川西气田雷口坡组气藏处于四川盆地川西坳陷龙门山构造带。2014年彭州1井雷口坡组四段测试，在油压26MPa下，获日产气121×104m3/d的高产工业气流，从而发现了川西气田雷口坡组气藏，后续部署的鸭深1井、羊深1井等相继获得工业气流，截至2018年，已提交控制储量2166×108m3，证实了雷口坡组气藏勘探开发前景广阔，是国家“十四五”天然气增储上产的重要阵地。为提高储层段穿行长度，进一步提高单井产量，采用丛式大斜度井模式开发。在彭州4-2D井三开超深小井眼井段首次应用抗高温旋转导向工具，实现轨迹的精确控制和准确中靶，确保了地质目标的成功实现。
 
雷口坡组气藏工程地质特征
 
雷口坡组气藏埋深为5700-6200m，为超深层气藏；地层压力63.47-67.81MPa，地压系数1.10-1.20之间，为常压地层；破裂压力系数2.40-2.99，坍塌压力整体低于地层孔隙压力，局部层段接近或略大于地层压力。雷口坡组水平最小应1.44-2.06MPa/100m，平均1.77 MPa/100m；水平最大1.73-3.55 MPa/100m，平均2.82 MPa/100m。地应力方向比较一致，最大主应力方向近东西向，方位角在74-84 °之间，平均80°左右；最小主应力方向为近南北向，平均方位角为170°左右，沿最小主应力方向钻井井壁失稳风险最大。彭州4-2D井部署在川西坳陷龙门山前构造带鸭子河构造，以雷口坡组四段为主要目的层，设计井深6545m/垂深5889m，最大井斜79.91°。根据设计轨迹及坍塌压力分布图，雷口坡组四段井斜角在58-79°、方位139°，地层坍塌压力系数最高在1.34左右。图1展示了雷四段坍塌压力饼状图及139°方位坍塌压力随井斜度变化.
 
  彭州4-2D井三开井眼尺寸Φ165.1mm，井底温度预计140-150℃，设计应用井段5916-6545m。综合考虑井眼尺寸、地层岩性、井温等因素，选择使用AutoTrak旋转导向系统，工具外径Φ121mm、最大外径Φ134mm、导向块长度620mm，近钻头井斜传感器零长1.2m、最高造斜率10°/30m，适合井眼尺寸Φ146-Φ171mm，最高耐温150℃。配合OnTrak测量模块使用，采用传感器整体设计，所有组件内置，可靠性高，双伽马/平均伽马8个扇区成像；使用多频率电阻率技术，2MHz和400kHz，四发双收结构，能够获得8条补偿电阻率。图2为旋转导向工具示意图。
 

三开钻遇地层主要为雷口坡组四段，上亚段上部为藻砂屑灰岩、泥晶灰岩为主，夹灰色微(粉)晶白云岩、灰质白云岩，中亚段上部为灰色膏质白云岩、白色云质膏岩，下部为藻粘结白云岩、微-粉晶白云岩互层。抗张强度分布在2.37-11.90MPa之间，平均5.25MPa。从岩性上来看，灰岩抗张强度比白云岩大，表明灰岩比白云岩更加致密。单轴抗压强度分布在59.3-163.2MPa之间，平均为102.0MPa；弹性模量分603.7-27063.1MPa之间，平均为16112.7MPa；泊松比分布在0.102-0.343之间，平均为0.254。可钻性4-6级，整体属于中等抗压强度、可钻性较好的碳酸盐岩地层。

针对雷口坡组压实程度高、吃入性差的特点，采用较强吃入性和攻击性钻头设计思路，提高钻头的综合钻进指标。优选T1356B PDC钻头，采用3主+2副的5刀翼结构设计，有利于提高攻击性及定向施工；13mm齿，保证切削齿的吃入性；切削深度控制技术，减少各向振动，使钻头工作稳定；加强保径设计，提高斜井段耐磨性能，保障钻头的使用寿命，避免提前磨损。图3为选用钻头T1365B示意图。

 
钻井风险分析及技术应对
 
上部井壁失稳的风险：雷口坡组四段地层上储层可能破碎，大斜度（58-78.6°）钻井施工井壁稳定难度大。地温异常导致高温旋导仪器损坏的风险：目的层温度高（预计140°C），温度过高导致旋导工具无法正常工作，甚至产生不可逆转的损坏。此外，还有井漏风险，雷四段有裂缝发育，预防井漏。高振动有可能导致旋导工具损坏，雷四段上部岩性为灰岩、白云岩，可钻性差，旋导工具钻进时振动大，导致井下仪器过早损坏。针对雷四段上储地层可能会出现的井壁坍塌，施工过程中应对钻井液及时补充润滑剂和防塌剂等，以使钻井液具有较强的抑制和防塌润滑性，使用含可酸溶性材料强化钻井液封堵性能，做好防塌的同时做好油层保护。钻进过程中应坚持短程提下钻制度，每钻进100m井段或48h必须短程起下钻一次，复杂井段加密短程起下钻，保证起下钻畅通。

