川西深層致密砂巖水平井鉆井提速技術

中圖分類號：TE254 文獻標識碼：A DOI：10.12473/CPM.202404060

Tang Tao，He Long，Ou Biao，et al.ROP Improving technologyfor horizontal well driling in deep tight sandstone inWestern Sichuan basin［J]. China Petroleum Machinery，2025，53（5）：30-38.

ROP Improving Technology for Horizontal Well Drilling in Deep Tight Sandstone in Western Sichuan Basin

Tang Tao ^1，2 He Long3Ou Biao1Yan Yancheng1Huang Hechun’Zhang Shengjun1Wang Pingquan2 （1.PetroleumEngineering TechnologyResearch Instute，Sinopec SouthwestOilamp;GasCompany；2.StateKeyLaboratoryofOilamp; Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University；3.Sinopec Southwest Oil amp; Gas Company）

Abstract：The Xujiahe Formation in western Sichuan Basin has abundant resources and is the main batlefield for increasing reserves and production，but the degree of reserve utilization is low.In this gas reservoir with complex geologicalconditions，horizontal welldrilling faces several challenges such as low build-up efficiencyof largesized wellbore，low rate of penetration（ROP），diffcult prevention ofcollsion and interwell interference in long vertical well section，wellbore stability，lost circulation and wellbore cleaning.Through researches on key technologiesincludinganti-incination，anti-colisionandanti-collision whilefastdrillingoflarge-sized wellbore ineasily inclined formations basedon pre-bending dynamics，ROP improvement in dificult-to-drillformations，real-time optimization of drilling parameters based on ROP sensitivityanalysis，geology-engineering integrated precise control of wellbore trajectory，driling fluidand lostcirculation control，and wellbore cleaning basedon theevaluationof friction during actual drilling，a ROP improving technology for horizontal well driling in tightsandstoneswas formed.This technology was successfully applied in two horizontal wells，with the drilling cycle reduced by （204號 65.7% ， the average ROP improved by 194% ，and a horizontal length up to 1 021m . The research results providetechnical support for the exploration and development of tight gas resources，and also provide reference for efficient and fast drilling of horizontal wells in tight sandstones in China.

Keywords： Xujiahe； tight sandstone；horizontal well；ROP improvement；driling parameter optimization; drilling fluid

0引言

須家河組氣藏分布廣，川西地區主要分布在新場、合興場-高廟子-豐谷、大邑、孝泉、洛帶、鴨子河、羅江等區塊[]。須家河組層系覆蓋多，T₃X²～T₃X⁵ 均有油氣顯示。川西須家河組探明儲量1773.02億 m³ ，保有三級儲量達8 588 億 m³ ，資源量豐富，是增儲上產的主要陣地。川西拗陷陸相碎屑巖地層經歷了早期致密化、7次構造運動、4次成藏變化，導致了須家河組二段致密砂巖氣藏高應力背景，且破壞了地層連續性和完整性，使得地層破碎、裂縫發育[2-5]。須家河組氣藏經歷多輪次開發，但由于氣藏埋藏深，氣水關系復雜，鉆井難度大，動用儲量僅132.91億 m³ ，探明儲量動用率僅 8.6% 。

為了致密砂巖氣藏高效開發，前人已經開展了大量研究，針對不同區塊形成了一系列的關鍵技術。范宇針對金秋氣田淺層致密砂巖面臨鉆井難點，開展了淺層三維水平井軌跡設計與控制技術和以強化參數為主的鉆井提速技術研究。慈浩然針對蘇里格氣田致密砂巖氣藏水平井大井眼鉆井面臨難點，依據各開次施工難點，開展了技術攻關，形成了鉆井技術系列，達到了提速提效目的。班和等8在分析吐哈油田深層致密油藏水平井鉆井難點基礎上，系統開展了致密砂巖地層井眼軌跡優化、井壁穩定鉆井液體系、抗高溫井下工具優選等研究，形成了深層水平井鉆井配套技術，取得了較好的應用效果。杜坤等9針對陜北神木氣田米38區塊致密砂巖氣藏水平段鉆井過程中，使用鉆井液體系中固相含量高，導致的井壁失穩、下鉆遇阻等難題，開展了關鍵處理劑優選，形成了無黏土低固相水基鉆井液體系，有效提升了神木氣田的開發效果。

