0 引言
页岩气属于自生自储式的非常规天然气，页岩气开发地质条件受控于地应力场、地下水压力场和地温场等多场耦合作用[1-5]。储层中裂缝的存在增强了页岩的渗透性，也是页岩气通向井底的通道。并不是所有页岩都会产生高气量，只有在弹性模量高、富含有机质的页岩才存在大量的产气量[6-10]。近年来，随着页岩气开发技术的不断发展，浅层页岩气和深层页岩气开发呈现出不同的技术需求和挑战。浅层页岩气开发通常面临较低的地应力和相对简单的地质条件，复杂问题相对较少，主要集中在裂缝发育程度较低、渗透性不足等问题上[11]。相比之下，深层页岩气开发则面临更高的地应力、异常高压地层以及复杂的地质条件，如低孔隙度、低渗透率、地层压力系数异常等，这些特征导致地层支持力薄弱，易发生垮塌、井漏和卡钻等问题[6,12 -14]。威东地区页岩气藏位于四川盆地南部，该区域地质条件复杂，地应力场、地下水压力场和地温场等多场耦合作用显著。威东页岩气地层具有低孔隙度、低渗透率，且地层压力复杂，部分区域地层压力系数高达1.96，属于异常高压地层。这些特征导致地层支持力薄弱，易发生垮塌。此外，地层裂缝的发育增加了钻遇断层的风险，从而引发井漏和卡钻等问题[12,15 -19]。基质孔隙含有原生孔隙、黏土矿物伊利石化形成的微裂（孔）隙以及有机质生烃形成的微孔隙和不稳定矿物溶蚀形成的溶蚀孔等[20-24]。这对钻井工程提出了特殊的要求，尤其是井漏、卡钻等复杂情况的处理。威东204井区页岩地层应力状态复杂，裂缝发育程度不一，这些因素直接影响井壁的稳定性和钻具的磨损情况，加上地层的物理力学性质，如弹性模量和抗压强度，对钻压的选择和钻具的设计具有指导意义，威东页岩气主要以游离和吸附状态存在，有机含量与地层压力、温度、湿度均会对页岩含气量进行影响[13,25 -28]。威东204井区在钻探过程中，由于地层压力系数高、井底地层温度高，预测有可能遇到井漏、卡钻等复杂情况。这些复杂情况不仅影响钻井效率，还可能威胁作业安全，因此需要提前制订应对措施。目前，针对深层页岩气开发中的复杂问题，国内外已开展了大量研究。例如，通过优化钻井液性能来提高井壁稳定性[16]，采用随钻测井技术实时监测地层变化降低井漏风险[17]，以及开发新型钻具组合减少工具疲劳和损坏[25]。然而，现有技术在应对深层页岩气开发中的复杂问题时仍存在局限性，尤其是在异常高压地层和裂缝发育地层的处理上。本文以威东204井区A、B两口井为研究对象，针对深层页岩气开发中的复杂问题，提出了一系列有针对性且具创新性的技术手段和预防措施。通过推行这些措施，以期优化现有技术及针对威东地区的特殊地质条件进行改进，为深层页岩气的高效开发提供新思路和技术支持。
1 地质特征
威东204井区位于威远构造东南翼至向斜的转折处，地理位置独特，构造背景复杂。其中南部区域呈现出典型的鼻状构造形态，整体地势向南逐渐倾斜，这种构造特征使得该区域的地质结构具有明显的非均质性。在地腹构造方面，该区域的褶皱强度和褶皱程度相较于地表更为显著，表明地层在深部经历了更为复杂的构造运动和变形过程。此外，局部地区发育有潜伏小高点，这些小高点可能是局部构造隆起或地层厚度变化所致，对区域内的地质建模和钻井路径规划有着重要的指示意义。同时，该区域小断层相对发育，断层虽然规模较小，但数量众多，它们的存在不仅影响了地层的连续性，还可能成为流体运移的通道或障碍，对页岩气的赋存和开采产生潜在影响。整体上，威东204井区地层分布呈现出单斜缓坡的特征，中部为威远构造东南翼至新店场向斜和庙坝向斜的构造转折部位，这一转折部位是区域构造活动的关键区域，其复杂的构造背景可能导致地层的力学性质和流体分布特征发生显著变化，严重制约了钻进效率的提升。
