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渝西区块位于川中古隆平缓构造区东南部和川东南坳褶带西南段，整体表现为北东—南西向“堑垒相间”的构造特征，区内发育多个鼻状背斜，上奥陶统五峰组底共有构造圈闭11个，向斜圈闭7个。上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组是目前页岩气勘探开发的主要目标层系。主要地层为侏罗系沙溪庙组、自流井组，三叠系须家河组、飞仙关组，二叠系长兴组、龙潭组、栖霞组，志留系石牛栏组、龙马溪组和奥陶系五峰组和宝塔组。大足区块位于渝西大足区块北部，在区域构造上处于四川盆地川中平缓构造带和川南低陡构造带等两大构造带交界处，自北西向南东依次发育弥陀场向斜、西山背斜、蒲吕场向斜及西温泉背斜等4个构造[1-2]。
截至2021年4月，渝西大足区块开钻21口(评价井14口，先导试验井7口)，完钻15口，正钻井1口，获气井13口，其中获得工业气流井13口，累计产气量2.81×108 m3，揭示了该区块页岩气良好的勘探开发前景，标志着渝西大足区块深层页岩气勘探取得了战略性突破[3-5]。鉴于此，后续将布局足203H5、H7平台等多口超深、超长页岩气水平井，加大该区块的发开进度。然而，随着该区块井深和水平段不断增加，机械钻速慢、井眼轨迹控制难度大、井壁失稳垮塌、井底钻具振动大等技术难点突显。同时，该区块还存在储层埋藏深、地质构造复杂，铂金靶体厚度薄和地层温度高等特征，严重制约了安全高效钻井[6]。针对该区块超深、超长水平井钻井中存在的技术难点，制定了一系列安全高效的技术措施，确保后续施工的顺利进行。
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大足区块页岩气埋藏深，储层薄，目的层为龙马溪组，岩性灰黑色、黑色页岩夹碳质页岩且地质结构复杂，超深、超长水平井钻井主要存在以下技术难点。
(1)储层薄，铂金靶体厚度仅1.4~3.7 m，储层断层发育，倾角变化大，储层走向规律不易掌握。为了提高储层钻遇率，需要频繁调整井眼轨迹，井眼轨迹控制难度大[7]。
(2)该区块地层可钻性差，钻头磨损严重，钻井数量少，钻头选型不成熟，机械钻速低，严重影响了钻井时效。
(3)自留井组、龙潭组、茅口和栖霞组等地层易发生井壁坍塌、掉块严重。钻柱转速过高时，井壁失稳，易发生遇阻、挂卡和卡钻。同时，井深和水平段较长、地质条件复杂、井底温度偏高和钻具振动严重，常规定向工具难以满足要求，故障率高[8]。
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大足区块五峰组—龙马溪组埋深3 500~4 500 m。五峰组厚度为6.5~8.8 m，由黑色灰质页岩逐渐变为深棕色生物灰岩。龙马溪组地层下部多为深色页岩，往上颜色逐渐变浅，厚度200~530 m，自下而上分为龙一1亚段、龙一2亚段等2个亚段。龙一1亚段将其自下而上依次划分为龙一11、龙一12、龙一13、龙一14共4个小层，其中龙一11小层储能最高[9]。为了进一步评价渝西大足区块蒲吕场向斜埋深4 000~4 500 m龙马溪组—五峰组页岩气品质及产能情况，落实该区块的勘探和开发潜力，优化铂金水平段箱体的选择，将水平段箱体位置选取在五峰组底界以上5~8 m，对应龙一11小层4099.5~4 102.5 m优质页岩段，其箱体靶高3 m (上高1.3 m，下高1.7 m)，靶宽20 m，水平段轨迹线为4 101.0 m (垂深4 094.2 m)[10]。
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渝西大足区块地层具有多断层发育，倾角变化大，且储层断层发育，主要呈北东向展布。其中西②、西③、西⑦号断层起主控作用。西②号断层倾角70°~80°，落差100~620 m，该断层向上向下分别分割龙潭组和奥陶系龙马溪组。西③号断层规模大，延伸长，向东北方向延伸，倾角70°~80°，朝南东方向，该断层上下分别断开须家河组和奥陶系龙马溪组。西⑦号断层延伸方向北东向，倾角70°~80°，倾向北西[11-12]。依据该区块断层倾角和不同断层所处地层位置，优化井身剖面设计。以不同的井斜角从A靶点进入靶区，再依据地层特性，选择特定的方位角完成水平段施工，达到B靶点。如图1所示，足203H5-6要求以井斜角98.0°进入A点，进入A点后以其为原点，沿193.5°方向完成2 000 m水平段，图中红色线表示断层所处位置和倾角。
图 1 箱体剖面优化设计示意图
Figure 1. Schematic diagram of design optimization of the box profile
