當陽復(fù)向斜荊門探區(qū)頁巖氣鉆完井技術(shù)

劉　琎,杜建平,彭云暉,周　志

(中國石油浙江油田分公司，浙江杭州310023)

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當陽復(fù)向斜荊門探區(qū)頁巖氣鉆完井技術(shù)

劉琎,杜建平,彭云暉,周志

(中國石油浙江油田分公司，浙江杭州310023)

摘要：荊門探區(qū)志留系可鉆性差、水平應(yīng)力差大、天然裂縫發(fā)育，導(dǎo)致鉆井過程中的機械鉆速緩慢、井壁失穩(wěn)垮塌、長井段反復(fù)漏失、固井難度大。針對以上鉆完井難點，通過優(yōu)化鉆頭選型和渦輪鉆井技術(shù)取得80%以上的提速效果。通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)降低三開井段的鉆井復(fù)雜性；通過優(yōu)化鉆井液體系、提高鉆井液密度、增強封堵抑制性等方法優(yōu)化鉆井液性能，打高黏段塞凈化井眼；針對性地制訂隨鉆堵漏、靜止堵漏、承壓堵漏、水泥封堵堵漏等多方面技術(shù)對策，共同提升了井壁穩(wěn)定性，抑制了反復(fù)漏失，保障了兩口頁巖氣井順利完鉆。通過優(yōu)化固井設(shè)計、固井前承壓堵漏、模擬鉆具通井、使用泥餅固化技術(shù)等方法保障了易漏失、不規(guī)則井眼的良好固井質(zhì)量。該區(qū)鉆完井的成功經(jīng)驗對易垮塌、易漏失的頁巖氣井鉆井及復(fù)雜井眼的固井都具有較好的借鑒意義。

關(guān)鍵詞:頁巖氣；鉆井；井壁失穩(wěn)；井漏；固井

2009年以來，中國石油天然氣集團公司(簡稱中國石油)以長寧、威遠、昭通等區(qū)塊為重點，開展了頁巖氣地質(zhì)調(diào)查、資料井鉆探、地震數(shù)據(jù)采集、評價井鉆探和壓裂試氣等工作；并于2014年開始，在長寧、威遠、昭通等頁巖氣示范區(qū)進行產(chǎn)能建設(shè)。為積極響應(yīng)國家能源局“總結(jié)推廣中石化涪陵示范區(qū)經(jīng)驗，加快頁巖氣示范區(qū)建設(shè)，力爭在川渝地區(qū)加快勘探開發(fā)步伐，在湘鄂、云貴和蘇皖等地區(qū)取得突破 ” 的能源工作指導(dǎo)意見，中國石油在中揚子地區(qū)江漢盆地當陽復(fù)向斜荊門探區(qū)部署了J1井和J2井，鉆探目的：一是，為探明下志留統(tǒng)龍馬溪組—上奧陶統(tǒng)五峰組頁巖氣含氣性，評價頁巖儲層產(chǎn)能潛力，落實頁巖氣“甜點”區(qū)；二是，為獲取主要目的層地層、巖礦、巖石力學(xué)、地球化學(xué)、儲層和地球物理參數(shù)，為計算頁巖氣資源量、評價頁巖氣勘探開發(fā)前景提供詳實依據(jù)。鉆探結(jié)果證實，該區(qū)塊的頁巖氣具有一定的資源潛力，勘探開發(fā)前景良好。

目前國內(nèi)進行頁巖氣產(chǎn)能建設(shè)的涪陵、長寧、威遠、昭通等示范區(qū)均位于上揚子地區(qū)的四川盆地，而J1井和J2井地處中揚子地區(qū)江漢盆地，與上述頁巖氣示范區(qū)在地層、構(gòu)造、沉積等方面均存在一定差異，存在著可鉆性差、井壁穩(wěn)定差、井漏、固井難度大等鉆完井技術(shù)難點。本文通過分析技術(shù)難點的形成原因，提出相應(yīng)的技術(shù)對策，為該區(qū)后續(xù)頁巖氣鉆完井提供重要指導(dǎo)，也為國內(nèi)相似區(qū)塊的頁巖氣鉆完井提供借鑒。