川西須家河組氣藏鉆井經歷了4個階段的技術發展歷程，完鉆36口井，主要為直井和定向井，實現了打成井、打好井。為進一步高效開發須家河組致密砂巖氣藏，實施致密堅硬難鉆地層水平井開發試驗井，針對鉆井提速面臨難點，通過技術攻關，形成了致密砂巖水平井鉆井提速技術，并成功鉆成了2口水平井，為致密氣資源的勘探開發提供了技術支撐，也為國內致密砂巖水平井高效快速鉆進提供了借鑒，促進我國致密砂巖氣高效開發。

1地層特性及鉆井技術難點

1. 1 地層特性

川西須家河組氣藏位于四川盆地西部坳陷中北段，為NEE向大型構造隆起帶，總體呈中間高（中央隆起帶），南北低的構造特征，區域發育二、三、四、五、六級共5個級別斷層，其中四級斷裂為晚期近南北向控藏斷裂，儲層埋深平均約4800m，實鉆須家河組平均垂厚約 1985m ，巖性為黑色（粉砂質）頁巖與深灰色中、細砂巖及灰色粉砂巖不等厚～略等厚互層，其間夾礫巖層、煤層（線）。整體而言，川西地區由于多期次構造運動及沉積演化環境的變遷，地層巖性縱向交替變化，呈多套砂泥巖互層組合，其間夾雜砂礫巖層、煤層（線）。砂礫巖層頻繁發育，上部白堊系以淺地層普遍含礫，中下部遂寧組、千佛崖組、白田壩組（自流井組）、須家河組發育一定厚度含礫層；而煤層（線）主要發育在中下部須家河組地層。“大斷層要靠，小斷層要穿”的井位部署思路，導致部分井段鉆遇構造運動造成的破碎帶，地層巖石破碎，裂縫極其發育，易出現井壁失穩與井漏等復雜工況。

1.2 鉆井技術難點

根據川西須家河組地層工程地質特征，結合已鉆井的實鉆情況，水平井鉆井完井主要存在以下技術難點。

（1）須家河組測試巖樣礦物組成以石英、黏土礦物和方解石為主，石英礦物平均含量超過65% ，研磨性強。可鉆性級值在6＼～9級，目的層須二段壓人硬度達 2 000MPa ，地層可鉆性較差。地層巖石壓入硬度均值與巖石可鉆性級值如表1、表2所示。

（2）周邊鄰井多，長直井段防碰和防井間干擾影響提速。如新 x 井同井場有3口定向井，并且井場周邊鄰井較多， 1 000m 范圍內有完鉆井44口，蓬萊鎮組和沙溪廟組作為區域內的主力生產層，已開采多年，存在井眼相碰和井間干擾的風險。

表1壓入硬度試驗數據

表2須家河組巖石可鉆性級值計算統計結果表

（3）天然裂縫發育、裂縫開啟性好，噴漏同存現象頻繁。須家河組氣藏斷層形成時間較晚，高角度和斜交天然裂縫發育，斷層旁天然裂縫開啟性好，裂縫滲透率高。若鉆遇裂縫型氣層，井筒氣侵量大，前期井噴風險高，后期隨著鉆井液與天然氣重力置換，鉆井液侵入地層，井筒壓力逐漸下降，井漏風險逐步升高，易發生噴漏同存現象。

（4）部分井處于斷層夾持區，地層破碎，易塌易漏。須家河組氣藏部分井區斷層異常發育，穿小斷層井獲高產概率更高，部署井被多條斷層夾持。新場地區F8斷裂帶斷層規模大（斷距達125m，延伸長度 7.64km ），中部與多條EW向斷裂相交切割形成復雜斷塊，地層破碎，裂縫發育，鉆井易塌易漏。

（5）不同方位鉆井巖石骨架應力差異大。同方位鉆井巖石骨架應力差異大（骨架應力差達35.5% ），沿水平最小主應力方向鉆進，鉆具接觸面積大，摩擦阻力大，鉆壓、扭矩效率更低，且井底巖石骨架應力高，破巖難度更大。

2 水平井安全高效鉆井關鍵技術

針對川西須家河組氣藏鉆井技術難點及現狀，開展了易斜地層大尺寸井眼預彎曲動力學防斜防碰打快、難鉆地層提速、基于鉆速敏感性分析的鉆井參數實時優化、地質工程一體化軌跡精準控制、鉆井液及防漏堵漏、基于實鉆摩阻變化趨勢評價的井眼清潔等技術攻關研究，形成了川西致密砂巖水平井鉆并提速技術，達到了鉆井提速提效的目的。