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页岩气储层易垮塌，不宜裸眼完钻。同时，根据多口施工井实钻统计可知大足区块在须家河、嘉陵江组井漏严重，韩家店至石牛栏组地层可钻性差，龙潭组掉块严重，易垮塌。针对以上问题，采取导眼+三开水平井的井身结构，如图2所示为足203H5-1井身结构设计图。导眼采用Ø660.4 mm钻头，下入Ø508 mm导管封隔地表窜漏及垮塌层；一开采用Ø406.4 mm钻头进入须家河组顶部垂厚10 m，表层套管下深至须家河组、嘉陵江组等易漏层底部，封隔上部复杂地层，确保套管鞋坐在硬地层上；二开采用Ø311.2 mm钻头钻进至龙马溪组顶部垂厚10 m，Ø244.5 mm技术套管下至龙马溪组浊积砂体底部，封隔复杂易垮塌地层[13-14]，为下步安全钻井创造条件。为精确描述储层，提高定向钻井效率，造斜段设计长度控制在200~300 m，水平井造斜段设计全角变化率12~15 (°)/30 m。造斜点选在龙马溪组上部井深3 956 m处；三开采用Ø215.9 mm钻头钻至出靶点完成水平井段。
图 2 井身结构优化设计
Figure 2. Design optimization of the casing program
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该区块采用了高造斜率旋转导向工具AutoTrak Curve (简称ATC)。该工具是贝克休斯公司专门针对超深页岩气复杂钻井推出的一款具有高造斜率、集推靠式和指向式于一体的复合型旋转导向系统[15]。与传统的旋转导向工具相比，ATC导向工具有以下优势：(1)缩短了推靠肋板与钻头的距离，其距离仅有0.46 m，使轨迹控制精度更高；(2)推靠肋板采用2个液压缸结构设计，使肋板推出模式多元化，可实现推靠式和指向式双重工作模式，同时双缸设计提高了肋板推出的速度，大幅度降低了定向辅助时间，钻速更高，可实现更快、更高的造斜率；(3)整体采用柔性钻具结构设计，减少了整体钻具的刚性，使系统造斜曲率半径小，允许更深的造斜点，最高造斜率可达到15 (°)/30 m，克服了常规旋转导向在页岩气段造斜率低的缺陷,同时柔性钻具能吸附钻井产生的振动波，降低因振动导致的故障率。
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渝西大足区块上部地层沙溪庙组垂厚986.45 m，以砂质泥岩、长石砂岩为主，含大量钙质结核，可钻性差。自流井组垂厚316.10 m，须家河组垂厚503.31 m，以黑色页岩、灰色泥质砂岩加杂石英砂岩为主，石英含量较高，研磨性强，机械钻速低。长兴组垂厚90.88 m，栖霞组垂厚107.99 m，两者以深灰褐色、灰色、灰褐色灰岩为主，夹杂灰黑色页岩，含燧石，岩性致密，钻头磨损严重，易崩齿；龙马溪组垂厚530.1 m，以黑色，灰黑色页岩为主，夹杂硅质页岩和混合质页岩，含碳质、硅质、黄铁矿，钻进时振动剧烈，钻头普适性差[16-17]。针对以上问题，根据钻遇地层及岩性特性、轨迹控制特点，开展钻头优选，提高机械钻速，形成本区块钻头选型。
针对自流井组至须家河组岩性特征，采用新型锥形辅助切削齿PDC钻头，将锥形齿犁削破岩方式和常规PDC齿剪切破岩方式相结合，提高了钻头的抗冲击性能。同时，采用螺旋刀翼和螺旋保径设计，优化切削齿的分布，增大钻头与井壁接触面积，提高钻头在非均质地层中的稳定性。既有常规PDC钻头破岩效率平稳的特点，又有锥形齿钻头破岩效率高、抗冲击性能强的特点，钻进非均质地层延长钻头使用寿命的同时，又能提高破岩效率[18]。
针对长兴组至栖霞组地层，优选江钻研制的抗冲击性牙轮齿与斧型复合切削齿相结合的混合型钻头，如图3a所示。采用大后倾角和大齿间距，优化切削齿设计，强化锥齿密度，比常规PDC钻头具有更强耐磨性和抗冲击性[19]。当进入龙马溪地层后，优先选用NOV-TK56五翼型固定切削齿钻头(见图3b)。该钻头采用增强型PDC固定切削齿，对刀翼高度和钻头本体进行优化设计，具有更强抗高温能力和抗研磨能力，特别针对页岩地层，提高切削带疏散效率。在高密度钻井液和地层倾角变化大的工况下，该钻头具有更好的导向性能，可最大化定向钻进效率[20]。
图 3 KSD1652FPTY钻头和NOV-TK56钻头
Figure 3. The KSD1652FPTY bit and NOV-TK56 bit
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Ø406.4 mm井眼直井段施工采用钟摆钻具组合，携带MWD仪器随钻测量，采取轻压吊打，适时调整钻进参数来控制井斜，保证直井段打直[21]。
定向段，由于目的层靶体厚度薄，定向造斜段短，造斜率高，为实现一次性入靶及“一趟钻”施工，采用“Ø215.9 mm PDC钻头+Ø172 mm高造斜率旋导工具+Ø127 mm无磁承压钻杆”钻具组合。利用高造斜率旋转导向系统，提高增斜率和井眼光滑度，利用地质导向跟踪地层，确保准确钻达目标层位，准确找到A靶点。