1 研究區(qū)頁巖氣地質(zhì)概況

中國南方中揚子地區(qū)經(jīng)歷了復(fù)雜的構(gòu)造—沉積演化歷史，中揚子地區(qū)盆地經(jīng)歷了元古代板塊陸核發(fā)展演化與克拉通盆地基底的形成、早古生代揚子碳酸鹽巖臺地與江南—雪峰被動大陸邊緣和欠補償洋盆的演化、晚奧陶世—志留紀加里東造山運動與揚子前陸盆地的形成、晚古生代揚子克拉通及周緣盆地的發(fā)展、中晚三疊世洋陸轉(zhuǎn)換與印支—早燕山造山運動、中—新生代的盆山演化與強烈改造等6個主要的大地構(gòu)造演化階段。

當陽復(fù)向斜主體位于中揚子地區(qū)江漢盆地，是在晚元古代變質(zhì)基底上發(fā)育的多期南方海相疊加盆地的一部分。不同時期發(fā)育不同類型的盆地，震旦紀—早奧陶世發(fā)育被動大陸邊緣盆地、中晚奧陶世—志留紀為前陸盆地、泥盆紀—中三疊世為克拉通坳陷盆地，晚三疊世—侏羅紀為前陸盆地及白堊紀—新近紀為陸內(nèi)斷陷盆地，不同時代沉積盆地的發(fā)展都以早期廣泛沉降和海侵開始，以晚期大規(guī)模的隆升海退而萎縮、消亡，縱向上具有多旋回沉積的特點[1-2]。

從目前地震發(fā)現(xiàn)的構(gòu)造分析，當陽復(fù)向斜與逆沖推覆構(gòu)造存在成因聯(lián)系，研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造主要形成于早燕山末期的寧鎮(zhèn)運動。在北部秦嶺海槽關(guān)閉，南部江南隆起造山形成南北對沖的巨大擠壓力和西部黃陵背斜砥柱反作用力的聯(lián)合作用下，地層沿塑性層滑脫、推覆的同時，褶皺也相伴而生。研究區(qū)內(nèi)存在下、中、上3套滑脫層，自下而上依次為前震旦系板溪群—冷家溪群低阻淺變質(zhì)巖滑脫層、志留系低阻低速砂泥巖滑脫層及下三疊統(tǒng)膏巖層—侏羅系砂泥巖滑脫層。地層沿中、上滑脫層推覆形成不同規(guī)模的推覆構(gòu)造及各種構(gòu)造樣式。

現(xiàn)今當陽復(fù)向斜及鄰區(qū)隆、凹相間的構(gòu)造格架是歷次構(gòu)造運動疊加的結(jié)果，在晚元古代變質(zhì)巖基底上發(fā)育震旦系—下三疊統(tǒng)淺海碳酸鹽巖及碎屑巖，厚達6000～7000m，除泥盆系、石炭系發(fā)育不全外，其余層系發(fā)育良好，中三疊統(tǒng)為海陸過渡相碎屑巖沉積，上三疊統(tǒng)—侏羅系為湖泊相砂泥巖沉積，出露地層主要是二疊系及下三疊統(tǒng)。

當陽復(fù)向斜西側(cè)隆起為黃陵—神農(nóng)架背斜，東側(cè)隆起為樂鄉(xiāng)關(guān)復(fù)向斜，呈近南北向展布。荊門區(qū)塊內(nèi)由西向東可劃分為宜昌斜坡、峽口—遠安背斜帶、巡檢—溪前向斜帶、龍坪—肖堰—栗溪背斜帶4個次級構(gòu)造單元。

