摘要
川马页1井为部署在四川省马边地区的一口页岩气参数井，该井在钻进至3437.58 m时出现井内复杂，在第一阶段处理无果后对其进行了注水泥封井。针对川马页1井的复杂情况，提出了三开裸眼段侧钻方案。在分析了近钻头位置侧向力影响因素的基础上，结合实际情况优选了侧钻点、侧钻方式和侧钻钻具组合，确定了侧钻技术措施。经过2次侧钻施工，克服了邻井资料缺乏、侧钻深度大、地层复杂易垮塌、侧钻井段井温高、地层强度高、原井眼井斜小、侧钻方位限制等施工难点，最终侧钻出新井眼并钻达预定井深。为该地区后续钻井施工与复杂处理提供了借鉴。
为贯彻落实党中央、国务院关于新一轮找矿突破战略行动的重要指示精神，保障国家能源资源安全，加快推进川西南—滇东北油气资源基地建设，中国地质调查局2023年度在四川省马边地区部署了一口页岩气参数井——川马页1井，该井构造属四川盆地西南缘五指山构造带西翼，主要目的为获取美姑—五指山油气退出区块新层系三叠系须家河组页岩气地腹地质评价参数，兼顾雷口坡组三段碳酸盐岩储层，力争获得页岩气、常规气发现，为评价新层系页岩气及常规油气资源前景、矿业权二次出让提供依据，支撑新一轮找矿突破战略行
川马页1井设计井型为直井，设计井深3400.00 m（其中目的层取心不少于60 m），完钻口径Ø215.9 mm。在实钻过程中因地层厚度及埋深发生变化，经地质论证需要加深钻进至3635.00 m。在开展目的层取心钻进至井深3437.58 m时发生井壁失稳，出现垮塌、掉块等现象，后续在3350.00~3437.58 m井段通井、划眼处理过程中发生多次卡钻、憋泵等复杂情况，尽管采取了优化钻具组合、调整钻井液性能、改进钻进工艺等多项技术措施，始终难以通过复杂井段。
川马页1井设计井身结构如
图1 设计井身结构示意
Fig.1 Design wellbore structure
分析发生井内复杂情况的主要原因有以下几个方面：
（1）三开井段层位主要为侏罗系自流井组、珍珠冲组和三叠系须家河组、垮洪洞组（如
| 地层情况 | 实钻数据 | 岩性 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 系 | 统 | 组 | 段 | 顶深/m | 底深/m | 钻厚/m | |
| 侏罗系 | 自流井组 | 2654 | 2816 | 162 | 暗紫红色泥岩，底部为灰色细粒石英砂岩 | ||
| 珍珠冲组 | 2816 | 2871 | 55 | 紫红色泥岩为主，夹同色砂质泥岩及粉砂岩，底部为浅灰绿色砂岩 | |||
| 三叠系 | 上统 | 须家河组 | 六—五段 | 2871 | 3092 | 221 | 灰、深灰色泥岩为主，夹灰色粉砂岩、细砂岩及煤线、煤层。泥岩中植物化石丰富 |
| 四段 | 3092 | 3234 | 142 | 灰色厚层状细—中粒岩屑砂岩为主，局部夹泥砾；中部夹灰色泥岩 | |||
| 三段 | 3234 | 3294 | 60 | 中上部为灰色细—中粒砂岩夹泥岩，下部为深灰—灰黑色泥岩 | |||
| 二段 | 3294 | 3356 | 62 | 浅灰色细—中粒岩屑砂岩为主，下部夹灰黑、深灰色泥岩 | |||
| 一段 | 3356 | 3413 | 57 | 灰黑色泥岩夹薄层状粉—细砂岩、薄煤层；与下伏地层为假整合接触 | |||
| 垮洪洞组 | 3413 | 3437 | 23 | 浅灰色泥质灰岩、深灰色钙质泥岩，底部为灰色白云质泥岩 | |||
（2）钻井液体系为钾钙基聚合物体系，该体系对须家河组水敏性泥岩的抑制性存在不足，同时在钻井中为了尽可能保证气测显示，需要控制钻井液密度，致使钻井液液柱压力对井壁的正向支撑不足，导致井壁失稳。
（3）进入目的层后需要在不同层位开展取心作业，频繁的起下钻更换钻具组合，对井壁形成多次抽吸或压力激动，加剧了不稳定地层的失稳。
因此，为了确保下部井段的顺利施工，同时临近春节，经与地质方面讨论研究对二开技术套管以下裸眼井段进行注水泥暂闭封井，其中对井眼底部150 m及套管鞋底部220 m注入水泥塞进行封固，两段水泥塞中间注入高密度封闭浆，暂闭封井示意图见
图2 暂闭封井示意
