摘要：泌页HF1井是河南油田第1口页岩油气勘探井。根据泌页HF1井邻井情况和施工技术难点，对井身结构、钻井液体系和固井技术进行了设计。该井先钻导眼井，再回填侧钻，三开结构。二开定向侧钻段应用水基聚合物钻井液，钻遇大段泥、页岩地层时发生严重井壁失稳。三开井段采用旋转导向、白油基钻井液体系和尾管回接固井等新技术，保证了井下钻进安全、井眼质量及固井质量，提高了钻井速度。三开只用6d一趟钻钻完进尺1122m，水平段长1044m，平均井径扩大率3.88%，起下钻正常，完钻后，通井电测一次成功，下套管顺利到底，固井质量合格。
关键词：泌页HF1井;页岩油;设计;井壁失稳
河南油田泌阳凹陷页岩油气资源较为丰富(页岩油资源量2.266亿t，页岩气资源量3132亿rn。)，具有良好的勘探开发前景。泌页HF1井是河南油田第1口页岩油气勘探水平井，位于南襄盆地泌阳凹陷深凹区，设计井深3661m，主要目的层段为古近系核桃园组核三段。钻探目的是了解深凹区页岩纵横向分布及发育情况，评价落实安深1井2450～2510m页岩平面展布范围及储量规模，探索页岩油水平井钻井及压裂等新技术在本区推广应用的效果，评价安深1井压裂层段页岩层产能情况，为页岩油先导试验区的建立奠定基础。
1主要技术难点
(1)定向造斜段黏土矿物含量高(10%～30%)，伊蒙混层相对含量较高(35%～38%)，岩屑滚动回收率56%，16h膨胀率达30%，易造浆使钻井液性能不稳定，井壁易垮塌、缩径。
(2)目的层黏土矿物含量10%，黏土矿物中伊利石相对含量高达80%以上，井壁易剥落掉块，导致井壁不稳定。
(3)目的层岩性以页岩为主，微裂缝发育，钻井液滤液易进入裂缝，导致井壁垮塌¨。
(4)泥页岩水平段长超过1000m，摩阻扭矩大，钻压传递困难，导致钻井方式的选择以及井眼轨迹控制难度大。
(5)目的层核三段机械钻速慢(平均钻速3.02m/h)，钻井周期长;长水平段井壁浸泡时间长，井下安全风险大。
(6)目的层为低孔低渗的页岩气储层，后期多级分段压裂要求生产井段水泥浆胶结质量良好且水泥石具有高强的弹塑性以及耐久性;三开水平段采用油基钻井液，界面油基成分难以清除，且封固段长，套管居中困难，顶替效率差，影响固井质量。
2钻井设计
2.1地质特征
上部凤凰镇组、廖庄组地层疏松，易垮易漏;核二、三段黏土矿物含量高，钻进中易坍塌、剥落掉块;核桃园组核三段主要为灰黑色页岩、泥岩，易吸水膨胀造成井壁垮塌。根据该地区井温梯度(3.2~4.0oC/100m)，预测井底温度113oC;据邻井资料和地质设计，该井所钻遇地层均为正常压力地层。
2.2工程设计
2.2.1井身结构设计该井目的层垂深2449.5～2459.5m，泥页岩水平段长度1000m，摩阻扭矩大，井壁稳定困难。综合考虑该区地质情况、已钻井情况、钻完井难度以及后期多级分段压裂等因素，采用三开井身结构。
(1)表层套管。一开表层套管封固廖庄组上部成岩性差、胶结疏松的地层，满足安装井口和测井要求。
(2)直井导眼。取全取准地层资料，确定目的层位置。为提高钻井速度，造斜点之前井段采用0311.1mm钻头，下部采用O241-3mm钻头。
(3)技术套管。封隔A靶以上斜井段，减少下一开次水平裸眼段难度，降低摩阻、扭矩。
(4)完井方式。采用套管射孔完井。
2.2.2设计方案
(1)一开采用0444.5mm钻头钻至井深401m，下入0339.7mm表层套管，水泥浆返至地面。封隔地表胶结松散易漏层，并为井口控制和后期测井创造条件。
(2)导眼井采用0311.1min钻头钻至2100m，用O241-3mm钻头钻至2550m，取全取准地质资料，注水泥回填至2000m。
(3)二开采用311.1mm钻头从造斜点2055m侧钻出原导眼井，进行主井眼段施工。钻至A靶(井深2661m)，下人0244.5mm技术套管2656m，固井水泥浆返至地面。
