50 L/s，注气量为60~70 m³/min。

2) 分析钻井速度与水平井井型、导向钻进方式的关系(见表 1)发现，随着φ311.1 mm造斜段井眼轨道的复杂化，常规导向钻进的机械钻速及行程钻速均大幅下降；对于复杂三维井，旋转导向钻进的机械钻速及行程钻速均比常规导向钻进快1倍以上。分析φ215.9 mm水平段的钻井速度与储层倾角、导向钻进方式的关系(见表 2)发现：随着储层倾角复杂化以及储层由龙马溪组调整为龙马溪组+五峰组(通常各占水平段一半进尺)，常规导向钻进的机械钻速及行程钻速大幅下降；采用近钻头导向钻进方式，可提高机械钻速及行程钻速，但提速效果不明显；龙马溪组及五峰组储层倾角复杂的水平段采用旋转导向钻井技术，可提高机械钻速及行程钻速，其中行程钻速可提高1倍以上，说明旋转导向钻进比常规导向钻进的纯钻时效高。因此，复杂轨道水平井的造斜段及储层倾角复杂的水平段采用旋转导向钻进方式。

3) 长兴组、茅口组、栖霞组、龙马溪组地层裂缝发育，且气显示活跃，由于地层承压能力低，采用平衡钻井易发生井漏、气侵和井涌等井下故障。统计平桥与江东区块已完钻井资料发现：二开采用密度为1.25~1.54 kg/L的水基钻井液钻进，喷漏同存井占60.00%；三开采用密度为1.50~1.95 kg/L的油基钻井液钻进，喷漏同存井占24.00%。为解决钻进长兴组、茅口组、栖霞组、龙马溪组地层时的井漏、气侵和井涌等问题，在钻至长兴组地层时，采用控压钻井技术^[5]。

2.5 油基胶凝堵漏材料应用

针对常用水基复合堵漏材料对页岩层理及微裂缝漏失^[6-7]堵漏效果差的情况，将球状凝胶防漏剂^[8-9]与颗粒状、片状、纤维状刚性材料按紧密堆积理论进行级配，使其实现微米级粒径分布(120目筛筛余量小于10%)，胶凝复合堵漏浆配方为井浆+10%NFJ(凝胶)+10%架桥颗粒(0.5~1.0 mm)+8%矿物纤维+13%片状复合堵漏剂(中细)。JYi-2HF井三开采用密度1.75 kg/L的油基钻井液钻进，发生漏失，使用胶凝复合堵漏浆将承压能力提高至1.95 kg/L。

2.6 关键钻头研制与降阻工具优选

1) 龙潭组、茅口组上部及龙马溪组的浊积砂层采用HJT537GK型和HJT617G型牙轮钻头进行复合钻进或定向滑动钻进时，切削齿大量断裂，分析认为是齿的韧性不足、齿偏高造成的。采用圆柱齿PDC钻头进行复合钻进时，出现鼻部环磨、内锥出心和鼻部及肩部严重崩齿，分析认为是PDC复合片抗磨性能不足所致。观察岩心及钻屑发现，龙潭组—茅口组地层上部分布硅质条带及结核，局部含黄铁矿，龙马溪组浊积砂层长石含量高，地层研磨性强，因此要防止牙轮钻头切削齿断裂，就要提高牙轮钻头的抗冲击能力。为此，研制了新型抗冲击牙轮钻头，该钻头采用耐磨性与韧性较好的梯度合金切削齿，将外排齿设计为圆偏楔形齿，主切削齿设计为凸顶楔形齿，并降低切削齿的高度，以提高切削齿的抗冲击性、结构强度及破岩效率。

2) 茅口组下部至黄龙组地层采用圆柱齿PDC钻头进行复合钻进或定向滑动钻进时，大量PDC复合片齿崩齿。观察茅口组地层下部岩心发现，夹层多，呈现非均质，而非均质地层易产生冲击载荷，造成PDC复合片齿崩齿。因此，研制了斧形齿PDC钻头，斧形齿受力面积变小，将破岩方式由单一的剪切破岩变为切削+挤压复合破岩，提高了切削齿的结构强度及破岩效率。