2.1大尺寸井眼預彎曲動力學防斜防碰打快技術

針對上部地層軟硬交錯、側向力大、易井斜的問題，現有成熟技術主要有PowerV、VertiTrak等垂直鉆井技術[10-12]，雖然效果好，但是鉆井成本較高。因此，亟需探索一種高效、低成本的防斜打快技術。應用預彎曲動力學原理，優化鉆具穩定器大小和安放位置，利用鉆具組合在井眼中的渦動特征，在鉆頭上形成一個遠大于鐘擺降斜力的防斜力，充分釋放鉆井參數，達到防斜打快的目的。通過鉆柱靜力學和動力學分析，結合地層傾角、各向異性等計算單彎螺桿鉆具組合在鉆井過程中的變井斜力，綜合得到鉆頭處的有效側向力。圖1為預彎曲鉆具與常規吊打鉆具組合鉆頭降斜力對比。

從圖1可以看出，預彎曲動力鉆具的鉆頭降斜力明顯大于輕壓吊打鉆具組合，螺桿彎角越大，降斜力增加幅度越大，有較好的防斜打快效果。結合該區域地層自然造斜規律分析，建議地層傾角小于25^° ，軟硬交錯指數（各向異性指數）小于3，地層造斜力為 6～8kN 時，地層可采用預彎曲防斜糾斜組合，螺桿角度 0.75^°～1.00^° 。通過以上研究并結合目前川西實鉆直井段鉆具組合使用情況，設計預彎曲鉆具組合如下。一開： _∞444.5mm 鉆頭 + 單彎螺桿（ _∞438.0mm 扶正器） + _6241.3mm 短鉆（ 3m ） 扶正器;二開： ?311.2mm 鉆頭 螺桿（ o308.0mm 扶正器） 短鉆（ 2.5～3.0m ） +β310.0mm 扶正器。一開進尺 2304m ，平均機械鉆速 12.26m/h ，最大井斜 0.78^° ，安全鉆過與同井場3口鄰井的防碰風險井段。該技術滿足區域內防斜需求，能夠實現低成本高效防斜。

2.2 難鉆地層提速技術

2.2.1強非均質性難鉆地層鉆速影響因素

統計須三段地層砂巖和頁巖呈互層分布，如圖2所示。2種巖性的抗壓強度差異導致地層軟硬交錯，在交界面處沖擊指數高[13-15]，對鉆頭破壞大。結合已鉆井鉆頭使用情況，為一體化提速提供基礎。數值模擬結果如圖3所示，開展基于鉆進方向與地應力夾角差異的地質環境分析，明確了不同方向對骨架應力的影響。不同鉆進方位井底巖石骨架應力見表3。

2.2.2 鉆頭鉆具一體化技術

針對須五段-須四段地層砂巖和頁巖互層可鉆性差的特點，研選“鋒”系列非均質地層高效切削PDC鉆頭。“斧形齒”犁削破巖PDC鉆頭如圖4所示。斧形齒比平面齒減小 15% 的切削阻力；“錐形齒”顯著減輕了鉆頭的側向及軸向震動，破巖效率提升 30% ；“三棱齒”增強抗沖擊能力，在同等條件進尺條件下提高 35%～45% 。

須二段地層以砂巖為主，均質性較好，但石英含量高且壓實強度高，平均可達 27% 。磨蝕試驗表明須二段屬于強磨蝕地層，針對常規PDC鉆頭吃入性差的問題，選用KPM1642混合鉆頭，如圖5所示。

優化軸承關鍵結構，減小軸承應力，將軸承壽命延長至 120h 以上、承載能力提升 32.5% ；鼻肩部過渡區域采用防環磨（ARO）設計技術，有效增強鉆頭保徑能力和綜合性能。同時，強化了保徑齒孕鑲材料，增強鉆頭的外徑耐磨能力。混合鉆頭利用牙輪齒的沖擊壓入作用和PDC齒的剪切作用，提升難鉆地層中的破巖效率[16-18]，備用6刀翼13mm 齒鉆頭，現場應用單趟進尺突破 120m ，機械鉆速達到 2m/h 。

基于破巖扭矩和使用壽命匹配等壁厚低速大扭矩螺桿鉆具，最大輸出扭矩 36847N?m ，增強鉆頭對硬地層的吃入能力和穿夾層的能力，一趟鉆鉆穿須四段，進尺 616m ，平均機械鉆速 4.95m/h ，比鄰井同尺寸井眼提速1.5倍。