在威东204井区的钻井过程中，复杂问题多种多样，且与地质特征密切相关，根据问题发生的地层位置和性质可分为4类。①非储层井漏：二叠系中统栖霞组以石灰岩为主，裂缝和溶洞发育，钻遇时容易发生漏失。这种漏失通常导致高套压问题，影响钻井液循环和井控安全。基于此，可采用高密度、高黏度的堵漏浆进行封堵，同时结合注水泥等措施。此外，优化钻井液性能，减少液相侵入，避免裂缝继续扩大。②储层井漏：页岩储层本身具有低孔隙度和低渗透率，但裂缝发育增加了漏失风险。这种漏失可能影响储层的完整性，降低页岩气的采收率，采用低密度、低黏度的堵漏浆可避免对储层造成过大的压力。同时，可在钻井液中添加核桃壳等颗粒材料，以封堵裂缝而不影响储层渗透性。③井壁失稳垮塌卡钻：三叠系上统须家河组和侏罗系下统自流井组研磨性高，裂缝发育，钻遇时容易引发井壁失稳和垮塌，进而导致卡钻问题。基于此，可优化钻井液性能，控制失水，防止虚泥饼形成，增强井壁稳定性。同时，合理调整钻压和钻速，避免对井壁造成过大冲击。④工具断裂：地层软硬交错，钻具在钻进过程中承受不均匀应力，容易引发震动，在交变载荷下导致工具疲劳断裂。基于此，优化钻具组合，避免将工具安装在应力集中区域。降低钻压和转速，减少震动。严格进行工具探伤检查，及时更换损坏部件。
2 工程概况
威东204井区在钻探过程中面临多方面挑战，主要受地层压力系数高、井底地层温度高的影响，预测会遇到井漏、卡钻等复杂情况。这些复杂情况不仅影响钻井效率，还可能威胁作业安全。威东204井区在钻探过程中多次发生井漏，尤其是恶性井漏，累计漏失钻井液量较大，给安全生产带来大量损失。井漏主要以天然微裂缝、裂缝、诱导裂缝漏失为主，表现为漏失点多、漏失段较短、漏失量不均。导致常规堵漏材料不能有效对其封堵，且地层承压能力也较为困难。加上上部地层自流井组、须家河组胶结差，三叠系下统嘉陵江组、三叠系中统雷口坡组属于喀斯特地貌，溶蚀缝洞、暗河发育；中部地层的三叠系下统飞仙关组、二叠系中统茅口组和栖霞组以石灰岩为主，裂缝密集。这些地层在钻井过程中，均存在大段漏失，部分井段甚至同时发生塌漏和溢漏，给钻井安全和效率带来严重挑战。加上地表疏松垮塌问题也不容忽视。该地区属低山、丘陵地貌，沟壑纵横，由于风化剥蚀、冲蚀沉积，地表沉岩性差，钻井液中的液相侵入易造成井壁掉、垮，给后续施工增加难度。
表1 A井套管程序表Table 1 Casing program of Well A |
| 钻头规格/mm | 实钻井深/m | 套管外径/mm | 下入深度/m |
|---|---|---|---|
| 660.4 | 50 | 508.0 | 50.00 |
| 406.4 | 999 | 339.7 | 994.85 |
| 311.2 | 3 201 | 244.5 | 3 199.31 |
表2 B井套管程序表Table 2 Casing program of Well B |
| 钻头规格/mm | 实钻井深/m | 套管外径/mm | 下入深度/m |
|---|---|---|---|
| 660.4 | 50 | 508.0 | 50.00 |
| 406.4 | 997 | 339.7 | 997.13 |
| 311.2 | 3 127 | 244.5 | 3 125.01 |
3 复杂及处理
3.1 断钻具及打捞
3.1.1 钻具组合
断钻具时钻具组合：Ø406.4 mm PDC钻头0.43 m+1.25螺杆9.43 m+Ø400.0 mm扶正器1.73 m+回压阀0.57 m+定向处接头0.60 m+Ø228.6 mm无磁钻铤（MWD）9.57 m+Ø228.6 mm钻铤18.27 m+731×630接头0.72 m+Ø203.2 mm钻铤63.26 m+震击器9.57 m+Ø203.2 mm钻铤26.50 m+631×DS520接头0.75 m+Ø139.7 mm钻杆。
3.1.2 发生经过及处理
复合钻进至井深349 m，立压由16.2 MPa下降到5.8 MPa，悬重由42.4 t下降至31.2 t。起钻检查钻具，起至随钻震击器时发现随钻震击器本体在液缸钻杆芯轴处发生断裂，如图2所示。反复测量已取出断裂震击器确定井底落鱼长度105.92 m，落鱼结构为：Ø406.4 mm PDC钻头0.43 m+1.25螺杆9.43 m+ Ø400.0 mm扶正器1.73 m+回压阀0.57 m+定向处接头0.60 m+Ø228.6 mm无磁钻铤（MWD）9.57 m+ Ø228.6 mm钻铤18.27 m+731×630接头0.72 m+ Ø203.2 mm钻铤63.26 m+震击器1.34 m。
