彭水頁巖氣水平井鉆井優(yōu)化設計及現場應用

袁明進，童勝寶，丁錦鶴，何能舉

（中國石化華東分公司石油工程技術研究院，江蘇 南京 210031）

1 地質特點及鉆井技術難點

渝東南彭水區(qū)塊構造位于四川盆地東南緣，彭頁1井為該區(qū)塊的第一口頁巖氣參數井。該井自上而下鉆遇的地層依次為第四系，三疊系大冶組，二疊系長興組、吳家坪組、茅口組、棲霞組、梁山組，志留系韓家店組、小河壩組、龍馬溪組，奧陶系五峰組、臨湘組、寶塔組，龍馬溪組為主要目的層位。

通過彭頁1井的鉆探，在龍馬溪組獲得良好的氣顯示。按照“直井取參數，水平井求產能”的部署思路，優(yōu)選了彭頁1井優(yōu)質頁巖段作為水平井靶窗，側鉆施工了彭頁HF-1井。通過彭頁1井以及彭頁HF-1井的鉆探，總結出該區(qū)塊存在以下鉆井技術難點。

1.1 地層可鉆性差，機械鉆速低

根據彭頁1井的鉆井及測井資料以及相關的室內實驗研究，繪制了該區(qū)塊地層的可鉆性曲線，總體來說彭水區(qū)塊巖石可鉆性級值呈現上、下部高，中間低的特點。其中上部的長興組、茅口組地層由于富含燧石團塊，是導致上部地層級值高、可鉆性較差的根本原因。龍馬溪組巖石屬于中高硬度、輕脆性巖石，可鉆性級值較高，達到7。

彭頁1井一開?444.5 mm×86.16m，平均機械鉆速0.9m/h；二開?311.1 mm×893.78m，平均機械鉆速2.03m/h；三開?215.9 mm×2 208m，平均機械鉆速3.46m/h，全井平均機械鉆速僅2.62m/h。

1.2 灰?guī)r縫洞發(fā)育，堵漏難度大

彭水區(qū)塊二疊系、三疊系地層巖性以灰?guī)r及泥質灰?guī)r為主，常規(guī)鉆井液鉆進過程中很容易發(fā)生井漏現象。彭頁2HF井原井眼鉆進過程中于井深132m處鉆遇大型裂縫性漏失，強鉆堵漏過程中漏失鉆井液3 028m3，清水5 890m3；井深345 ～ 379m處出現三次放空現象。

1.3 地層傾角大，井斜控制難

彭水區(qū)塊位于武陵褶皺帶的彭水—德江褶皺帶，處在“槽—檔”過渡區(qū)，構造形態(tài)以NE向復向斜和復背斜相間分布為主。區(qū)塊內地層普遍存在10°～48°的地層傾角，其中韓家店和小河壩組地層傾角較大。

彭頁1井實鉆過程中由于地層傾角大、地層造斜能力強，導致井斜控制難，最終井深1 270m處井斜角達到相對最大值15.829°，井底位移達240m（完鉆井深2 208m）。

1.4 頁巖層水平井鉆進，井壁垮塌風險大

彭頁1井主要目的層段龍馬溪組巖性主要為黑色碳質頁巖、灰黑色頁巖，其中夾少量粉砂巖及泥巖，礦物含量主要以黏土礦物（18%～50%）、石英（26.6%～73.1%）為主。其中黏土礦物主要以伊利石（34% ～65%）、伊/蒙混層（24% ～57%）為主，綠泥石含量5%～15%，不含高嶺石。

結合黏土晶體的化學結構特征和特性，認為在龍馬溪組鉆水平井時，其主要的井壁穩(wěn)定風險是因伊利石及伊蒙混層礦物晶體分散及表面吸水而產生的剝落掉塊[1]。

2 鉆井優(yōu)化設計

2.1 井身結構

彭頁1井、彭頁2HF井原井眼鉆井過程中遇到的主要問題是淺表地層的溶洞性漏失以及上部灰?guī)r層段的縫洞性漏失。通過對彭水區(qū)塊地質地層特點以及鉆井技術難點的綜合分析，認為彭水區(qū)塊一開井深宜鉆穿上部灰?guī)r地層進入韓家店組50m，采用空氣鉆井方式，解決淺表地層以及上部灰?guī)r地層存在的井漏問題，下表層套管封固，為二開鉆進提供一個穩(wěn)定的井眼；二開鉆進至造斜點上部30m，以降低施工風險，避開大尺寸造斜井段，提高二開鉆進效率；三開鉆進至完鉆井深，井身結構見圖1。

