目前，涪陵页岩气田已完成一期50×10⁸m³产能建设^[1-2]，进入二期开发阶段。一期开发中，该气田水平井的井身结构基本能满足安全钻井的要求，但仍然存在一些问题：上部井眼尺寸大，机械钻速低，携砂困难；导管下深不合理造成多口井一开井段井塌严重，如焦页56-1HF井、焦页56-2HF井和焦页65-3HF井，均因上部套管封不到位而导致雷口坡组井壁发生失稳垮塌；浊积砂体标志层不明显的气井，如焦页56-6HF井等多口井，二开井段进入龙马溪组过多，因技术套管未能及时下入，井壁发生失稳垮塌。为此，对涪陵页岩气田水平井的井身结构进行了优化：缩小导眼及一开井眼尺寸，缩短了大尺寸井眼段的长度，提高了机械钻速；缩短表层套管下深，节约了套管材料；正确确定套管下入层次和下深，减少了井下故障。自2015年以来，该气田的水平井均采用了优化后的井身结构，机械钻速得到提高，平均钻完井周期缩短，加快了二期开发进程。

1 钻井工程地质环境特点

涪陵页岩气田位于川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造，钻遇地层从上至下依次为：三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组(部分井须家河组和雷口坡组地层缺失)，二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组，石炭系黄龙组，志留系韩家店组、小河坝组、龙马溪组和奥陶系五峰组。须家河组—茅口组地层压力系数为0.85～0.95，茅口组—黄龙组地层压力系数为1.02～1.16，韩家店组地层压力系数为1.02～1.18，小河坝组地层压力系数为1.10～1.30，龙马溪组地层压力系数为1.25～1.30，五峰组地层压力系数为1.25～1.30^[3]。

该气田浅表层暗河、溶洞发育，且分布无规律，钻井过程中恶性漏失频发。中深部漏失层主要在茅口组—小河坝组地层，多为裂缝性漏失，漏失层压力系数为1.39～1.61^[1]。三叠系地层存在水层，二叠系长兴组—栖霞组地层局部存在浅层气；长兴组—韩家店组地层均属于低压地层，存在先漏后喷的风险；龙马溪组底部页岩气层的漏失主要为裂缝性漏失。

浅表层的须家河组和雷口坡组地层，经清水浸泡后，易水化坍塌，小河坝组以上地层比较稳定。韩家店组地层坍塌压力系数为1.00～1.25^[3]，小河坝组泥岩地层易水化垮塌，坍塌压力系数为1.10～1.78^[1]，且随水基钻井液浸泡时间增长，坍塌压力系数有升高的趋势。直井段龙马溪组地层坍塌压力当量密度约为1.23 g/cm³，随井斜角增大，坍塌压力当量密度从1.35 g/cm³升至1.58 g/cm³，之后逐渐降低，到水平段降至1.47 g/cm³左右。

2 原井身结构存在的问题

涪陵页岩气田水平井原井身结构为：导眼段，采用φ660.4 mm钻头钻进，φ508.0 mm导管下至井深50.00 m左右；一开井段，采用φ444.5 mm钻头钻进，φ339.7 mm表层套管下至长兴组地层上部；二开井段，采用φ311.1 mm钻头钻进，φ244.5 mm技术套管下至龙马溪组浊积砂体底部；三开井段，采用φ215.9 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm生产套管。该井身结构在钻完井作业中存在的主要问题为：

1) 导眼和一开井眼尺寸大，钻头破岩效率低，不利于携砂。导眼段由于钻具悬重小，导致钻压较小，造成机械钻速低；导眼段和一开井段钻进过程中跳钻严重，个别井甚至将顶驱震坏。

2) 浅表层易发生恶性漏失，堵漏作业很难成功，多采用清水强行钻进。该气田南区雷口坡组地层存在一套海陆交互相沉积岩地层，该地层经清水浸泡后易水化坍塌，且由于发生失返性漏失无法携带大尺寸掉块，漏塌同存。2013—2015年，该气田81口水平井在钻井过程中均在雷口坡组、嘉陵江组地层发生恶性漏失，其中10口井由于导管未能封住雷口坡组地层而发生坍塌。