(4)三开采用0215.9mm钻头钻至完钻井深3661m完钻，下139.7mm尾管2000～3646m(悬挂器位置2000m)，水泥浆返至悬挂器位置;O139.7mm套管回接至井口，水泥浆返至地面J。
2-3钻井液设计
(1)一开井段钻遇凤凰镇组、廖庄组，岩性为黏土与浅棕黄色砂砾岩互层，夹少量粉砂岩，地层疏松、易漏易垮。为了保证表层套管的顺利下人和防止地层漏失采用聚合物钻井液体系。
(2)二开导眼井段钻遇古近系廖庄组、核桃园组Eh、Eh、EhI、Eh1I、EhⅢ地层。该井段钻井液浸泡时间长，泥岩造浆性强、吸水膨胀造成缩径;粉砂岩地层易垮塌、井漏;井眼较大，岩屑携带、井眼净化难。采用抑制性强、携带能力强的两性离子聚合物钻井液体系。
(3)三开定向造斜井段钻遇古近系核桃园组EhI、EhⅡ、EhⅢ地层，岩性主要为灰、深灰色泥岩、黑色页岩与灰、灰白色砂岩、粉砂岩互层，泥质胶结。泥页岩易水化膨胀缩径、垮塌;井斜较大，钻井液必须具备好的滤失造壁性、抑制防塌能力、润滑防卡和悬浮携带能力，采用两性离子聚合物混油钻井液体系。
(4)三开水平井段在古近系核桃园组Eh，Ⅲ泥、页岩中水平钻进，水平段长达1000m，为克服泥页岩段地层容易吸水膨胀、垮塌造成井壁不稳定、长水平段岩屑携带困难、摩阻扭矩大等钻井技术难点，采用防塌润滑性能好的白油基钻井液体系。
3钻井施工
3.1一开井段(0,-406.91in)
一开采用0444.5mmSKG124钻头钻至井深406.91m.0339.7mm表层套管下至405.97m，水泥返到地面，主要封固上部胶结疏松地层。应用聚合物钻井液，保持适当的黏度与切力，并采用大排量钻进以有效清除钻屑，保持井壁稳定，为大尺寸套管的安全下入创造条件。
3.2二开导眼井段(406,-2551m)
二开导眼井段采用0311.1mm牙轮钻头，钻至井深2100m，换O241-3mm钻头继续钻进，钻至设计井深2551m，完成取心进尺45.6m。回填水泥至20001TI。
设计钻具组合为塔式、满眼和钟摆钻具，现场施工中优化为三扶满眼钻具组合，用“双扶小度数(0.75。)单弯螺杆钻具”进行纠斜，使直井段侧钻点位移仅71TI，实现了直井段优质、快速、高效地控制井眼轨迹和钻进。
应用两性离子聚合物钻井液，密度1.12～1.21g/cm，漏斗黏度40～80s，塑性黏度l4～24mPa·S，动切力7～l4Pa，API失水3.2～5mL，高温高压失水9～10mL，有效地清洗了井眼，抑制了泥页岩水化分散、膨胀，防止了井壁垮塌。
3.3二开定向井段(1903~2601m)
二开定向井段采用311.1mmPDC、MD517X钻头，从20331TI开始侧钻，至井深2646rn完钻，井底井斜85。。之后不断通井划眼，在2500ITI处划出新眼，填井至1903m，再次侧钻，选用M1952FC钻头、双弯螺杆(1×2.5。)侧钻成功(1903.37～1933.17m)，并用M1952FC的5刀翼PDC钻头完成全部进尺668.2nl，钻至2601m。
应用两性离子聚合物混油防塌钻井液，多次发生钻头泥包、井壁垮塌，在2601m处发生较严重的井壁垮塌，提前下人技术套管固井。
技术套管采用双密度水泥浆体系固井。上部地层漏失压力较低，优选了漂珠作为减轻剂，并优选了增强剂和降失水剂，形成了低密度水泥浆;下部采用正常密度低失水增韧水泥浆体系。0244.5mm套管顺利下至井深2599.51ITI(口袋1.49m)，以便为地质导向调整着陆点预留井段，同时能够减少下一开次水平裸眼段难度，降低摩阻、扭矩;固井水泥返到地面。
3.4三开井段(2601~3722m)
2011年11月11日三开，采用旋转导向、油基钻井液体系，11月16日钻至井深3722ITI完钻。顺利下人0139.7mm尾管，悬挂位置在直井段18501TI;0139.7mm套管回接至井口，固井水泥返到地面。