J1井和J2井位于巡檢—溪前向斜帶西翼的中部，兩口井自上而下鉆遇地層為三疊系九里崗組、巴東組、嘉陵江組、大冶組；二疊系樂平組、茅口組、棲霞組、馬鞍組；石炭系黃龍組；志留系紗帽組、羅惹坪組、龍馬溪組；奧陶系五峰組、臨湘組。目的層系為龍馬溪組—五峰組，龍馬溪組上部巖性為灰色泥巖夾粉砂質(zhì)泥巖、頁巖，下部為黑色、深灰色、黑灰色泥巖，含碳質(zhì)泥頁巖、頁巖；五峰組巖性為黑色碳質(zhì)泥巖、深灰色灰質(zhì)泥巖。

2 鉆完井技術(shù)難點分析

J1井完鉆井深為4165m，完鉆層位為上奧陶統(tǒng)臨湘組，取心51.06m，使用鉆頭45只，平均機械鉆速為1.37m/h，鉆井周期為234天。J2井完鉆井深為3200m，完鉆層位為上奧陶統(tǒng)臨湘組，取心97m，使用鉆頭15只，平均機械鉆速為2.46m/h，鉆井周期為123天。兩井均為三開直井，井身結(jié)構(gòu)類似(圖1)，鉆遇地層層序及厚度基本吻合，因開鉆層位不同，完鉆井深有近1000m差異。荊門探區(qū)與國內(nèi)其他頁巖氣區(qū)塊鉆完井技術(shù)難點的差異[3-7]主要體現(xiàn)在志留系層段，影響因素包括鉆遇新地層、水平應(yīng)力差大、天然裂縫發(fā)育等3方面。

2.1 鉆遇新地層

國內(nèi)頁巖氣示范區(qū)均位于上揚子地區(qū)四川盆地，缺失上志留統(tǒng)。荊門區(qū)塊位于中揚子地區(qū)江漢盆地當陽復(fù)向斜，因構(gòu)造沉積環(huán)境差異，上志留統(tǒng)存在紗帽組(表1)，紗帽組主要巖性為灰綠色—黃綠色粉砂巖、細砂巖、夾砂質(zhì)頁巖，石英含量較高且含一定量黃鐵礦，碎屑顆粒間為近鑲嵌狀接觸膠結(jié)，可鉆性差。

表1　國內(nèi)頁巖氣區(qū)塊志留系地層對比表

注：各層位厚度為區(qū)域代表性井的鉆遇厚度。

J1井和J2井在鉆進紗帽組時，因可鉆性差，嚴重降低了機械鉆速。J1井在紗帽組鉆進過程由PDC鉆頭轉(zhuǎn)換成牙輪鉆頭，但多個牙輪鉆頭在鉆進過程中出現(xiàn)嚴重崩齒損壞，甚至單只鉆頭進尺僅為3.01m，機械鉆速僅為0.23m/h。

2.2 水平應(yīng)力差大

荊門地區(qū)龍馬溪組處于擠壓背景的斜坡帶，喜馬拉雅期走滑影響十分強烈，水平應(yīng)力差大，構(gòu)造應(yīng)力強。

根據(jù)J2井龍馬溪組底部優(yōu)質(zhì)頁巖段取獲巖心三軸應(yīng)力實驗數(shù)據(jù)(表2)，地層最大水平主應(yīng)力>上覆壓力>最小水平主應(yīng)力，最大、最小水平主應(yīng)力相差50MPa左右。

表2　J2井三軸應(yīng)力實驗結(jié)果表

SLB(斯倫貝謝)利用SonicScanner(聲波掃描)測量結(jié)果，計算靜楊氏模量、靜泊松比、抗壓強度、抗拉強度等巖石力學(xué)參數(shù)，計算出龍馬溪組底部優(yōu)質(zhì)頁巖段的最大、最小水平主應(yīng)力差在30MPa左右(表3)。

表3　J1 井和J2井頁巖段巖石力學(xué)及地應(yīng)力參數(shù)表

實驗室評價數(shù)據(jù)與測井解釋數(shù)據(jù)有一定的差別，鑒于實驗室測試對象為單塊巖心，且數(shù)據(jù)可能有誤差，參考其他頁巖氣區(qū)塊井的應(yīng)力情況，認為測井計算的應(yīng)力數(shù)據(jù)更為準確。