圖1 彭水區(qū)塊頁巖氣水平井井身結構Fig.1 Well bore configuration of horizontal wells in Pengshui shale gas

2.2 鉆井方式

從該區(qū)塊的地質特點分析以及彭頁1井、彭頁2HF井原井眼的鉆井過程來看，彭水區(qū)塊在淺表地層存在縫洞性漏失的可能性較大，同時該區(qū)塊上部地層主要為灰?guī)r，鉆進過程中也很容易發(fā)生裂縫性漏失。進入志留系韓家店組，地層傾角較大，造斜能力強，井斜難以控制。而采用空氣鉆井方式不僅能很好的解決該區(qū)塊的井漏問題，同時在防斜打直、提速提效方面有很好的技術優(yōu)勢。因此，彭頁2HF、3HF、4HF等井在一開、二開井段均設計采用空氣/空氣錘鉆井。

2.3 軌跡控制

水平井施工，井眼軌跡控制是一個難題，控制不好井眼軌跡不在目的層穿行會給后期施工造成困難。國外頁巖氣水平井施工為了提高井眼軌跡控制精度，降低鉆井過程中的扭矩磨阻，一般采用旋轉導向鉆井技術[2-4]。彭頁HF-1井在借鑒國外成功開發(fā)頁巖氣的基礎上采用了旋轉導向鉆井技術，取得了良好的井眼軌跡控制和鉆井效果。為了對比旋轉導向與滑動導向（LWD）控制井眼軌跡的效果，彭頁2HF設計采用了LWD控制井眼軌跡。

2.4 井壁穩(wěn)定

由于頁巖層層理結構特征，在地層應力被破壞后，很容易因應力的釋放而產生剝落掉塊，也就是地層應力失去平衡。從彭頁1井龍馬溪組頁巖取出的巖心觀察，可以看到很明顯的層理結構，以及因地層應力釋放后產生的橫向裂縫和巖心敲擊后產生的整體的剝落掉塊。

從彭頁1井龍馬溪組頁巖的特點可以看出，在龍馬溪組施工頁巖氣水平井，保持井壁穩(wěn)定需從兩個方面入手：①選擇強抑制性鉆井液體系，減少因鉆井液失水而造成的泥頁巖地層吸水膨脹而產生的剝落、掉塊；②確定合理的鉆井液密度，有效平衡上覆地層壓力，防止因地層被打開后而產生的應力不平衡，導致井壁不穩(wěn)定。

3 現場應用情況

3.1 井身結構

通過彭頁2HF、3HF、4HF三口井的現場應用，該區(qū)塊采用優(yōu)化后的井身結構方案能夠滿足區(qū)塊勘探開發(fā)要求（表1）。

3.2 鉆井方式

彭頁2HF、3HF、4HF井在一開、二開井段均設計采用空氣/空氣錘鉆井。通過現場實踐，取得了良好的應用效果?，F場統計數據表明：?444.5井眼常規(guī)鉆井機械鉆速1～3.6m/h，空氣鉆井機械鉆速4～7m/h，相比提高了1～3倍。泡沫鉆井機械鉆速3.6m/h。? 311.1井眼常規(guī)鉆井機械鉆速2～3m/h，空氣鉆井機械鉆速12.5～15m/h，相比提高了3.2～6.5倍。泡沫鉆井機械鉆速5m/h，相比常規(guī)鉆井提高了0.7～1.5倍（圖2、圖3）。

表1 設計與實鉆井身結構對比Table 1 Well bore configuration comparison of design wells and real drilling wells

圖2 ?444.5井眼機械鉆速Fig.2 ROP of?444.5 well bore

圖3 ?311.1井眼機械鉆速Fig.3 ROP of?311.1 well bore

同時采用空氣/空氣錘鉆井方式，井身質量也得到了很好的控制。相比相同井段的彭頁1井采用常規(guī)鉆井液鉆進，于井深1 540m處井斜角達15.84°，而彭頁2HF、3HF、4HF三口井直井段最大井斜角均小于4°。