3) 采用常规圆柱齿PDC钻头钻进平桥区块小河坝组石英砂层时钻头磨损快，主要失效方式为肩部磨损，多伴存环磨及缩径。其原因是小河坝组为中硬地层，研磨性较强。因此，要需改变破岩方式和提高PDC复合片切削齿的抗磨能力。为此，研制了抗冲击牙轮齿及斧形PDC复合片切削齿混合的钻头，该钻头将单一的剪切破岩方式变为挤压+剪切复合破岩方式，牙轮齿预破碎并改变岩石的应力分布，以提高PDC复合片切削齿的切削效率。

4) 针对采用PDC钻头钻进φ609.6 mm井段复合钻进扭矩大、环空返速低的问题，研制了φ285.8 mm等壁厚螺杆，其与φ244.5 mm等壁厚螺杆相比，额定扭矩由24.4 kN·m提高至35.0 kN·m，提高了43.44%；额定排量由55 L/s提高至95 L/s，环空返速提高至0.34 m/s，有利于清水钻井钻屑的返出。

5) 针对三开水平段油基钻井液密度高、水力参数优化困难的情况，选用了压降低、效果好的φ171.5 mm涡轮式全金属水力振荡器^[10]，其与φ171.5 mm螺杆式水力加压器相比，额定工作压降由3.00 MPa降至2.00 MPa，工作时间达到200.00 h，增加了50.00 h。

2.7 强抑制强封堵钻井液

针对韩家店组、小河坝组地层层理发育，易发生诱导性漏失的情况，选用BT-100低密度强抑制强封堵钻井液，其配方为2.0%~3.0%膨润土+0.2%Na₂CO₃+0.8%NaOH+3.0%KCl+1.5%LV-CMC+0.3%PAC-LV+3.0%ZH-1+0.5%K-PAM+3.0%SFT+3.0%QS-2+3.0%BT-100。其性能参数为：密度1.15~1.17 kg/L，漏斗黏度48~66 s，API滤失量4.0~5.2 mL。

3 现场应用

页岩气水平井优快钻井技术在江东与平桥区块的32口水平井进行了应用，平均完钻井深4 909.44 m，平均钻井周期76.25 d。江东区块平均完钻井深5 414.00 m，平均钻井周期83.00 d，与应用前相比平均钻井周期缩短了57.00 d；平桥区块平均完钻井深4 816.00 m，平均钻井周期75.00 d，与应用前相比平均钻井周期缩短了46.00 d。下面以JYk-1HF井为例介绍具体应用情况，该井是平桥区块一口页岩气水平井，目的层为龙马溪组和五峰组，完钻井深5 540.00 m，完钻垂深3 631.12 m，水平段长1 567.00 m，钻井周期69.67 d。

3.1 井身结构

JYk-1HF井采用了优化的“双导管+三开”井身结构：导管1，采用φ863.5 mm钻头钻至井深39.00 m；φ720.0 mm套管下至井深38.90 m，封固地表黏土层；导管2，采用φ609.6 mm钻头钻至井深400.00 m，φ473.1 mm套管下至井深398.51 m，封固雷口坡组中部棕红色页岩地层；一开，采用φ406.4 mm钻头钻至井深1 535.00 m，φ339.7 mm套管下至井深1 547.04 m，封固飞仙关组三段；二开，采用φ311.1 mm钻头钻至井深3 070.00 m，φ244.5 mm套管下至井深3 067.25 m，封固韩家店组; 三开，采用φ215.9 mm钻头钻至井深5 692.00 m，φ139.7 mm套管下至井深5 672.87 m。该井二开中完时井斜角由设计的57.20°降至40.30°，降低了大尺寸井眼定向钻进及大尺寸套管的下入难度，提高了钻进小河坝组地层时的钻井速度，与同平台未采用优化井身结构的邻井相比，钻井周期缩短了8.65 d。

3.2 井眼轨道

该井采用使用渐增式变曲率“直—增—微增—扭—微增—增—微增—稳”九段制井眼轨道，技术套管封固韩家店组后，在三开井段完成扭方位，增斜段、微增斜段(稳斜段)分别在二开和三开完成。该井实钻井眼轨迹见表 3。该井二开和三开的最大扭矩分别为21和18 kN·m，最大摩阻分别为180和230 kN。与同平台未优化井眼轨道的邻井相比，二开和三开的最大扭矩分别降低了7和8 kN·m，最大摩阻分别降低了100和70 kN。