表4顯示，與國內(nèi)其他頁巖氣區(qū)塊對比，荊門區(qū)塊的水平應(yīng)力差最大。

表4　國內(nèi)頁巖氣區(qū)塊水平應(yīng)力差對比表

2.3 天然裂縫發(fā)育

SLB的FMI成像測井結(jié)合巖心觀察分析，志留系天然裂縫十分發(fā)育，發(fā)育高角度縫、斜交縫和水平層理縫等各種裂縫，裂縫發(fā)育呈多期次、多組系特征。

2.3.1 FMI測井解釋裂縫發(fā)育情況

根據(jù)FMI測井解釋，J2井3112～3120m發(fā)育6條高導(dǎo)縫，3129～3130m發(fā)育1條高導(dǎo)縫。該段裂縫寬度及裂縫孔隙度較高，其余層段可見高阻縫及縫合線。

2.3.2 巖心觀察裂縫

巖性觀察發(fā)現(xiàn)，J2井裂縫發(fā)育呈多期次、多組系特征，不同方向裂縫相交(表5)，發(fā)育高角度縫(與巖心夾角大于70°)、斜交縫(巖心夾角為20°～70°)和水平層理縫3種產(chǎn)狀的裂縫，未充填縫、半充填縫、充填縫都有出現(xiàn)。在3110～3128m井段發(fā)現(xiàn)6條縫長為0.4～1.1m的未充填高角度縫，縫長小于20cm的小型縫大量發(fā)育。

表5　J2井巖心裂縫統(tǒng)計表

高角度縫以未充填為主，斜交縫、小型縫以充填、半充填為主。部分裂縫相互切割，形成復(fù)雜的網(wǎng)狀縫體系(圖2)。

2.4 井下復(fù)雜和固井困難

水平應(yīng)力差大和天然裂縫共同作用使得本地區(qū)的井壁穩(wěn)定性差、地層承壓能力弱，造成了兩口井鉆井過程中同一地層對應(yīng)井段均出現(xiàn)嚴重的井壁垮塌和反復(fù)井漏，完鉆后該井段井眼軌跡極不規(guī)則，固井難度大。

2.4.1 井壁垮塌和反復(fù)漏失

兩口井的井壁穩(wěn)定性差，安全鉆井密度窗口非常窄。根據(jù)SLB測井結(jié)果計算，J1井三開的坍塌壓力梯度范圍為1.25～1.81g/cm3，漏失壓力梯度范圍為1.41～2.43g/cm3，先天不足的安全鉆井密度窗口造成了井壁垮塌和井漏的必然性[8]。另一方面，井筒中無法及時帶出的掉塊反復(fù)沖擊井壁、形成環(huán)空憋堵，使得原本脆弱的井壁穩(wěn)定性極易被破壞。

兩口井鉆井過程中出現(xiàn)嚴重的井壁垮塌，返出大量大小不一的掉塊，尺寸從1cm×2cm×3cm到3cm×6cm×8cm，既有棱角分明的也有棱角圓滑的。井壁垮塌導(dǎo)致初期的起下鉆遇卡遇阻逐漸發(fā)展為正常鉆進接單根遇卡遇阻，甚至出現(xiàn)井塌卡鉆。

兩口井在志留系羅惹坪組、龍馬溪組的三開鉆進中，以新鉆開地層裂縫性漏失為先導(dǎo)，同井段出現(xiàn)反復(fù)漏失。井漏時鉆井液密度為1.26～1.45g/cm3，平均漏速為0.5m3/h到失返。J1井三開累計漏失鉆井液量2082m3，J2井三開累計漏失鉆井液678m3。

2.4.2 固井難度大

兩口井均要求固井水泥返至井口，這存在兩方面的難題：一是因井眼垮塌嚴重，多井段井眼擴徑嚴重且井眼極不規(guī)則，形成明顯的“糖葫蘆”井眼(圖3)，使得套管居中度難以保證，大肚子井眼替凈困難，水泥漿易發(fā)生連續(xù)竄槽和脫水稠化等危險；另一方面，因多井段漏失，地層承壓能力弱，水泥返至地面的液柱壓力高，長封固段水泥漿液柱壓力高，易壓漏地層造成低返。

