驿探1井自上而下钻遇三叠系、二叠系、石炭系和奥陶系，缺失新近系、古近系、白垩系、侏罗系等；刘家沟组为区域性渗透漏失层位，主要为灰紫色、灰绿色细~粗粒砂岩夹紫红色、棕红色砂质泥岩、泥岩，底部含细砾岩；二叠系石千峰组底界存在断层，断层上盘地层倾角大，该井段上部为绿灰、灰白色砂岩夹棕紫色、暗紫色泥岩；下部为棕紫色、棕红色、暗紫色泥岩夹绿灰、灰白色、棕红色砂岩，易发生漏失和井斜超标；二叠系下统山西组、太原组和石炭系羊虎沟组分别发育煤层，易垮塌；奥陶系克里摩里组和乌拉力克组为主要目的层，同时兼探上古生界砂岩气。

原设计井身结构：一开前用Ø660.4 mm钻头钻进60 m下入Ø508 mm导管，封住流沙及疏松黄土层；一开Ø444.5 mm钻头钻至1 200 m，Ø339.7 mm套管下至1 200 m，封固延长组以上地层，进入纸坊组30 m 以上；二开Ø311.1 mm钻头钻至4 010 m，Ø244.5 mm套管下至4 007 m，封固断层下盘延长组，进入下盘纸坊组150 m左右；三开Ø215.9 mm钻头钻至设计完钻井深5 950 m，Ø177.8 mm套管下至3 760 m，3 760~5 947 m悬挂Ø139.7 mm套管(见图1)。

图  1  驿探1井设计井身结构

Figure 1.  Casing program of Well Yitan-1

为解决三开施工过程的井塌、井漏等复杂问题，变更设计井身结构为：一开Ø444.5 mm钻头钻至1 200 m，Ø339.7 mm套管下至1 200 m，封固断层上盘易漏层延长组；二开Ø311.1 mm钻头钻至3 679 m，Ø244.5 mm套管下至3 676 m；三开Ø215.9 mm钻头钻至设计完钻井深6 260 m，Ø177.8 mm套管下至3 500 m，3 500~6 257 m悬挂Ø139.7 mm套管，四开Ø152.4 mm钻头钻至6 630 m，4 600~6 627 m悬挂Ø114.3 mm尾管。

(1)地质构造复杂。宁夏吴忠－马家滩区块横跨走廊过渡带、银川地堑和西缘冲断带3个二级构造单元，西侧逆冲断裂发育，构造复杂。宁夏地区勘探开发时间短，区块地质情况处于认识阶段，实钻与预测地层偏差大，目的层压力预测误差大。

(3)地层倾角大，防斜打直控制难度大，部分地区地层倾角高达45°，钻井过程中井斜不易控制，防斜打直效率低。

(4)井漏频繁，防漏、堵漏难度大。井筒天然裂缝发育，石千峰组地层部分井段存在诱导裂缝，刘家沟组网状裂缝发育，钻进过程中频繁发生漏失。

(5)摩阻扭矩大、起下钻大段划眼、断钻具、卡钻频繁发生。吴忠－马家滩区块受逆冲推覆作用，地应力复杂^[1-2]，地层垮塌严重，井眼极不规则，刘家沟组缩径严重，断钻具、卡钻频繁发生。

驿探1井钻井实施过程中井下卡钻、井漏、井塌等复杂事故多，仅三开前2个井眼就发生井漏14次、卡钻9次、钻具失效11次。

在驿探1井表层施工中，断层上盘延长组地层岩性差异大、地层倾角大，同时因对上部地层的井眼轨迹及井身质量重视程度不够，造成井深1 300 m狗腿度7.07 (°)/30 m、1 375 m狗腿7.64 (°)/30 m，为后续施工扭矩大造成钻具疲劳损伤埋下隐患。