3) 表层套管主要封三叠系地层的水层和漏层，但原井身结构表层套管封至长兴组地层，导致大尺寸表层套管较长，造成钻进长兴组地层时的机械钻速较低。

4) 采用φ311.1 mm钻头钻进浊积砂体，机械钻速较低。例如，焦页23-3HF井采用φ311.1 mm钻头钻浊积砂体时的机械钻速只有2.00 m/h。

5) 焦石坝南区、平桥等区块，由于浊积砂体标志层不易辨识，造成多井二开井段进入龙马溪组地层过多，小河坝组的泥岩地层和龙马溪的页岩地层被钻开后，经水基钻井液长时间浸泡，极易出现失稳垮塌、起下钻困难及卡钻等井下故障。例如，焦页36-5HF井、焦页59-3HF井、焦页25-1HF井和焦页56-6HF井等多口井二开下部井段均发生垮塌。

3 井身结构优化 3.1 必封点的确定

根据工程地质环境的精细描述，确定地层必封点：1)雷口坡组发育有页岩等黏土性地层，经清水浸泡，易水化坍塌，因此，导管需要封住雷口坡组页岩等黏土性地层；2)三叠系嘉陵江组地层与上部地层为不整合海相沉积地层,存在暗河、溶洞、裂缝，易发生恶性漏失,存在水层、漏层，造成井架基础不稳，因此，表层套管需封住嘉陵江组的水层、漏层，为二开钻遇浅层气等复杂层位创造有利的处置条件；3)龙马溪组浊积砂体上部的韩家店组地层为低压层，易发生漏失，小河坝组的泥岩和龙马溪组的页岩易水化垮塌，所以技术套管需封住龙马溪组浊积砂体之上的易漏、易垮地层^[3]。

3.2 导眼、一开井眼尺寸优化

由William钻速方程^[4]可知，机械钻速与钻头直径倒数的0.62次方成正比。因此，缩小钻头尺寸，可以提高钻头单位面积机械破岩能量和水力能量^[5]，从而达到提高机械钻速的目的。William钻速方程为^[4]：

(1)

式中：R为机械钻速，m/h；W为钻压，kN；N为转速，r/min；D为钻头直径，mm。

因此，在满足下一开次环空间隙要求的条件下，对上部导眼、一开井段的钻头尺寸进行了优化：导眼段采用φ609.6 mm钻头钻进，下入φ473.1 mm导管；一开井段采用φ406.4 mm钻头钻进，下入φ339.7 mm表层套管。根据2013—2015年所钻井井漏统计数据，在飞仙关组地层发生漏失的井不多，而飞仙关组和长兴组地层存在钻遇浅层气的风险。因此，表层套管由原来下至长兴组地层上部，上提至飞仙关组地层，以封隔三叠系地层的水层和漏层。

焦石坝南区及江东等区块部分井发育有雷口坡组地层，一开井段钻进过程中易坍塌，且由于发生失返性漏失时无法及时将大掉块携带出井眼。因此，导管要封住雷口坡组不稳定地层，确保一开井段的钻井作业安全。

对于地表地层较稳定、雷口坡组地层埋藏较浅(其底界深200.00～400.00 m)的情况，下入一层导管，下深100.00～200.00 m，以封住雷口坡组地层。

对于因地表地层破碎及其他原因导致井漏和井口垮塌、雷口坡组地层埋藏深(其底界深400.00～1 000.00 m)的情况，导管需要下至井深300.00～400.00 m，并下入双层导管。

3.3 技术套管下深优化

对于浊积砂体标志层明显的区块，二开井段的技术套管由下至浊积砂体底部上提至浊积砂体顶部3.00～5.00 m处，三开井段采用φ215.9 mm钻头钻穿浊积砂体，以提高机械钻速；对于浊积砂体标志层不明显的区块，钻进龙马溪组地层50.00～100.00 m后下入技术套管，以缩短二开井段水基钻井液浸泡龙马溪组泥页岩地层的时间，避免井壁发生垮塌。