Fig.2 Temporary closure of the well
为了钻至目标层位，实现地质目标，在暂闭封井后对于下步施工主要有两种方案：
第一种方案是利用暂闭封井时水泥浆对井底复杂井段实现的加固作用，沿原井眼扫水泥塞，协同采取钻井液或其它工艺措施恢复正常钻进后再钻进至目标井深。该方案的优势是可以充分利用原井眼进尺，后续钻探工作量较少，仅剩余不到200 m。但底部复杂地层仍然存在井壁失稳风险，虽然采用了注水泥浆加固井壁，但由于井底掉块较多，水泥未完全封固易垮塌层段，钻探施工风险仍然较高，处理时间和成本较高。
第二种方案是从技术套管鞋底部直接侧钻出新井眼，汲取原井眼复杂井段施工经验教训，进一步优化相关技术工艺措施，钻至目标井深（如
图3 川马页1井实钻井身结构及侧钻施工示意
Fig.3 Actual drilling body structure and sidetracking construction of Well Chuanmaye 1
因此，根据以上两种方案对比分析，综合考虑保障地质目标、施工风险、施工时间以及成本等多种因素，决定采用第二种裸眼侧钻方案，该方案虽然重复工作量较多，但有了前期原井眼的施工经验教训，可以充分做好相关技术预案，优化钻进工艺，对于完成整个钻井的风险相对较小，保障实现地质目的。
川马页1井为部署在马边地区的第一口页岩气勘探井，周边无实钻工程资料，对于钻头选型、钻具组合、钻井液体系、钻井液密度、井身结构设计等方面都没有可供参考的资料，对于侧钻施工更是没有可借鉴的技术经验。
（1）根据返出岩屑与取心显示三开井段岩性以泥岩为主，水敏性强，呈脆性，极易发生井壁失稳甚至垮塌形成新的复杂情况。（2）根据侧钻前下钻扫塞显示，出二开套管鞋后扫塞至2765.00 m时钻具上提下放遇阻，振动筛返出大量掉块（如
图4 井深2765.00 m处振动筛返出的掉块
Fig.4 The blocks of vibrating screen returned from 2765.00m depth
按照侧钻点要选择在稳定、可钻性好的地层，避开断层和软硬交错的井段；同时该处固井质量要好，通常水泥塞的强度用正常钻压钻进不放空的原
| 井深/m | 地 层 情 况 | ||
|---|---|---|---|
| 岩 性 | 岩 屑 描 述 | 组 | |
| 2778~2780 | 灰红色泥岩 | 岩屑多呈碎片状，少量碎粒状，性脆，可塑性差 | 自流井组 |
| 2781~2784 | 灰绿色细砂岩 | 泥质胶结，较疏松，成分以石英为主，少量暗色矿物和云母片，细粒结构，分选性一般，多为次圆状，少量次棱角状，岩屑以碎粒为主，少量片状 | |
| 2785~2804 | 灰红色泥岩 | 岩屑多呈碎片状，少量碎粒状，性脆，可塑性差 | |
| 2805~2812 | 灰色粉砂岩 | 性硬，硅质胶结，粉粒结构，岩屑多呈碎粒状，少量片状 | |
| 2813~2816 | 紫红色泥岩 | 岩屑多呈碎片状，少量碎粒状，性脆，可塑性差 | |
| 2817~2818 | 灰色细砂岩 | 泥质胶结，较疏松，成分以石英为主，少量云母片，细粒结构，分选性一般，多为棱角状，少量次圆状，岩屑以碎粒为主，少量片状 | 珍珠冲组 |
| 2819~2823 | 暗紫红色泥岩 | 岩屑多呈碎片状，少量碎粒状，性脆，可塑性差 | |
考虑此段以泥岩为主，易垮塌，首先考虑快速通过减少起下钻频次，防止钻具扰动致使井壁失稳，因此首选五刀翼双排齿的PDC钻头，配备大尺寸喷嘴，减少了水眼处的射流冲击力，避免对侧钻窗口井壁过度冲刷。而在侧钻过程中，在同等侧向力的情况下，钻头冠部轮廓至关重要。一般内锥角越大、冠部长度越短，钻头侧向切削能力越强，越有利于钻头侧切造斜。主要是因为这样的冠部轮廓会降低钻头受到的地层侧向约束力，使钻头前进方向更容易改变，钻头侧向切削能力得到加
备选牙轮钻头，造斜率高。
选用螺杆时考虑到螺杆钻具与侧钻段环空间隙小和螺杆钻具弯角大等特征，要使下部螺杆钻具组合在侧钻段内安全通过，应满足下列条件：
（1）强度条件：下部螺杆钻具的工作应力小于许用应力，不发生断裂破坏。
