涪陵頁巖氣田鉆井工程技術(shù)進(jìn)展與發(fā)展建議

潘 軍，劉衛(wèi)東，張金成

(1.中國(guó)石油化工股份有限公司油田勘探開發(fā)事業(yè)部，北京 100728；2.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

涪陵頁巖氣田主體位于重慶市涪陵區(qū)境內(nèi)，地表屬山地喀斯特地貌，地面海拔300～1 000 m。2012年焦頁1HF井獲高產(chǎn)頁巖氣流，拉開了中國(guó)頁巖氣商業(yè)化開發(fā)的序幕。截至2017年底，涪陵頁巖氣田累計(jì)產(chǎn)氣154.32×108m3，順利建成了100.00×108m3/年的產(chǎn)能，成為了北美之外首個(gè)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)的大型頁巖氣田。作為我國(guó)第一個(gè)大型頁巖氣田，其鉆井工程技術(shù)體系對(duì)其他頁巖氣田的鉆井具有示范作用[1-4]。為了系統(tǒng)總結(jié)涪陵頁巖氣田的鉆井技術(shù)，筆者圍繞交叉形平行水平井組布井方案及魚鉤形井眼軌道設(shè)計(jì)、適合山地特點(diǎn)的“井工廠”平臺(tái)地面布局方案和“井工廠”鉆井作業(yè)模式、適于溶洞暗河地層的清水強(qiáng)鉆鉆井技術(shù)、基于全井段的“PDC鉆頭+螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù)、低成本常規(guī)導(dǎo)向井眼軌跡控制技術(shù)、國(guó)產(chǎn)低成本油基鉆井液技術(shù)、頁巖氣水平井套管密封完整性設(shè)計(jì)與控制技術(shù)、滿足大型壓裂要求的長(zhǎng)水平段固井技術(shù)等方面開展了系統(tǒng)概述；針對(duì)涪陵頁巖氣田現(xiàn)階段面臨的穩(wěn)產(chǎn)壓力大、經(jīng)濟(jì)開發(fā)效益有待進(jìn)一步提高等問題，從“穩(wěn)產(chǎn)保效、提速降本”的角度，對(duì)鉆井工程技術(shù)發(fā)展方向進(jìn)行了展望和分析，以期為頁巖氣鉆井工程技術(shù)的持續(xù)攻關(guān)提供借鑒。

1 涪陵頁巖氣田鉆井概況及鉆井難點(diǎn)

1.1 涪陵頁巖氣田鉆井概況

2012—2017年，涪陵頁巖氣田的勘探開發(fā)歷程可分為4個(gè)階段，即勘探發(fā)現(xiàn)階段、開發(fā)試驗(yàn)階段、一期產(chǎn)能建設(shè)階段和二期產(chǎn)能建設(shè)階段。

1) 勘探發(fā)現(xiàn)階段(2012年)。在大安寨區(qū)塊完成了涪頁2-2HF等6口水平井，均未獲工業(yè)氣流。2012年底在涪陵焦石壩區(qū)塊鉆探的焦頁1HF井獲得了高產(chǎn)工業(yè)氣流。該井完鉆井深3 653.99 m，垂深2 416.55 m，水平段長(zhǎng)1 407.50 m，鉆井周期151 d，完井周期167 d，機(jī)械鉆速2.87 m/h。

2) 開發(fā)試驗(yàn)階段(2013年)。在焦石壩區(qū)塊北部共部署了13個(gè)鉆井平臺(tái)，鉆井29口，平均完鉆井深4 208.00 m，平均垂深2 339.00 m，平均水平段長(zhǎng)1 493.00 m，平均機(jī)械鉆速4.96 m/h，平均鉆井周期78.6 d。與焦頁1HF井相比，機(jī)械鉆速提高了72.82%，鉆井周期縮短了47.95%。相對(duì)于焦頁1HF井，開發(fā)試驗(yàn)階段的頁巖氣井各開次機(jī)械鉆速都有顯著提高，特別是二開井段機(jī)械鉆速提高了255%，導(dǎo)眼井段機(jī)械鉆速提高了127%。