3 技術(shù)對策和效果

3.1 提高機械鉆速

(1)優(yōu)選鉆頭。J1井三開鉆遇志留系紗帽組石英質(zhì)粉砂巖，使用LST637GL牙輪鉆頭，鉆進的機械鉆速僅為0.23m/h，且出現(xiàn)憋跳，崩齒的現(xiàn)象。選用液力加壓器，改剛性加壓為液力柔性加壓，并優(yōu)選MXL-55和MD637牙輪鉆頭，有效緩解了憋跳現(xiàn)象，將該層段平均機械鉆速提高至0.71m/h，單只鉆頭進尺由3.01m提高至51.58m。J2井全井主要采用SMITH的PDC鉆頭，全井平均機械鉆速達2.46m/h，較J1井(1.37m/h)提高80%。

(2)使用“渦輪+孕鑲鉆頭”復(fù)合鉆進[9-10]。因志留系紗帽組石英質(zhì)粉砂巖可鉆性極差，常規(guī)的“螺桿+PDC”復(fù)合鉆進技術(shù)和牙輪鉆頭均無法滿足快速鉆進需求。J2井采用SMITH“渦輪+311mm孕鑲鉆頭”復(fù)合鉆進紗帽組，機械鉆速達1.06m/h，同J1井常規(guī)鉆進相比，平均機械鉆速提高50%。

3.2 井壁穩(wěn)定和針對性堵漏

3.2.1 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

J2井設(shè)計初期采用常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，二開技術(shù)套管(技套)下深至1900m的紗帽組頂部粉砂巖段。經(jīng)對比分析，J1井在紗帽組底部灰色—黃綠色泥巖段、羅惹坪組中下部深灰色粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖段、龍馬溪組中上部深灰色泥巖段及底部灰黑色泥頁巖段中均出現(xiàn)井徑擴大率超過100%的井段。由此認為，該區(qū)塊紗帽組下部及羅惹坪組、龍馬溪組均存在不同程度的井壁不穩(wěn)定性。因此，將二開技套下深延伸至2600m羅惹坪組底部相對穩(wěn)定的泥質(zhì)粉砂巖段，封隔易垮，易漏層，保障三開井下安全，盡可能降低井壁垮塌和漏失發(fā)生的概率。

3.2.2 優(yōu)化鉆井液性能

(1)優(yōu)化鉆井液體系。吸取J1井志留系羅惹坪組鉆進過程中出現(xiàn)大量掉塊的教訓(xùn)，J2井在二開后期鉆井液體系由聚合物體系逐漸轉(zhuǎn)為聚磺體系，同時加入大量防塌劑。

(2)提高鉆井液密度。J1井鉆井液密度由設(shè)計上限1.30g/cm3提高至1.35g/cm3，J2井三開后逐步提高鉆井液密度至1.45g/cm3，井壁穩(wěn)定性增強。

(3)增強封堵及抑制性。加入封堵效果較好的瀝青類材料，使鉆井液中的瀝青顆粒在壓差作用下迅速進入井壁巖層的微裂縫與空隙，形成致密封堵層，一定程度上提高地層承壓能力。加入足量抑制劑及防塌處理劑提高鉆井液的防塌抑制能力，兩口井在三開過程中嚴格控制失水小于3mL，形成了薄而韌的濾餅。

(4)打高黏段塞凈化井眼。由于垮塌和井漏，井下存在大量掉塊，而井眼不規(guī)則又造成鉆井液攜巖困難。針對該情況，兩口井鉆進過程中根據(jù)實際情況打高黏段塞凈化井眼，攜帶出大量掉塊。