在钻至下部深地层时，随着钻具悬重增加，钻进扭矩变大。上部大狗腿度导致这一井段钻杆承受较大的拉伸应力和交变应力，导致钻具早期疲劳断裂失效。Ø244.5 mm技术套管下深3 680 m，管鞋处钻具空转扭矩11 kN·m，是同类型井的6倍。三开第1、2井眼进尺2 748 m，钻具失效11次，其中9次发生在1 250~1 400 m处。井深1 300 m附近套管内壁与钻具长时间摩擦，磨损厚度达6 mm。

驿探1井区域受逆冲推覆构造影响，地层间或层内不同岩性岩石物理特性、力学特性和地层孔隙压力异常等造成了层间或层内地应力分布的非均匀性。成像测井解释4 315~4 340 m井段最大水平主应力方向主要为北东东—南西西向；5 338~5 358 m井段最大水平主应力方向主要为北东—南西向。由此可见，驿探1井最大水平地应力方向为N50°~65°E。在取心进行Kaiser效应实验测试，建立驿探1井地应力剖面后，发现该井最大水平主应力与最小水平主应力比值在1.52~1.63之间，说明驿探1井水平地应力差异较大。研究表明，当最大水平主应力为第一主应力，且最大水平主应力与最小水平主应力比值超过1.5时，对井壁稳定很不利^[3]。

刘家沟、石千峰组等下部地层岩石受到上覆地层压力、水平地应力及地层孔隙压力的作用，在开钻前，地下岩层处于应力平衡状态。井眼钻开后，井内钻井液柱压力取代了所钻岩层原先对井壁的支撑，破坏了地层原有应力平衡，引起井眼周围应力重新分布，在水平应力差异较大的地层容易出现钻开地层即发生坍塌的情况，由此导致钻井过程扭矩波动大、卡钻时有发生。

针对驿探1井刘家沟、石千峰组的阻卡情况，在邻井忠5井进行了工程取心并开展了岩石力学分析，进行了18块岩样的室内强度实验，其中单轴抗压强度实验2块，三轴抗压强度实验5块，抗拉强度实验8块，浸泡钻井液的抗压强度实验2块，浸泡油基钻井液的抗压强度实验1块。

岩石力学测试结果分析见表1，结合驿探1井工程测井数据，发现驿探1井延长组地层泊松比随深度总体上呈减小趋势，抗压强度随深度总体上呈逐渐增大趋势，说明驿探1井地层随着深度增加，岩石强度在逐渐增大，岩石力学性质在逐渐增强。延长组地层抗压强度主要在20~40 MPa之间，属于软~中软地层；纸坊组地层抗压强度主要在25~35 MPa，属于软~中软地层；和尚沟组中上部地层抗压强度主要在20~40 MPa之间，属于软~中软地层，和尚沟组中下部地层20~30 MPa，属于软地层；刘家沟组上部地层抗压强度主要在70~100 MPa，属于中地层，刘家沟组中部地层抗压强度25~50 MPa，属于中软地层，刘家沟组下部地层抗压强度在100~150 MPa，属于中~中硬地层。

同时，从黏聚力变化趋势看，虽然随着井深增加，黏聚力总体上也呈逐渐增大趋势，但数值还是偏小。由此可见刘家沟、石千峰断层不整合存在破碎带，根据莫尔-库伦强度破坏准则，黏聚力小，则岩石发生破坏的剪应力也就越小，由剪切破坏而导致的井壁坍塌风险也就越高。

针对地应力异常井壁失稳、孔缝发育承压弱以及上部轨迹拐点造成的钻具摩阻扭矩大等钻井技术难点，开展了攻关，形成了高性能钻井液、套管防磨和韧性水泥护壁技术，确保了驿探1井顺利完钻。