3.3 軌跡控制

彭頁HF-1、2HF、3HF、4HF四口井水平段采用不同方式控制井眼軌跡，使用效果見表2。從井身質量上來看，彭頁HF-1、3HF二口井采用旋轉導向，狗腿度普遍要比采用滑動導向（LWD）高，主要是由于在實鉆過程中目的層的變化導致井眼軌跡調整?？傮w來看，采用旋轉導向和滑動導向（LWD）都能夠很好的滿足井眼軌跡控制質量要求，井眼軌跡均較光滑。但在機械鉆速方面，采用旋轉導向機械鉆速普遍要比采用滑動導向（LWD）高，是其1～2倍。

3.4 水平段鉆井液

彭頁HF-1、2HF、3HF、4HF各井三開井段均采用油基鉆井液。其中彭頁HF-1、4HF采用的是進口油基鉆井液（體系1），彭頁2HF、3HF采用的是國產油基鉆井液（體系2）。從現場應用情況來看，4口井鉆井過程中油基鉆井液均表現出較好的性能（表3），特別是抗失水性、抑制頁巖膨脹、潤滑性方面表現出優(yōu)越的性能，保證了鉆井過程的順利進行。

表2 水平段旋轉導向與滑動導向（LWD）使用效果對比Table 2 Usage effects comparison of rotary steering and slide-and-guide in horizontal sections

表3 不同油基鉆井液性能對比Table 3 Performance comparison of different oil base drilling fluids

4 存在問題

4.1 漏失嚴重

彭頁HF-1、2HF、3HF和4HF各井三開井段均發(fā)生井漏現象，其中彭頁HF-1漏失19次，漏失油基鉆井液357.7m3；彭頁2HF漏失15次，漏失油基鉆井液293.68m3；彭頁4HF漏失12次，漏失油基鉆井液489.5m3。從漏失的井深和層位分析，漏失主要發(fā)生在目的層龍馬溪組中下部灰質泥巖及粉砂質泥巖段。

4.2 地層出水

彭頁3HF井一開鉆至37.14m處地層出水，隨后轉成泡沫鉆進，鉆至74.17m處地層出水量增大至32m3/h，泡沫鉆井不能正常施工，轉換成常規(guī)鉆井液鉆進。二開后采用空氣鉆進+空氣錘施工，鉆至井深1 890m后起鉆換空氣錘，下鉆到底后開氣循環(huán)，發(fā)現返砂成團，判斷井下存在出水情況。繼續(xù)鉆進至1 961m時，鉆時升高，起出空氣錘，發(fā)現空氣錘泥包，為了避免出現復雜事故，二開余下井段轉換成常規(guī)鉆井液施工。

5 結論及建議

1）彭水區(qū)塊頁巖氣水平井采用三級井身結構、空氣鉆井方式、旋轉導向/滑動導向（LWD）、油基鉆井液等方法，很好地解決了前期鉆井過程中的灰?guī)r縫洞性漏失、頁巖層井壁穩(wěn)定等問題。但目前將技術套管下至造斜點上部，三開井段鉆進過程中油基鉆井液漏失嚴重，需進一步對井身結構進行優(yōu)化設計和研究，為鉆井作業(yè)安全、高效、順利進行進一步提供支持。

2）彭頁3HF井由于處于構造的低部位，地層埋深較深，在采用空氣鉆井過程中地層出水嚴重，導致空氣鉆井無法進行。因此，需進一步深化認識該區(qū)塊的地質構造特點及地層含水特點，為空氣鉆井在該區(qū)塊的合理應用奠定基礎。

3）彭水區(qū)塊頁巖氣水平井采用油基鉆井液能很好的滿足頁巖層水平鉆進需要，但漏失嚴重，且成本較高，需進一步開展水基鉆井液以及聚胺仿油基鉆井液的室內研究和現場試驗工作，為該區(qū)塊降本增效，實現頁巖氣商業(yè)開發(fā)提供保障。

[1]鄢捷年.鉆井液工藝學[M].山東東營∶石油大學出版社，2001：27-43.

[2]趙金海，唐代緒,朱全塔,等.國外典型的旋轉導向鉆井系統[J].國外油氣田工程,2002，18（11）：33-36.

[3]狄勤豐，張紹魁，周鳳岐,等.旋轉導向工具設計及其旋轉導向機理研究[J].西北大學學報（自然科學版）,1998，28（4）：299-302.

[4]姜政華，童勝寶，丁錦鶴.彭頁HF-1頁巖氣水平井鉆井關鍵技術[J].石油鉆探技術,2012，40（4）：28-31.