3.2.3 針對性堵漏

(1)隨鉆堵漏。對于鉆進及劃眼過程中發(fā)生的小漏，加入隨鉆堵漏劑及單向壓力封閉劑隨鉆堵漏。針對志留系天然裂縫發(fā)育，地層承壓能力低，三開后期在鉆井液中加入一定比例的隨鉆堵漏劑保障正常鉆進。

(2)靜止堵漏。對于漏速較大的地層，立即停鉆加入堵漏劑循環(huán)觀察，同時配置堵漏漿，待堵漏漿配置完成注入后起鉆靜止8～24小時；對于反復(fù)漏失的井段，起鉆前注入堵漏稠漿，靜止堵漏的同時穩(wěn)定井壁。

(3)承壓堵漏。階段性進行承壓堵漏，提高地層承壓能力，使鉆井液密度保持穩(wěn)定，不因井漏而被迫降低；固井作業(yè)前進行承壓堵漏以保障固井順利施工。

(4)水泥封堵。J1井發(fā)生失返性漏失且造成井塌卡鉆事故，在完成卡鉆處理后，對復(fù)雜井段進行了打水泥塞堵漏封固。

3.2.4 效果

(1)通過優(yōu)化二開井段的鉆井液體系，加入大量防塌劑，J2井在二開羅惹坪組取得了顯著效果，未出現(xiàn)掉塊等井壁失穩(wěn)現(xiàn)象。

(2)通過增強封堵抑制性、針對性堵漏及提高鉆井液密度，地層承壓能力及井壁穩(wěn)定性有所提升，井口返出掉塊明顯減少，井下復(fù)雜狀況發(fā)生的頻率明顯降低。

(3)兩口井在打高黏段塞后，返出的掉塊體積量明顯增多，且由棱角分明、尺寸較小的新掉塊為主轉(zhuǎn)變成以棱角圓滑、尺寸較大的舊掉塊為主，累計帶出十幾立方米大小不一的掉塊。高黏段塞有效凈化了井眼，降低了環(huán)空掉塊過多引起的環(huán)空憋堵、井漏、堵水眼等井下復(fù)雜情況發(fā)生的概率。

(4)通過水泥封堵，J1井后期在失返性漏失井段未再出現(xiàn)任何復(fù)雜情況，保障了后續(xù)作業(yè)的安全順利進行。

3.3 提升固井質(zhì)量

3.3.1 優(yōu)化固井設(shè)計

J1井生產(chǎn)套管固井原設(shè)計為常規(guī)密度水泥漿體系分級固井，以降低環(huán)空液柱壓力。J1井完鉆后因面臨的固井難點多，將分級固井工藝優(yōu)化為雙凝雙密度韌性水泥漿體系單級固井，在降低環(huán)空液柱壓力的同時提高了施工成功率。

3.3.2 固井前承壓堵漏

因兩口井均出現(xiàn)了長井段反復(fù)漏失的情況，為保障順利施工，固井前均進行了承壓堵漏。模擬固井施工過程中不同狀態(tài)下裸眼段不同井段的承壓大小，分別確定靜態(tài)和動態(tài)條件下達到的最高當量密度，并以此為承壓當量密度底線進行承壓堵漏和動態(tài)承壓試驗。因兩口井漏失嚴重，固井前均未能承壓到最高當量密度(J2井動態(tài)承壓滿足施工要求)，但承壓堵漏仍有效提高了承壓能力。

3.3.3 下模擬套管串鉆具通井

因井眼狀況復(fù)雜，下套管前采用了與套管剛度比為2.3的鉆具組合(φ215.9mm牙輪鉆頭+430*4A10翻板閥+φ159mm鉆鋌×9根+φ127mm加重鉆桿×5柱+φ127mm鉆桿+方鉆桿)進行模擬下套管通井。

3.3.4 使用泥餅固化劑

J2井采用泥餅固化 (MCS——Mud Cake Solidification) 固井技術(shù)，是把泥餅固化劑放在先導(dǎo)漿之后注入，通過循環(huán)與井壁泥餅接觸并進行一系列化學(xué)反應(yīng)，形成的膠凝物質(zhì)對泥餅進行填充和黏接，使之形成致密的固結(jié)體，提高固井二界面膠結(jié)強度[11]。