正常下钻至预计温度达到125℃处，应尽可能连接顶驱开泵灌浆以实时观测到井下旋导工具的温度，地层温度超过150度不得下入旋导工具。减少接立柱时间，避免任何不循环的情况。在易漏层段钻进时接单根前应留有一定的返屑时间，避免井下岩屑沉积过多，接好单根后应以小排量开泵，待正常后再使用钻进排量，钻进排量在保证足够的环空返速前提下应采用较小排量。密切关注井下工具的振动情况，通过优化调整钻井参数，以控制井下工具安全快速的完成施工井段。
 
现场应用旗开得胜
 
三开开钻井深5883m，先下入PDC钻头+1.5°单弯螺杆滑动导向钻具组合试钻进，以验证雷四段井壁稳定性，实际进尺27m，在钻井液密度1.50g/cm3条件下，摩阻扭矩正常，无掉块现象，表明井下状况良好，满足旋导工具下入条件。自2019年9月8日井深5913m开始入井使用，共使用3趟，9月27日钻至6573.77m全井完钻。

第1趟钻9月8日井口测试旋转导向仪器工作正常，下至5000m左右开始分段循环下钻，到底后自井深5913m开始钻进，钻至井深5940.33m发现近钻头井斜不增，发100%增斜指令，控时钻进至5944m，井斜依然未增，现场分析和地层有关，9月12日起钻。本趟钻进井段5913-5944m，进尺31m，平均机械钻速2.24m/h，井斜由62.01°增至63.36°，平均造斜率4.35°/100m。

第2趟钻 9月12日井口测试，旋导工具一切正常后下钻，开始正常钻进。钻至井深6209.51m测斜发现，在未改变任何参数的情况下，方位由140.65°突增至143.07°，发指令降方位，稳斜降方位钻进。根据地质要求，在井深6279.22m发指令改变参数，按照96.77%的合力增斜，-19.36%的力降方位，控时10-20min/m。井深6298.67m测斜，井斜降至77.1°，方位145.65°，近钻头井斜76.9°，导向工具全力增斜仍降斜，循环温度140.7℃。9月19钻至井深6302m，控时30-40min/m全力增斜，降斜率依然达6°/100m，起钻更换导向头。钻进井段5944-6302m，进尺358m，平均机械钻速4.61m/h。

第3趟钻 9月20日井口测试，工具信号和数据正常，下钻到底开始正常钻进。井深6387.35m，测得井下温度 157.2℃，井深6403.39m，反复测量均测不到温度，起钻至套管内，调试旋导仪器，再次下钻钻进。钻至6462.57m，发生井漏，起钻至6060m堵漏。9月27日钻至6573.77m完钻。钻进井段6302-6573.77m，进尺271.77m，平均机械钻速5.26m/h。图4展示了旋转导向工具出井情况。三开钻进中克服了地层不增斜、仪器解码率低、海相易破碎地层、井下温度高等难题，成功钻至井深6573.77m完钻。
 

第1趟钻进使用SF54DH钻头，进尺31m，平均机械钻速2.24m/h，起出钻头保径完好，磨损不大，但机械钻速偏低。第2、3趟钻使用T1365B钻头，钻进井段944-6573.77m，累计进尺629.77m，平均机械钻速4.87m/h，创川西雷口坡组单只钻头进尺最长、机械钻速最高两项工程新纪录。出井新度90%以上，仍可以继续入井使用，表明该钻头对雷口坡组灰岩和白云岩适应性好，适合在该工区推广应用。图6为T1365B钻头入井前后对比图。


在实钻过程中，地质-物探-工程团队紧密协作，应用旋转导向系统实时优化调整轨迹，控制井斜从58°增至79.9°，然后降至70.5°，精确控制在储层段穿行，钻遇优质储层315m，最高全烃达14.43%，A、B靶点均按要求中靶，井身质量达到设计要求，实现川西气田第一口三开制超深大斜度井的成功完钻。旋转导向钻井工具凭借着其旋转钻进及近钻头控制的优势，可实现快速钻进和轨迹的精确控制，而且井眼光滑，降低了摩阻扭矩，提高机械钻速，减少钻进时间和钻井液对储层的浸泡时间，有利于保护储层。旋转导向工具在彭州4-2D井三开斜井段的成功应用，表明该工具基本满足川西海相超深大斜度井的轨迹控制要求，随着川西气田开发进度的加快推进，旋转导向工具在该地区具有广阔的应用前景。鉴于川西海相超深井井底温度高，对定向仪器性能造成不利影响，建议加强钻井液循环降温系统的研发，保障定向仪器的正常工作。