2.3基于鉆速敏感性分析的鉆井參數實時優化技術

構建鉆前-鉆中-鉆后全過程鉆井參數優化模式，利用模擬軟件建立鉆井參數計算模型，確定各井段最適宜的鉆井參數，鉆進過程中根據鉆時變化情況，對機械鉆速的敏感參數進行實時優化調整

在 3849.5～3908.5m 井段，優化前：排量40L/s ，轉速 80r/min ，鉆壓 130kN ，機械鉆速3.4m/h 。通過系統鉆井參數優化模塊分析（見圖6），130kN 鉆壓并不是最優鉆壓，降鉆壓至 110kN 可降低機械比能從而提高機械鉆速。結合鉆壓敏感性測試結果，鉆壓 130kN 和鉆壓 110kN 相比，鉆頭每轉的切削深度反而更淺，說明鉆頭做功部分耗散在黏滑或渦動等震動上，根據參數優化模塊推薦參數，能有效降低井下能量耗散從而提高機械鉆速。通過實時鉆井參數調整優化，機械鉆速由 3.4m/h 提升至 10.0m/h 。針對須三段砂巖硅質含量高、研磨性強的特點，三開第4趟鉆優化參數為：頁巖鉆壓 100～120kN 、轉速 75～80r/min ；砂巖鉆壓70～90kN 、轉速 60～70r/min ，這樣可避免鉆頭的過早損壞，有效延長鉆頭使用壽命，進尺由前2只的 55m 增加至 162m ，安全鉆過強研磨性地層

2.4地質工程一體化軌跡精準控制高效定向技術

攻關形成了“地質導向 + 元素錄井 + 物探隨鉆跟蹤優化 + 定向控制”四位一體導向模式。軌跡控制思路：精確識別、逐步逼近、及時調整。通過方位伽馬、雙測向電阻率、元素錄井、常規錄井（氣測、薄片）變化特征分析，地震實時深度校正，實現實時監控，及時調整軌道，確保順利著陸。分析隨鉆方位伽馬、電阻率及元素含量，控制井軌跡與地層最小夾角鉆進。優選多個一級控制點，明確各控制點特征參數范圍，實時標定計算靶點深度，優化軌跡。設靶窗上下預警界面，若上下穿出該界面則應加大回調力度。鉆遇控制點預測見表4。

表4鉆遇控制點預測表

通過優選頂驅扭擺減阻系統（系統界面如圖7所示），降低滑動鉆進中的鉆柱摩阻，增加鉆頭處的有效鉆壓，大幅提高造斜段滑動鉆進效率，配合水力振蕩器，降低調整軌跡難度。同時基于雙穩定器鉆具組合力學模型，迭代升級“PDC 鉆頭 + 單彎無扶螺桿 + 穩定器 + 電阻率 + 方位伽馬”的高效定向技術。堅持現場地質導向與后方技術支持一體化運作，形成了 24h 溝通監管、評價分析、指令決策機制；基于BHA力學性能預測調整導向策略，造斜-水平段前段使用旋導鉆進，后段使用螺桿 + MWD控制軌跡，復合鉆進率達 95% ，保障軌跡平滑和地質目標的實現。

2.5 鉆井液及防漏堵漏技術

2.5.1 鉆井液技術

須二段水平段鉆速低，夾雜煤層等復雜結構的地層在高密度鉆井液長時間浸泡下，易出現井壁不穩定、掉塊[19-24]，增大了鉆具摩阻，對鉆井液的性能也提出了更高要求。以白油為基礎油，研選多種封堵防塌材料復配增強封堵能力，優化鉆井液失水造壁性，確保泥餅薄而堅韌；控制合理密度保持足夠的液柱支撐能力，采用低黏高切維護思路，降低環空ECD，避免由于壓力激動而導致漏失。

井壁失穩對策： 3%～5% 納米-亞微米級封堵劑（成膜封堵劑FDM-1、納微米級封堵劑、廣譜性超細碳酸鈣），維護鉆井液具有優良的封堵防塌性能，及時封堵微裂縫及破碎地層。為了評價該體系對微裂縫封堵的能力，封堵試驗采用的陶瓷片孔徑規格為 50μm ，測試條件： 80^°C ， 3.5MPa ，30min ，檢測介質3#白油。試驗流程： ① 采用新8-5H井油基鉆井液， 50μm 孔徑陶瓷片在 80^°C 、3.5MPa 試驗條件下濾失 30min ； ② 倒出油基鉆井液，留下陶瓷片和泥餅，裝入3#白油，測定在80C ， 3.5MPa 下 30min 濾失量。試驗結果為 0.5h 內濾失量為0，說明該體系封堵性較好。同時控制鉆井液高溫高壓失水 lt;2mL ，減輕鉆井液對地層浸泡作用。三開裸眼段長 1 519m ，下鉆摩阻 lt;100 kN，重漿攜砂返出少量掉塊，井壁穩定可控，