3.3.5 效果

J1井固井施工中后期出現(xiàn)了漏失，返排量逐漸減小至失返，影響了固井質(zhì)量，總體評價固井質(zhì)量差，儲層段部分固井質(zhì)量中等，后期壓裂施工證明固井質(zhì)量滿足施工要求。J2井聲波—變密度測井 (CBL/VDL)結(jié)果表明，第一界面固井質(zhì)量膠結(jié)好的占91.4%，膠結(jié)中等的占8.3%，膠結(jié)差的占 0.3%；第二界面固井質(zhì)量膠結(jié)好的占29.4%，膠結(jié)中等的占70.6%，為后續(xù)壓裂施工提供了良好的完井質(zhì)量。

4 結(jié)論與建議

(1)通過優(yōu)選鉆頭和使用新工藝，機械鉆速獲得明顯提升。在可鉆性差的紗帽組井段，J2井平均機械鉆速較J1井提高50%，J2井全井段的平均機械鉆速較J1井提高80%。

(2)通過優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和鉆井液性能，J2井順利鉆穿志留系羅惹坪組易垮塌層段，且未出現(xiàn)掉塊等井壁失穩(wěn)現(xiàn)象，取得了顯著效果。

(3)通過優(yōu)選防塌鉆井液體系、合理選擇鉆井液密度、提高封堵抑制性、打高黏段塞凈化井眼等措施優(yōu)化鉆井液性能，制訂隨鉆堵漏、靜止堵漏、承壓堵漏、水泥封堵等針對性堵漏方法，采用雙管齊下的技術(shù)對策，有效提高了井壁穩(wěn)定性、保障了井筒清潔度、降低了井漏風(fēng)險，實現(xiàn)了兩口井的順利完井。

(4)優(yōu)選雙凝雙密度水泥漿體系降低固井的環(huán)空液柱壓力，針對性的固井前承壓堵漏提高了地層承壓能力，模擬套管串鉆具通井確保套管順利下入，使用泥餅固化固井技術(shù)提高了固井二界面膠結(jié)強度，上述技術(shù)對策確保了固井質(zhì)量，為壓裂施工提供了良好的完井質(zhì)量。

參考文獻

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Shale Gas Drilling and Completion Technologies in Jingmen Area of Dangyang Synclinorium

Liu Jin, Du Jianping, Peng Yunhui, Zhou Zhi

(PetrochinaZhejiangOilfield,Hangzhou,Zhejiang310023,China)

Abstract:During drilling in Jingmen area, it is found that formation had poor drillability, large horizontal stress difference, rich in natural fracture, which resulted in lower drilling rate, unstable borehole wall and sloughing, circulation loss often occurred in long well section, and some difficulties existed in cementing. To deal with these challenges in drilling and completion, optimization of bit types and turbo drilling technique were conducted, and obtained 80% drilling rate higher than before. Optimal casing program has reduced drilling troubles in third-spudding section; several measures as excellent drilling fluid system, high mud density, strong plugging and inhibition, as well as high-viscosity pill have been taken to clean the wellbore; the technical countermeasures as plugging while drilling, static plugging, pressure-bearing plugging, cementing plugging etc.,have been worked out, and got the stability of borehole wall, controlled the lost circulation, and finished two shale gas wells smoothly. By optimizing cementing design, pressure-bearing plugging before cementing, simulating drilling string drifting, solidifying mud cake etc., cementing quality has been improved in irregular well section with thief zone. The successful experience of drilling and completion in this area can be taken as a reference for shale gas drilling in sloughing and circulation lost interval, and for cementing in problematic sections.

Key words:shale gas; drilling; borehole unstability; lost circulation; cementing

第一作者簡介：劉琎(1988年生)，男，工程師，主要從事鉆井、壓裂等技術(shù)管理工作。郵箱：liujin85@petrochina.com.cn。

中圖分類號：TE24

文獻標識碼:A