在大斜度井段及水平段钻进中，采用复合入窗、稳斜探顶的轨迹控制方式，复合钻进探储层。同时，采用旋转导向钻井技术，实现了一次性入靶。当水平段长度超过2 000 m时，上部地层常出现钻具转速过高，导致产生大量掉块，使井下钻具产生憋停等异常情况。该区块采用“Ø215.9 mm PDC钻头+Ø172 mm旋转导向+Ø127 mm无磁承压钻杆+Ø172 mm直螺杆”的钻具组合，通过直螺杆增加钻头的转速，可将顶驱转速从100~120 r/min降低至30~50 r/min，有效预防井壁失稳，保证上部井眼的稳定性，缓解上部井段掉块现象发生，达到提高机械钻速的目的。
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针对该区块超深超长水平井机械钻速低、钻井时效慢等问题，制定分地层、分水平段优化钻井参数的措施，达到安全钻井和控本提速的效果，如表1所示。同时，在水平段初期，采用转速80~100 r/min、排量30~35 L/s高转速、大排量激进参数钻进，提高机械钻速和水平段随钻携砂能力，保证井眼清洁。水平段中后期需以安全钻井为重，控制井下风险为主。此井段控时钻进，增加停钻循环次数和时间，间断使用重稠浆举砂，清洁井眼，保持钻压120~150 kN，转速100~120 r/min，排量不低于30 L/s，泵压32~35 MPa。由于水基钻井液会导致页岩层失稳，影响钻井安全，综合考虑井壁稳定、润滑防卡和携岩能力等因素，水平段优选抗高温油基钻井液体系，其配方为：基础油+1%~3%有机土+2%~3%主乳化剂+1%~2%辅乳化剂+1%~2%润湿剂+1%~2%生石灰+氯化钙溶液(25%~30%)+2%~4%降滤失剂+2%~4%封堵剂+0.5%~1%流型调节剂。同时，采用控压钻井技术降低钻井液密度，由设计值2.3 g/cm3降低至2.15 g/cm3，进一步提高机械钻速[22-23]。
表 1 钻井参数优化
Table 1. Optimization of drilling parameters
层位 井眼直径/mm 井段/m 钻井液密度/(g · cm−3) 钻压/kN 转速/(r · min−1) 排量/(L · s−1) 立管压力/MPa 沙溪庙组 660.4 0~50 1.02~1.05 10~60 60~70 ＞60 沙溪庙组—须家河组顶 406.4 50~1 230 1.07~1.45 ＞150 ＞80 ＞55 ＞5 须家河组—龙潭组 311.2 1 230~2 040 1.17~1.50 ＞150 ＞80 ＞55 ＞20 茅口组—栖霞组 311.2 2 040~3 710 1.77~1.85 ＞120 60~80 ＞55 ＞20 龙马溪组 215.9 3 710~7 320 1.85~2.15 120~150 100~120 30~35 32~35 -
针对该区块水平段过长，目的层地质复杂，井下钻具振动导致仪器故障频发等问题[23]，本井采用慢放缓压减振法有效降低了井下工具的振动。慢放缓压减振法是指钻柱下放距离井底30 cm的位置，稳定钻柱后再缓慢下放，尽可能使钻头缓慢地接触井底，尽量避免接触井底时由于过于激烈而发生不规则的旋转摆动。待钻具接触井底振动稳定后，再缓慢增加钻压至正常钻压进行钻进。慢放缓压法可在下放钻具开始时就尽可能消除钻柱不规则的旋转摆动，接触井底后使钻头与钻柱处于一个良好的旋转状态，从而减小振动。同时，利用NOV公司生产的TK56型钻头和ATC旋导工具的柔性钻具吸收振动波，进一步降低钻具振动。
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针对该地区高温环境，优化制定测温降温循环措施，当井温未超120 ℃时，每10柱测温一次；当井温超过120 ℃时，开启钻井液循环降温系统循环降温1 h，每5柱测温一次，降温5 ℃后继续下钻；当井温超过125 ℃后，尽量减少停泵等待时间，保证循环降温系统运转，控制温度上升速度，每1柱测温一次。同时，兼顾采用降低顶驱转速的方式进一步达到降温效果。
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足203H2-3井是渝西大足区块西山构造蒲吕场向斜足203H2平台一口超深超长页岩气水平井，该井采用四开设计，设计井深6 888 m，水平段长2 200 m。水平段箱体选择位于五峰组底界以上4.6~7.6 m，箱体靶高3 m，靶宽20 m，水平段轨迹线距箱体顶1.3 m，距箱体底1.7 m，在五峰组底界以上6.3 m。一开套管下至沙溪庙组，封隔地表窜漏及垮塌层；二开套管下至须家河组顶部，封隔上部可能存在的漏层、浅层气层和垮塌层；三开钻进至龙马溪组顶部垂厚10 m下入Ø244.5 mm技术套管，封隔易漏层、垮塌层；四开采用“直-增-稳-增-稳”的剖面设计，在井深4 068 m开始增斜入靶，水平段进入A靶点后，沿216°方向钻进。该井前三开井段，使用无线随钻测斜仪，采用大排量、高转速的钻进参数，配合使用导向钻具，优选钻头序列，特别在钻入栖霞组层位后，选择了江钻KSD1652FPTY钻头，实现了优质、快速、安全钻井。