2.5.2 防漏堵漏技術

須家河組地層斷層與裂縫發育帶，發生井漏概率高[25-28]。鉆遇井漏優先使用橋漿堵漏，橋漿專項堵漏一次無效，調整使用固結堵漏技術，縮短井漏處理時間。研選與裂縫尺寸相匹配可酸溶的多功能材料，優化了多功能固結堵漏體系配方，攻關形成了多功能固結堵漏技術。室內試驗結果表明：固結體抗壓強度 14.6MPa ，酸溶率91.45，稠化時間4～15h 可調，一次堵漏成功率提高 45.18% ，單井復雜損失時間縮短 80.66% 。新 井井深為5269～5325m ，發生井漏，4次橋漿堵漏未能徹底解決，多功能固結堵漏后，一次堵漏成功。

2.6基于實鉆摩阻變化趨勢評價的井眼清潔技術

以Landmark工程設計軟件為基礎，建立鉆柱懸重模型。根據現場實測起下鉆具懸重值反演摩阻系數，通過摩阻系數的變化趨勢實現對井眼清潔程度的定量評價。結合井眼系數 γ 計算，確定井眼清潔的最優轉速，見表5。

表5不同井眼系數井眼清潔對轉速的要求

在鉆井、劃眼、倒劃眼等工況下，根據實時鉆井液流變性能，結合環空返速、流場形態等確定井眼清潔所需最小循環時間、排量、鉆井液流變性等。X井水平段井眼清潔參數推薦見表6。按照推薦參數，再確定重點清潔井段 4 400～4 950m 進行倒劃清砂，清砂完成后，摩阻系數降低了 85% ！并且套管一次性順利下人到位。

表6×井水平段井眼清潔參數推薦

3 應用情況

2023年，川西須家河組氣藏應用上述水平井鉆井提速技術鉆完2口水平井，實現了一開1趟鉆（一開1趟鉆鉆至中完井深 2506m ，平均機械鉆速12.26m/h ，創四川盆地 θ444.5mm 井眼機械鉆速最高、單只鉆頭進尺最長紀錄），二開2趟鉆（二開2趟鉆鉆至井深 4141m 中完，創工區二開井段趟數最少、單趟鉆進尺最長紀錄）目標，全面刷新了川西須二段水平井鉆完井技術指標。圖8為應用提速技術后完井周期對比柱狀圖。由圖8可知，采用提速技術后，較前期鉆井周期縮短 65.7% 。圖9為應用提速技術后機械鉆速對比柱狀圖。由圖9可知，平均機械鉆速提高 194% ，水平段實現最長 1021m ，為致密砂巖氣藏高效開發提供了支持。

4結論與建議

（1）針對川西須家河組氣藏鉆井技術難點及技術現狀，開展了易斜地層大尺寸井眼預彎曲動力學防斜防碰打快、難鉆地層提速、基于鉆速敏感性分析的鉆井參數實時優化、地質工程一體化軌跡精準控制、鉆井液及防漏堵漏、基于實鉆摩阻變化趨勢評價的井眼清潔等技術攻關研究，形成了致密砂巖水平井鉆井提速技術，達到了鉆井提速提效的目的。

（2）現場應用結果表明，形成的致密砂巖水平井鉆井提速技術克服了致密砂巖水平井的鉆井提速技術難點，并成功應用2口水平井，為致密氣資源的勘探開發提供了技術支撐，也為國內致密砂巖水平井高效快速鉆進提供了借鑒。

（3）受地質條件影響，目前水平井提速技術還存在不足，建議進一步開展強研磨地層提速、提高大尺寸井眼斜井段造斜效率、超深長水平段安全鉆井等技術攻關研究，形成完善的致密砂巖水平井鉆井提速技術體系，實現水平井鉆井提速提效，推動致密砂巖氣藏資源的高效開發。

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第一作者簡介：唐濤，工程師，生于1987年，2022年畢業于西南石油大學油氣井工程專業，現從事鉆井工程鉆井液技術相關研究工作。地址：（618000）四川省德陽市。email： tangtao_swpu@ yeah. net。

收稿日期：2024-04-18 修改稿收到日期：2024-07-17（本文編輯南麗華）