3.4 优化后的井身结构

优化后的页岩气水平井井身结构为：

导眼段，对于雷口坡组地层缺失的水平井，采用φ660.4 mm钻头钻进，φ508.0 mm导管下至井深50.00 m左右；对于发育有雷口坡组地层的水平井，如地表地层稳定，采用φ609.6 mm钻头钻进，φ473.1 mm导管下至井深100.00～200.00 m左右，如地表疏松且雷口坡组地层埋藏深，先采用φ914.4 mm钻头钻至井深30.00～50.00 m，下入φ720.7 mm导管，封住地表疏松段，再采用φ609.6 mm钻头钻至井深100.00～400.00 m，下入φ473.1 mm导管。

一开井段，采用φ406.4 mm钻头钻进，φ339.7 mm表层套管下至飞仙关组地层顶部。

二开井段，采用φ311.1 mm钻头钻进，下入φ244.5 mm技术套管，对于龙马溪组浊积砂体标志层明显的区块，下至浊积砂体顶3.00～5.00 m；对于浊积砂体标志层不明显的区块，下至进入龙马溪组地层50.0～80.00 m。

三开井段，采用φ215.9 mm钻头钻进，下入φ139.7 mm生产套管。

4 现场应用

2013—2014年初，涪陵页岩气田水平井采用原井身结构，2014年后期逐步采用优化后的井身结构。2014年全部水平井的平均机械钻速达到7.15 m/h，较2013年提高了53.1%，在平均井深增大的情况下，平均钻完井周期缩短了23.8%。2015—2016年，该气田134口水平井全部采用优化后的井身结构，机械钻速得到进一步提高，平均钻完井周期进一步缩短，具体钻井情况见表 1。由表 1可以看出，2015年105口水平井与2013年30口水平井相比，平均机械钻速提高了65.74%，在平均井深增加728.00 m的情况下，平均钻完井周期缩短了20.95%。下面以焦页56号平台为例介绍现场应用情况。

焦页56号平台位于涪陵页岩气田焦石坝南区，共布置了6口井，其中焦页56-3HF井、焦页56-4HF井和焦页56-5HF井等3口井采用了优化后的井身结构。焦页56-3HF井雷口坡组地层底界深184.00 m。下入一层导管，封住雷口坡组易坍塌地层；嘉陵江组底界深720.00 m，飞仙关组底界深1 087.00 m，因此，表层套管设计下至井深732.00 m ，封住嘉陵江组易漏地层。龙马溪组顶界测深2 859.00 m，而该井龙马溪组浊积砂体标志层不明显，因此该井二开进入龙马溪组地层64.00 m后中完。

焦页56-3HF井实钻井身结构为：导眼段，φ609.6 mm钻头钻至井深180.00 m，φ473.1 mm套管下至井深180.00 m；一开井段，φ406.4 mm钻头钻至井深735.00 m，φ339.7 mm套管下至井深732.00 m，封至飞仙关组地层顶部；二开井段，φ311.1 mm钻头钻至井深2 923.00 m，φ244.5 mm套管下至井深2 922.00 m，封住龙马溪组页岩之上的易漏、易塌层；三开井段，φ215.9钻头钻至井深4 650.00 m，φ139.7 mm套管下至井深4 643.21 m。该井钻完井周期54.52 d，较设计周期缩短了27.48 d，钻井过程未发生井下故障，而采用原井身结构的焦页56-1HF井、焦页56-2HF井和焦页56-6HF井等3口邻井在钻进雷口坡组和小河坝组地层过程均发生了井壁垮塌。

表 2为焦页56号平台水平井井身结构优化前后的钻井时效。由表 2可以看出，采用优化后井身结构的3口井与采用原井身结构的3口井相比，平均单井钻完井周期缩短30.66 d，平均单井复杂时效减少12.08%。

5 结 论

1) 延长导管下深或下入双层导管可以较好地解决涪陵页岩气水平井上部地层塌漏同存的问题。

2) 将表层套管下深从长兴组上提至飞仙关组顶部，既能满足水平井安全钻井的要求，又能缩短大尺寸井眼段的长度，提高机械钻速。

3) 涪陵页岩气田水平井二开中完井深由进入浊积砂体3.00～5.00 m，调整为进入龙马溪组地层50.00～100.00 m下入技术套管，有效避免了小河坝组泥岩和龙马溪组页岩因受水基钻井液长时间浸泡，出现井壁失稳垮塌的井下故障情况。