表2为该井不同地层的优选钻头序列的最高钻速和平均机械钻速统计。当钻进至3 710~3 826 m，最高机械钻速16.55 m/h，平均机械钻速5.95 m/h，单钻头进尺达308 m，突破本区块该地层单钻头进尺记录。四开水平段采用Ø215.9 mm PDC钻头+ATC+Ø127 mm无磁承压钻杆+Ø172 mm 螺杆+浮阀+Ø127 mm加重钻杆×3根+Ø165 mm 随钻震击器+Ø127 mm加重钻杆×5柱+钻杆的钻具组合，配合使用TK56-M1五翼型固定切削齿钻头，钻压80~150 kN，排量30~35 L/s，顶驱转速80~100 r/min。水平段平均机械钻速6.48 m/h，最高机械钻速达12.73 m/h，相比前期该区块施工井机械钻速提速36.52%。
表 2 优选钻头施工参数统计
Table 2. Statistics of bit selection and drilling parameters
地层类型 钻头选型 最高机械钻速/(m · h−1) 平均机械钻速/(m · h−1) 沙溪庙组 TS1689B、HS5193、DFS1905U 21.63 8.96 自流井组、须家河组 S1665JA、S146J1DRT、WS556LBS 22.45 7.72 长兴、龙潭组 SD6542BZ、SD6542BD、FS1605BU 11.89 4.56 茅口、栖霞组 KSD1652FPTY、MM55HD、MDS1716LUBPX 16.55 5.95 龙马溪组 TK56-M1、TK56-M4、TK56-Z1 12.73 6.48 应用以上关键技术措施，在渝西大足区块足201、足206等平台施工了多口超深、超长页岩气水平井，其中5口超6 000 m，水平段长度均超1 500 m。足203H1-1、H1-2、H1-3井，钻井周期分别为102、128、162 d，平均机械钻速4.12~5.50 m/h，较之前提高了28.27%。足203H2-1井实钻井深7 318 m，垂深4 306.84 m，水平段长2 852 m，优质页岩钻遇率达到82.8%，刷新中国页岩气单井最深纪录。
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(1)通过优选铂金箱体地层，依据地层倾角进行剖面设计，技术套管分封上部易塌地层，造斜点选取在龙马溪组上部，缩短造斜段等钻井设计，解决渝西大足区块超深、超长页岩气水平井施工储层薄、井壁失稳和掉块严重的难点。
(2)针对不同地层，分层优化钻头类型，利用锥形辅助切削齿PDC钻头和混合型钻头，提高钻头研磨性和机械钻速；配合使用高造斜率导向工具，提高造斜率，实现精确导向，确保渝西大足地区超深、超长水平井的高效施工。
(3)针对该区块水平段机械钻速慢难点，水平段前期利用高转速、大排量激进钻井参数增加钻速，后期采用控时钻进，优化钻井参数，控制井下风险。同时采用慢放缓压法等减振和开启降温设备，制定循环测温降温等措施，确保超长水平段的顺利完钻。
(4)为了降低该区块水平段长，钻井风险高，旋转导向工具施工成本高昂问题，可以开展近钻头与方位电阻率等仪器替代旋导的使用的研究，降低仪器灭失风险和钻井成本。
Drilling technology of ultra-deep ultra-long shale gas horizontal wells in Dazu, West Chongqing
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摘要: 为了解决渝西大足区块页岩气超深、超长水平井存在井眼轨迹控制难度大、机械转速低、钻柱振动较大且井温偏高等技术难点，优化了水平段铂金靶体的储层选择，将水平段箱体位置选取于五峰组底界以上5~8 m，依据断层倾角进行剖面设计；优化井身结构设计封隔易漏、易垮塌地层；利用高造斜率ATC旋转导向工具，匹配地层优化钻头选型，降低轨迹控制难度和提高钻进速度；采取分段优化钻具组合和钻井参数，优选油基钻井液确保井壁稳定性，降低钻井风险；利用慢放缓压减振法降低钻具振动和循环降温措施解决井温偏高难题。现场应用顺利完成了该区块多口超长超深水平井的施工，形成了渝西大足区块超深、超长页岩气水平井关键钻井技术，为该区块积累了超深超长页岩气水平井施工经验。