造成震击器断裂的原因包括：①大直径井段的钻进过程中，地层中存在大量的卵石或砾石，地层软硬交替出现，导致震击器在钻进过程中承受不均匀的应力，在长时间的强压和跳动钻进作业导致底部钻具的早期磨损和损坏，在不稳定的工作状态下更容易发生疲劳破坏。②大尺寸钻进过程中钻压大、转速高，造成钻具离心率大，加之钻具失去了井壁的有效支撑，钻具长时间弯曲且旋转易产生疲劳破坏，而震击器的安装在疲劳中和点附近，经过长时间的积累，最终导致断裂事故。③在大尺寸井眼钻井过程中，岩层软硬不均且易塌易落，常引发扭矩波动和蹩钻现象，同时，砾石未能及时返出，在井内堆积，导致扭矩剧变，加速震击器损坏。④地层软硬交错易造成井眼不直，钻具在弯曲的井眼中旋转，靠向井壁的部分受压力，离开井壁的部分受拉力，钻具旋转时受交替拉压作用，反复应力变化引起疲劳断裂。
为防止沉砂卡钻，以大排量冲洗鱼头、循环携砂，随后泵入密度为1.65 g/cm3高黏（滴流）稠浆45.4 m3，防止沉砂掩埋鱼头，组织母锥、安全接头等打捞工具上井，打捞钻具组合为：母锥×0.72 m+安全接头×0.54 m+411×630转换接头×0.60 m+ Ø203.2 mm钻铤3根×27.11 m+631×DS520转换接头0.78 m+Ø139.7 mm钻杆。下钻至井深235.19 m，循环冲洗鱼头20 min，逐渐下放钻具在井深244.3 m遇阻，加压10 kN探得鱼顶，停泵加压至20 kN正转钻具15圈造扣，扭矩由4 kN·m上升至10 kN·m后再上升至20 kN·m（设定扭矩20 kN·m）顶驱蹩停，判断造扣成功。造扣成功后，由于井底沉砂掩埋钻头，上提钻具困难，但是上下活动时钻具能缓慢上行，说明鱼头未完全卡死，具备逐步提出解卡的条件。现场采取小排量4.4 L/s，泵压0.8~4.2 MPa，带扭矩44.7 kN反复上下活动钻具。活动过程中，钻具逐步上移，立压由0.3 MPa上升至7.1 MPa，悬重由29 t上升至42.7 t。起钻完后，捞获落鱼（图3）。
打捞时掌握落鱼内径大小，确定打捞工具，在离鱼顶一定距离时小排量冲洗鱼顶沉砂。捞到落鱼在大肚子井段尽量不要开泵倒划，一是防止开泵倒划时将落鱼在大肚子处脱落或翻身，导致位置不正；二是使用安全接头，倒划过程及时观察扭矩变化情况，避免在安全接头处卸开，造成二次复杂；三是落鱼到套管鞋时速度放慢，防止落鱼撞击套管鞋时发生落鱼造扣处松动或脱落；四是遇阻开泵时不要开太大，防止大排量将母锥出口连接薄弱处冲断导致断扣。
3.2 井壁垮塌及处理
3.2.1 钻具组合
垮塌时钻具组合：Ø406.4 mm PDC钻头0.45 m+1.25螺杆9.06 m+回压阀0.57 m+定向接头0.60 m+Ø228.6 mm无磁钻铤（MWD）9.57 m+ Ø400.0 mm扶正器1.73 m+Ø228.6 mm钻铤18.27 m+ 731×630接头0.72 m+Ø203.2 mm钻铤27.19 m+震击器9.57 m+Ø203.2 mm钻铤26.50 m+631×DS520接头0.75 m+Ø139.7 mm钻杆。
3.2.2 发生经过及处理
井壁垮塌的主要原因包括下述4种。①钻井液性能不足：钻井液的流动性和悬浮能力不足，无法有效悬浮沉砂，导致井壁形成虚厚泥饼，井眼不通畅。合成基钻井液重复使用后，劣质固相含量增高，导致钻井液密度上升，对井壁稳定性不利。钻井液密度、黏度、切力及含砂量需频繁调整，增加了成本和泥浆泵修理风险。②地层稳定性差：泥页岩层及断层破碎带是井内最复杂且易塌区域，泥岩与页岩地层易水化膨胀，受钻井液浸泡后稳定性丧失，引发井壁剥落或坍塌。高压油气层的存在会在压差作用下导致地层能量释放，进一步引起泥页岩坍塌。③钻具组合不合理：钻铤直径过大，螺旋扶正器过多，起下钻时易产生压力激动，引起井壁失稳。钻具碰击井壁或刺穿引起井塌，尤其在易塌井段起钻时，使用转盘卸扣或钻进时转盘转速过快产生剧烈碰击，加剧井塌。④举砂后倒划困难：举砂后起下钻频繁遇阻，开泵划眼困难，初步判断井壁垮塌或井径扩大形成“大肚子”井眼。举砂掉块进入大肚子未举出，可采用变排量改变流态或使用高黏切泥浆。