3.3 井眼轨迹控制

二开微增斜段(1 644.35 m~3 105.50 m)采用复合钻进钻具组合控制井眼轨迹，进尺1 461.15 m，一趟钻完成。钻具组合为φ311.1 mm钻头+φ215.9 mm 1.25°弯螺杆+φ203.2 mm短钻铤×2.50 m+单流阀+φ285.0 mm稳定器+φ203.2 mm无磁钻铤+MWD+φ203.2 mm无磁短钻铤+φ127.0 mm加重钻杆×9根+φ127.0 mm钻杆。钻井参数为：钻压130~150 kN，排量50~55 L/s，转速46~55 r/min。井斜角由10.10°增至40.30°，平均造斜率为0.02°/m。与同平台邻井相比，井眼轨迹保持了微增，避免了中途反复降斜或增斜作业，减少起下钻3趟。

3.4 钻进方式

一开205.00~1 240.00 m井段采用充气清水钻进，钻遇地层嘉陵江组—飞仙关组。一开钻进时间2.75 d，一趟钻进尺1 035.00 m，机械钻速19.09 m/h，行程钻速376.00 m/d，平均机械钻速及平均行程钻速创涪陵地区同类井的纪录，钻进过程中钻屑上返快，循环2~4 min接立柱时时无阻卡现象，φ339.7 mm套管顺利下至设计井深。水平段(4 125.50~5 692.00 m)采用旋转导向钻进方式钻进，钻遇地层龙马溪组，钻进时间6.64 d，一趟钻进尺1 567.00 m，行程钻速236.00 m/d，平均机械钻速14.53 m/h，与采用常规导向钻进方式的邻井相比，钻井周期缩短了20.00 d。

3.5 个性化钻头的应用

钻进龙潭组至茅口组地层的1 639.00~2 001.00 m井段，用一只新型抗冲击牙轮钻头完成，进尺204.00 m，平均机械钻速4.47 m/h；与用常规牙轮钻头的邻井相比，机械钻速提高1.51 m/h，单只钻头进尺提高95.00 m，且钻头出井后无断齿或掉齿现象。钻进茅口组至黄龙组地层的2 001.00~2 525.00 m井段，用一只斧形齿PDC钻头完成，进尺524.00 m，平均机械钻速5.69 m/h，与采用常规圆柱齿PDC钻头的邻井相比，机械钻速提高1.29 m/h，单只钻头进尺提高268.50 m。钻进小河坝组石英砂岩地层的3 506.24~3 780.60 m井段，用一只混合钻头完成，进尺274.36 m，平均机械钻速7.62 m/h，与采用常规圆柱齿PDC钻头的邻井相比，机械钻速提高2.69 m/h，单只钻头进尺提高198.50 m。

3.6 强抑制强封堵钻井液的应用

二开2 498.00 m~3 070.00 m井段(韩家店组地层)采用密度1.16~1.18 kg/L的BT-100强封堵强抑制水基钻井液钻进，钻进过程中井眼稳定，无掉块及缩径现象，测井、下套管等作业一次性完成。

4 结论与建议

1) 影响江东与平桥区块钻井速度的主要因素是上部井段漏失和垮塌同存、单只钻头进尺少、机械钻速低、直井段及稳斜段易发生井斜、摩阻大、大尺寸井眼扭方位段井斜角大及井段长、压力系统复杂和水平段轨迹调整频繁。

2) 形成了导管及技术套管下深优化、渐增式变曲率井眼轨道优化、直井段及微增斜段轨迹控制技术；研制了适用于非均质地层及研磨性地层高效钻头和大尺寸大扭矩低速螺杆；针对地层的不同特点选用钻进方式和提速工具；采用BT-100强封堵强抑制水基钻井液及凝胶防漏堵漏剂防漏和堵漏。

3) 摩阻和扭矩大是影响钻速的关键因素，需继续研究降低摩阻和扭矩的井眼轨道优化设计方法。

4) 复杂山地对江东与平桥区块井位布置的影响大，需针对水平段偏移距、靶前位移、靶点精确度、垂深空间等情况优选井眼轨道剖面类型，降低摩阻或定向工作量，为提高钻速创造条件。