Abstract: To deal with the technical challenges faced by the ultra-deep ultra-long shale gas horizontal drilling in the Dazu block of West Chongqing, such as high difficulty in well trajectory control, intensive drill vibration, and high downhole temperature, the reservoir selection for the horizontal well platinum target was optimized, the box range of the horizontal well was set as 5-8 m above the base of the Wufeng Formation, and the profile was designed in accordance with the fault dip angle. The casing program was improved to isolate layers prone to lost circulation or collapse. Moreover, the ATC rotary steerable system with high build-up rates, together with formation-adapted bits, was adopted to reduce difficulties in trajectory control and improve the penetration rate. The bottomhole assembly and drilling parameters were optimized in an interval-wise manner and the oil-based drilling fluid system was selected, in an attempt to ensure well stability and reduce drilling risks. At last, the slow-slacking approach was used to reduce the drill string vibration and extra cooling was deployed for drilling fluid circulation to deal with high formation temperature. Field applications of these techniques help to complete well construction of multiple ultra-deep ultra-long horizontal wells in this block and accumulate operation experience for ultra-deep ultra-long shale gas horizontal drilling. The key technology for ultra-deep ultra-long shale gas horizontal drilling in the Dazu block of West Chongqing has been formed.
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表 1 钻井参数优化
Table 1. Optimization of drilling parameters
层位 井眼直径/mm 井段/m 钻井液密度/(g · cm−3) 钻压/kN 转速/(r · min−1) 排量/(L · s−1) 立管压力/MPa 沙溪庙组 660.4 0~50 1.02~1.05 10~60 60~70 ＞60 沙溪庙组—须家河组顶 406.4 50~1 230 1.07~1.45 ＞150 ＞80 ＞55 ＞5 须家河组—龙潭组 311.2 1 230~2 040 1.17~1.50 ＞150 ＞80 ＞55 ＞20 茅口组—栖霞组 311.2 2 040~3 710 1.77~1.85 ＞120 60~80 ＞55 ＞20 龙马溪组 215.9 3 710~7 320 1.85~2.15 120~150 100~120 30~35 32~35 
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表 2 优选钻头施工参数统计
Table 2. Statistics of bit selection and drilling parameters
地层类型 钻头选型 最高机械钻速/(m · h−1) 平均机械钻速/(m · h−1) 沙溪庙组 TS1689B、HS5193、DFS1905U 21.63 8.96 自流井组、须家河组 S1665JA、S146J1DRT、WS556LBS 22.45 7.72 长兴、龙潭组 SD6542BZ、SD6542BD、FS1605BU 11.89 4.56 茅口、栖霞组 KSD1652FPTY、MM55HD、MDS1716LUBPX 16.55 5.95 龙马溪组 TK56-M1、TK56-M4、TK56-Z1 12.73 6.48
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