经过14次举砂解决倒划困难及垮塌问题，但重浆举砂同时造成以下不良后果：①重浆举砂后密度不均匀，造成井筒钻井液性能污染，易对井底工况误判；②重浆易形成虚泥饼；③重浆黏切高，举砂时掉块易快速聚集在环空，造成卡钻等问题；④重浆密度高，易造成井漏；⑤举砂后密度升高，影响机械钻速。故非必要尽量不举砂，以此保证钻井液性能稳定；如举砂则采用井浆配，不用老浆以免破坏井浆性能。
3.3 井漏及堵漏措施
3.3.1 钻具组合
井漏时钻具组合：Ø311.2 mm PDC钻头0.32 m+1.25螺杆9.56 m+Ø228.6 mm短钻铤2.05 m+回压阀0.57 m+Ø305.0 mm扶正器1.35 m+定向接头0.60 m+Ø228.6 mm无磁钻铤（MWD）9.57 m+ Ø228.6 mm钻铤18.27 m+731×630接头0.72 m+ Ø203.2 mm钻铤44.67 m+震击器9.57 m+631×DS520接头0.75 m+Ø139.7 mm钻杆。
3.3.2 发生经过及处理
复合钻进至井深2 891.37 m，排量59.4 L/s，泵压24.1 MPa，发现液面漏失0.6 m3，降排量钻进至井深2 891.84 m，排量49.5 L/s，泵压23.5 MPa，漏失钻井液10.6 m3。随后循环测漏速，钻井液配堵漏浆，注堵漏浆后憋压候堵，压力未降，泄压开井后液面正常。复合钻进至井深2 904.41 m，排量59.4 L/s，泵压24.4 MPa，发现液面漏失0.5 m3，降低排量上提钻具循环，排量42.7 L/s，泵压18 MPa，液面失返，漏失钻井液6.4 m3，每10 min吊罐钻井液2.0 m3，每小时正眼顶通水眼1 m3，钻井液配堵漏浆，此次井漏共计堵漏11次，其中堵漏浆堵漏7次，注水泥堵漏4次，最终堵漏成功。堵漏过程中堵漏浆准备周期过长，自流井组现场堵漏作业期间实际共配7次堵漏浆，累计32.26 h。堵漏配方配置及调整遵循以下原则：①根据漏失类型选择配方；②根据漏速调整配方浓度；③实时监测与动态调整；④防止二次复杂发生。
井漏主要原因为钻遇裂茅口组发育天然裂缝带，发生井漏（尤其是井漏失返）时应上提钻具防止因压差造成黏附卡钻，如钻井液能正常建立循环，未失返，则循环测漏速；预先在井浆中加入2%~3%核桃壳（细）+3%JD-5+2%沥青类材料作为防漏体系钻进，同时使用单振动筛过筛，保持一定堵漏浆浓度，现场根据井内堵漏剂消耗及时补充防漏堵漏材料；漏速小于或等于10 m3/h时，采用随钻堵漏为主；如漏速过大，无法保证循环，可直接将基浆转换为堵漏浆堵漏，同时加强环空液面监测，防止又喷又漏，发现液面上涨和出口外溢立即关井；如果井漏失返，应上提活动钻具，进行环空吊灌，定期注钻井液顶通水眼，保证能够建立起循环。根据情况进行配堵漏浆或者注水泥，井漏时振动筛和液面处要及时跟踪出口情况及液面变化，一旦出口断流或者出口流量增大，要有漏转喷井控意识，做好关井准备。
4 结论
1）工具在复杂地层中长时间工作易产生疲劳断裂，尤其是在软硬交替的地层，工具进入井筒后应检查易疲劳及损坏关键部位，禁止用卡瓦坐在工作部件位置，组合钻具避免将施加吨位作用在工具中和点，防止工具疲劳，入井工具达到使用时间及时更换。
2）泥页岩层及断层破碎带易水化膨胀，受钻井液浸泡后稳定性丧失，钻井液性能不足，无法有效悬浮沉砂，形成虚厚泥饼，导致井眼不通畅，增加井壁垮塌风险。通过优化钻井液性能，控制失水防止虚泥饼，钻井液性能保证井壁稳定性，稳定性差地层增强防卡，非必要尽量不举砂，保证钻井液性能稳定，举砂重浆采用井浆配，避免老浆破坏井浆性能。
3）地层裂缝发育，钻遇时容易发生漏失。根据漏失类型选择合适的堵漏材料，漏速和实时监测结果动态调整堵漏配方，可在钻井液中预先加入核桃壳等颗粒材料，保持一定堵漏浆浓度，发生井漏上提钻具防止因压差造成黏附卡钻，振动筛和液面应加强观察，出口断流或出口流量增大要有漏转喷井控意识。