优选0215.9mmQD505X钻头。钻井参数J：转速120r/min，钻压80～100kN，排量32～36L/s，纯钻时间109.16h，平均机械钻速10.26m/h。
现场施工使用白油基钻井液体系]，28%CaC1盐水为水相，密度1.45g/cm，并优选复配封堵剂2%SZF+3%RHF+2%NMF。整个三开钻进过程中，钻井液密度1.45～1.56g/cm，漏斗黏度50～67S，塑性黏度38～55mPa·S，动切力5～l2Pa，API失水0，高温高压失水2.4～3.0mL，摩阻系数0.072，破乳电压839～1200V。该钻井液封堵防塌能力强，仅在井深3000m左右有少量掉块，通过短起下钻携带出来后，井壁一直较稳定;钻井液没有进行大型的处理，维持正常的损耗。三开只用6d钻完进尺1122m，水平段长1044m，平均摩阻40～50kN，平均井径扩大率3.88%，钻进、起下钻、通井电测、下套管顺利。
由于该井后期要进行分段压裂，对水泥石的弹塑性要求较高，尾管及回接管柱采用弹韧性水泥浆体系。水泥浆选纤维为增韧剂，对常规性能无影响，且提高水泥石抗冲击能力，降低弹性模量。水泥浆性能达到了设计要求，封固长度为0～3646m，0139.7mm尾管及回接固井质量合格，试压20MPa合格。
4定向井段井壁失稳分析
二开定向井段井眼大，且为大段泥页岩，页岩层理、裂隙发育，井壁稳定性差，采用两性离子聚合物混油防塌钻井液未能较好地满足钻井要求。两次侧钻接近水平井段时均发生了井壁垮塌。
取第1次侧钻井眼钻至26461TI时倒划眼带出的垮塌物，根据取得的时间不同，将垮塌物分成3组岩样，分别在蒸馏水和二开现场井浆中做回收率和膨胀率实验，结果见表1。
由表1可知，清水和井浆中的回收率值均较高，说明核三段下部垮塌物不易分散，垮塌的原因是伊利石含量高，硬脆剥落掉块所致。而垮塌物清水膨胀率达17.7%～23.7%，在二开井浆中的膨胀率最大只有6.5%，说明钻井液抑制水化膨胀能力较强。因此，定向井段井壁失稳是因为：(1)钻井液密度偏低，不能平衡地层坍塌压力;(2)封堵材料封堵能力不够，钻井液及其滤液进入裂缝，“水力切割”导致井壁失稳。鉴于定向井段复杂情况，三开水平井段油基钻井液优化密度，优选复配封堵剂，并引入活度平衡理论优选水相，减少钻井液渗透入裂缝，较好地满足了页岩地层水平井段的安全顺利钻进，解决了二开井段暴露的泥页岩垮塌问题。
5结论与建议
(1)根据泌阳凹陷深凹区地层特点和施工具体情况，建议适当调整技术套管下至井斜60。左右井深处，封固部分岩屑床井段，为三开施工创造条件;同时为调整地质着陆点预留一定段长。
(2)实钻一开、导眼段实钻密度比设计稍低，二开斜井段和三开实钻密度比设计偏高，其他性能基本达到设计要求。建议进一步优化二开、三开井段钻井液密度。
(3)研究的白油基钻井液体系乳化稳定性好，流变性好，滤失量低，润滑性好，封堵防塌能力强，在1044m的页岩水平段钻进没有发生钻具事故和井下复杂情况，井壁稳定，保证了安全顺利钻进，解决了二开井段暴露的泥页岩垮塌问题。
(4)实钻表层套管采用常规水泥浆体系，技术套管采用双密度水泥浆体系，尾管及回接采用弹韧性水泥浆体系。水泥浆性能达到了设计要求，施工措施合理，固井质量合格。
(5)若继续用水基钻井液体系钻进后续页岩油气井，建议进一步优选封堵剂和制定合理的钻井液密度，并优化钻井液活度，协同作用来稳定井壁。
泌页HF1页岩油井钻井技术相关期刊推荐：《石油钻采工艺》(双月刊)是中国石油天然气集团公司主管、华北油田分公司和华北石油管理局主办的石油类综合性技术期刊。目前，设有钻井工艺、采油工艺、技术之窗、刊中网站等栏目，有投稿需求的作者，可以直接与在线编辑联系。
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