针对上部狗腿超标问题，进行了4种钻具组合抗扭、应力、侧向力分析。组合1(原钻具)：Ø215.9 mmPDC+双母接头+Ø165 mm回压阀+Ø165 mm钻铤+Ø127 mm 加重钻杆×140 m+Ø127 mm S135钻杆×5 000 m；组合2：Ø215.9 mm PDC+双母接头+Ø165 mm回压阀+Ø165 mm钻铤+Ø127 mm加重钻杆×140 m+转换接头+Ø127 mm S135钻杆×3 000 m+转换接头+Ø139.7 mm S135钻杆×2 000 m；组合3：Ø215.9 mm PDC+双母接头+Ø165 mm回压阀+Ø165 mm钻铤+Ø127 mm加重钻杆×140 m+转换接头+Ø114.3 mm S135钻杆×2 000 m+转换接头+Ø127 mm S135钻杆×1 500 m+转换接头+Ø139.7 mm S135钻杆×1 500 m；组合4：Ø215.9 mm PDC+双母接头+Ø165 mm回压阀+Ø165 mm钻铤+Ø127 mm加重钻杆×140 m+转换接头+Ø114.3 mm S135钻杆×3 000 m+转换接头+Ø127 mm S135钻杆×1 000 m+转换接头+Ø139.7 mm S135钻杆×1 000 m。通过优化钻具组合，减轻下部钻具质量，提高钻具抗拉、抗扭能力(表2)。

由表2可知，4种钻具组合抗扭强度都在安全范围内，但钻具所受侧向力较大，为了降低钻具失效故障，优选钻具组合4的方案，将侧向力降至5 kN以下。

驿探1井受井眼狗腿度影响，1 300 m处原钻具侧向力出现峰值(图2)，造成套管内壁磨损严重。后续施工中使用套管防磨保护接头，降低对轨迹拐点处技术套管的磨损。在1 000~1 600 m井段使用防磨接头，避免因钻具侧向力引起技术套管提前磨损。每次下钻前对各防磨接头位置进行预测，下钻时做好调整，在1 000~1 250 m井段每2柱安放1支，1 250~1 450 m井段每柱安放1支，1 450~1 600 m井段安放3支，使套管易磨损位置得到最好保护。套管防磨接头每使用400 h进行一次探伤检查。

图  2  钻具侧向力分析

Figure 2.  Lateral force analysis of BHA

根据驿探1井钻遇地层特征，基于井下安全和降本增效的原则^[4-5]，在不同井段分别实施高性能水基钻井液与CQ-LEN全油基钻井液(表3)。

井眼1和井眼2使用水基钻井液(配方：0.15%烧碱+5%降滤失剂+4%封堵剂+3%流型调节剂+2%抗盐土+1%聚合物降滤失剂+7%页岩抑制剂+0.25%提切剂+加重剂)，完成进尺2 748 m。通过降低水基钻井液滤失、提高封堵护壁、增加密度等技术措施不能解除上部狗腿度、断层破碎带应力释放、塌漏矛盾等影响，卡钻及断钻具故障频繁，难以安全施工。

井眼3从3 676 m开始侧钻，使用CQ-LEM油基钻井液(配方：80%柴油+5%乳化剂+2%有机土+4%氯化钙+4%氢氧化钙+4%降滤失剂+3%增黏剂+2%提切剂+3%润湿剂+加重剂)，钻进至5822 m三开完钻。四开钻进至6 002 m井漏严重，为降低钻井液漏失量将CQ-LEM油基钻井液体系转换为水基钻井液。油基钻井液累计应用了2 326 m井段，共使用CQ-LEM油基钻井液4 907.5 m³。

油基钻井液密度安全窗口上限维持1.25 g/cm³并通过随钻堵漏逐步将钻井液密度缓慢提高，防止提钻井液密度过快压漏地层，在不影响钻井液流动性的前提下尽量多加随钻堵漏剂。精细化调整与维护钻井液“防塌性、流动性、封堵性”，钻井液油水比达到90%以上，漏斗黏度控制在80 s以内、6转读数不小于8、动切力不小于 4 Pa 、高温高压滤失量小于3 mL，使用不小于200目的振动筛筛布控制钻井液含砂量不高于0.3%。