（2）力学平衡条件：下部螺杆钻具自重足以克服摩阻力。摩阻力计算公式为：
| （1） |
式中：——摩阻力；——摩阻因数；——下部螺杆钻具与侧钻接触点处的接触力。
（3）几何条件：下部螺杆钻具组合的弯曲变形应小于许用变形值，确保能够正常工作。
在螺杆弯角选择过程中，弯螺杆钻具的造斜率应比井身设计造斜率高10%~20%，以便能够解决侧钻过程中可能出现的造斜率不足等问题，但同时如果选择弯度过大的螺杆钻具造斜率偏高，“狗腿”度偏大，为后期起下钻、下套管等带来很大的施工风
在施工过程中对比两种不同型号的螺杆钻具理论造斜率与螺杆弯角的关系曲线见
图5 螺杆理论造斜率与螺杆弯角关系曲线
Fig.5 The relationship curve between the theory slope and the bending angle of the screw
| 性 能 | 参 数 |
|---|---|
|
推荐流量/（L· | 22~36 |
|
钻头转速/（r·mi | 83~136 |
| 马达头数 | 7∶8 |
| 马达级数 | 5 |
| 马达压降/MPa | 4.0 |
| 工作扭矩/（N·m） | 7388 |
| 制动扭矩/（N·m） | 10454 |
侧钻时钻头对井壁进行不对称切削，所需力的大小由侧钻工具的几何因素（提供侧向位移）、力学因素（提供侧向力）、姿态及工具面决定。为了分析井壁受力的影响因素，根据研究内容，忽略次要因素并做以下假设：（1）钻头、螺杆、无磁钻铤刚度相同，在滑动钻进过程中不发生形变；（2）忽略PDC或牙轮钻头在破岩时所受的反扭矩作用及钻井液对侧钻工具的浮力作用；（3）假设工具的状态为滑动钻进，不考虑振动对钻头引起的其他力作用。对井底侧钻工具建立力学模型见
图6 侧钻工具力学模型
Fig.6 Mechanical model of sidetracking tool
对
Y方向受力为：
| （2） |
X方向受力为：
| （3） |
式中：P——钻头对井底施加的正压力，kN；——螺杆的弯角，（°）；——当前的井斜角，（°）；T——井壁所受的力（侧向切削力），kN；N——螺杆弯点处井壁的支撑力，kN；F——弯点以上第一个切点的摩擦力，kN；G——螺杆重力，k
对于川马页1，井由于上部井段井斜角较小，接近于0°。井斜角取0°，此时钻具处于垂直状态，根据受力平衡在X方向上即井壁受力随弯角的增大而增大。工具面角在0~360°范围内侧向力相同，几何因素占主导。在钻进过程中取钻压P=20~30 kN，计算得出侧向力T=0.52~0.78 kN。因此，从钻具组合力学分析来看，井壁所受的侧向切削力较小，侧钻难度也较大，对钻头的选型要求高。
侧钻施工要求钻井液要具有良好的润滑性能，确保钻具不粘附，同时还要保证侧钻过程中能够使岩屑及时返出、钻压及扭矩传递平稳，要求钻井液具备良好的携岩性、润滑性及抗高温性等特
采用控时定向钻进，当钻头接近侧钻点2778.00 m时，摆好工具面后，继续下钻接触水泥塞顶后，静置循环一段时间并在井底造台阶，然后开始控制钻时滑动定向钻进，根据返砂情况判断是否进入地层。
钻进参数：钻压20~30 kN，泵压14 MPa，泵排量29~32 L/s，工具面控制在200°，机械钻速控制在0.25 m/h左右。
侧钻效果：第一回次侧钻采用控时定向钻进至2798.50 m，总段长20.50 m，纯钻时间79.16 h，机械钻速0.24 m/h。返出岩屑显示大部分为水泥屑，依然是在原井眼，侧钻效果不理想。第一次侧钻施工数据见
| 井深/m | 井斜角/（°） | 方位角/（°） | 机械钻速/（m· |
|---|---|---|---|
| 2782.00 | 0.47 | 19.03 | 0.20 |
| 2787.00 | 0.32 | 10.39 | 0.25 |
| 2792.00 | 0.51 | 54.10 | 0.32 |
| 2797.00 | 0.66 | 38.25 | 0.31 |
原因分析：（1）水泥塞与地层强度差异较大。虽然侧钻前采用静压100 kN钻具不下行测试水泥强度满足侧钻要求，但相比地层强度仍然不足；同时由于原井眼垂直度高，螺杆侧向力较小，导致钻头始终难以进入地层；（2）钻头攻击性较弱。本回次采用的是五刀翼双排齿的PDC钻头（如
图7 第一回次侧钻使用的PDC钻头
Fig.7 The PDC drill bit used for the first round sidetracking
为了确保侧钻效果，改善钻头的侧向切削能力，在第二回次侧钻施工时将PDC钻头更换为牙轮钻头（HJT537GK型），见
图8 第二回次侧钻使用的牙轮钻头
Fig.8 The roller bit used for the second round of sidetracking
钻具组合为：Ø215.9 mm牙轮钻头+7LZ172×7.0型螺杆（1.5°）+止回阀+定向接头+Ø172 mm无磁钻铤+Ø127 mm加重钻杆×3根+Ø127 mm钻杆串。
侧钻效果：第二回次侧钻控时钻进至2813.50 m开始侧钻出新井眼，振动筛返出地层岩屑含量接近35%，后返出地层岩屑含量不断增加。钻至2818.00 m完全进入地层，地层岩屑含量90%以上，侧钻成功。为巩固侧钻效果，新老井眼保持适当距离，逐步增大钻压继续进行定向钻进至2824.50 m，为了避免侧钻井段“狗腿”度过大，起钻更换常规钻具进行复合钻进。本回次侧钻总段长26.00 m，纯钻时间82.00 h，平均机械钻速0.31 m/h。
两回次侧钻总段长46.50 m，总纯钻时间161 h，平均机械钻速0.29 m/h。新井眼形成后继续保持侧钻轨迹钻进至3635.00 m后完钻。原井眼与侧钻后井眼数据对比见
| 测深/m | 井斜（老眼）/（°） | 井斜（新眼）/（°） | 差值/（°） |
|---|---|---|---|
| 2813 | 0.29 | 0.42 | 0.13 |
| 2814 | 0.28 | 0.44 | 0.16 |
| 2815 | 0.29 | 0.53 | 0.24 |
| 2816 | 0.35 | 0.61 | 0.26 |
| 2817 | 0.37 | 0.68 | 0.31 |
| 2818 | 0.37 | 0.71 | 0.34 |
| 2819 | 0.37 | 0.77 | 0.40 |
| 2820 | 0.38 | 0.83 | 0.45 |
| 2821 | 0.32 | 0.85 | 0.53 |
| 2822 | 0.41 | 1.02 | 0.61 |
| 2823 | 0.41 | 1.06 | 0.65 |
| 2824 | 0.32 | 1.08 | 0.76 |
在钻井施工中，侧钻作为一种常用手段但又复杂的钻井工艺技术，需要考虑的因素众多。通过川马页1井的侧钻成功案例，为川西南地区油气资源调查复杂地层钻进侧钻施工提供了经验。
（1）在经济性方面，利用裸眼侧钻技术，可以及时避开钻井过程中严重的井内复杂情况，与继续处理井内复杂相比，减少了人、财、物力的消耗，争取了时间，保证了工期。具有良好的经济效益和社会效益。
（2）侧钻前准备：①侧钻点的选择非常重要，要对原井眼轨迹数据和侧钻井眼轨迹设计数据进行分析，根据采用的侧钻工艺选择利于侧钻的井段。同时也要考虑地质因素，确保侧钻段地层稳定。在此基础上还要兼顾尽量减少报废井段。②水泥塞的质量是保证侧钻成功的前提，若水泥塞太软，将不足以支撑钻头产生侧向位移脱离老井眼。③在保证侧向力的情况下，钻具组合尽量简化，提升钻效，在水泥塞强度与地层强度相差较大的情况下宜采用牙轮钻头。④钻井液性能对侧钻效果影响显著，尤其是固相含量和钻井液密度很大时会导致钻头破岩效率和侧向切削能力降低。
（3）在施工过程中要严格控制各项钻井参数与钻时，一般钻压20~30 kN、排量29~32 L/s，以保证钻头在井壁上造出台阶。同时还要加强井斜、方位监测，并要注意观察返出钻屑情况。
（4）侧钻效果判断：在侧钻过程中一般通过砂样来判断是否侧钻成功，若地层岩屑达到80%以上，说明侧钻成功。但在复杂地层进行侧钻施工时，侧钻成功与否的判断还需综合考虑测斜数据、钻井参数等信息。
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