应用CQ-LEM油基钻井液结合稠浆清扫、韧性水泥补壁等措施改善了以往复杂井段钻井液携砂困难的问题，提高了钻井液润滑性能，使得钻具上提摩阻减少200 kN，扭矩降低50%(图3)，钻具失效次数大幅度降低。断层下盘延长—和尚沟组应用CQ-LEM油基钻井液一定程度缓解了坍塌，但是刘家沟及以下地层采用CQ-LEM油基钻井液难以解决断层应力释放造成的垮塌。

图  3  水基钻井液与油基钻井液降摩减阻效果对比图

Figure 3.  Performance comparison of friction reduction between water-and oil-based drilling fluids

钻井过程中，钻遇复杂地层时，容易发生井壁失稳、剥落、渗漏等井下异常情况，深井、探井尤为突出^[6-8]。如不及时进行治理，演变成井壁垮塌，形成“大肚子”井眼，井径扩大率高达30%~55%，钻屑无法携带出井，造成沉砂卡钻；井筒中钻屑质量分数增加，循环压耗增大，渗漏速度增加；泥岩浸泡加剧，形成无法控制的周期性坍塌。

通过调整钻井液密度、黏度、抑制性等手段可以适度改善井壁垮塌，但无法改变已经形成的“大肚子”井眼，无法提高地层承压能力。采用高温韧性水泥可以达到封堵微裂缝、固壁防塌、重塑井眼等三重功效，大幅度降低井下复杂时效。驿探1井累计补壁13次，通过注韧性水泥填补“大肚子”或进入微裂缝填充黏结稳定破碎地层井壁，补壁后钻进扭矩减小、返砂正常。

补壁韧性水泥由40~500目多级配颗粒、3~12 mm水分散纤维、多晶型固化材料、稳定剂、降失水剂、缓凝剂等组分组成。其作用机理：(1)通过压差进入地层微裂缝/微孔隙等漏失通道封堵防漏，同时有拉伸镶嵌功能；(2)对“大肚子”井眼进行补壁，固化后重塑井眼，形成人造井壁，大幅度缩小井径扩大率，提高钻井液环空返速及携岩效率；(3)修补过的井壁通过韧性水泥形成一个压力缓冲带，使地层应力释放的能量得到缓冲抵消，消除硬脆性岩性崩落造成阻卡，从而稳定井壁。

采取钻进一段、注高温韧性水泥堵漏兼顾补壁一段的井筒处理原则，即“施工一井段、稳定一井段”。补壁井段选择明确的漏失段和大肚子井段；如果井下垮塌段过长，采取分段(注一段，起至安全井段，初凝后再注一段)注韧性水泥；采用小排量塞流顶替，确定合理的韧性水泥稠化时间；按三分之二韧性水泥浆进漏层、三分之一留井筒的效果设计。钻塞前候凝时间不低于72 h；钻塞使用冠部结构尖、深内锥、攻击能力强PDC钻头；钻塞要加大钻压快速钻进，避免定点循环，防止出现新井眼。

(1)深井施工严格把控质量关，特别是在大倾角地层，必须利用垂直钻井系统或预弯曲防斜钻具组合加强轨迹控制，避免狗腿给后期施工增加难度。

(2)高温韧性水泥补壁技术可用于稳定复杂地层井壁，并对微裂缝进行填充封堵，为解决破碎带地层因应力释放造成垮塌提供了新思路。

(3)从护壁、携砂、润滑性能上对比，油基钻井液优于水基钻井液；在应对地层应力释放造成的坍塌方面，油基钻井液相比水基钻井液，无明显优势。

(4)在复杂地层施工、优化井眼轨迹时，尽量减少钻具应力集中、弯曲应力、屈曲现象，同时需要简化钻具组合，应用整体墩粗式高强度钻具，提高钻具抗拉抗扭能力。