3) 一期產(chǎn)能建設(shè)階段(2014—2015年)。焦石壩區(qū)塊部署了50個(gè)平臺(tái)，鉆井229口，平均完鉆井深4 734.00 m，平均垂深2 876.00 m，平均水平段長(zhǎng)1 517.00 m，平均機(jī)械鉆速8.14 m/h，平均鉆井周期67.37 d。與開發(fā)試驗(yàn)階段相比，機(jī)械鉆速提高了64.11%，鉆井周期縮短了14.28%。相比開發(fā)試驗(yàn)階段，一期產(chǎn)能建設(shè)階段的頁巖氣井各開次機(jī)械鉆速都有提高，其中導(dǎo)眼井段機(jī)械鉆速提高了262%，一開井段機(jī)械鉆速提高了143%。

4) 二期產(chǎn)能建設(shè)階段(2016—2017年)。截至2017年底，在焦石壩區(qū)塊外圍的平橋區(qū)塊、江東區(qū)塊新建鉆井平臺(tái)40個(gè)，鉆井142口，完鉆89口，平均完鉆井深5 158.00 m，平均垂深3 259.00 m，平均水平段長(zhǎng)1 571.00 m，平均機(jī)械鉆速7.52 m/h，平均鉆井周期84.12 d，平均完井周期99.17 d。平均垂深較一期產(chǎn)能建設(shè)階段增加383.00 m，鉆井周期延長(zhǎng)了23.5%，機(jī)械鉆速降低了6.2%。鉆井指標(biāo)的下降，主要由二期產(chǎn)能建設(shè)階段井深增加及小河壩組巖石硬度高、研磨性強(qiáng)，含硅質(zhì)、石英質(zhì)夾層等原因所造成。

1.2 涪陵頁巖氣田鉆井技術(shù)難點(diǎn)

涪陵頁巖氣田鉆遇地層為三疊系雷口坡組、嘉陵江組和飛仙關(guān)組，二疊系長(zhǎng)興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組和梁山組，石炭系黃龍組，志留系韓家店組、小河壩組和龍馬溪組，奧陶系上統(tǒng)五峰組。 主要目的層為龍馬溪組和五峰組。鉆井過程中主要存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

1) 地表?xiàng)l件復(fù)雜，鉆前工程投資大。涪陵地區(qū)地面屬典型的喀斯特地貌，地表及上部地層裂縫發(fā)育，溶洞及暗河分布廣泛，導(dǎo)致井位選址困難，鉆前工程施工難度大、成本高。

2) 地質(zhì)條件復(fù)雜，鉆井工藝復(fù)雜。地層地質(zhì)年代古老，經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng),表現(xiàn)為：a)淺表層溶洞、暗河和裂縫發(fā)育，鉆井過程中易發(fā)生嚴(yán)重漏失；b)二疊系長(zhǎng)興組、龍?zhí)督M、茅口組和棲霞組裂縫氣發(fā)育，且部分含氣層含硫化氫，噴漏同層，存在井控與硫化氫中毒風(fēng)險(xiǎn)；c)志留系地層的坍塌壓力與漏失壓力之間的窗口較小，井壁容易失穩(wěn)導(dǎo)致井下復(fù)雜情況；d)龍馬溪組頁巖儲(chǔ)層層理發(fā)育、易水化膨脹，水平段鉆進(jìn)過程中井眼穩(wěn)定性差，易井漏、垮塌；e)長(zhǎng)興組、龍?zhí)督M、茅口組和棲霞組地層硬度大，夾層多，研磨性強(qiáng)，跳鉆嚴(yán)重，鉆頭損壞嚴(yán)重，導(dǎo)致機(jī)械鉆速低，鉆井周期長(zhǎng)。

3) 井眼軌道復(fù)雜，鉆井施工難度大。涪陵頁巖氣田主要采用叢式水平井組開發(fā)，井眼軌道具有3大特點(diǎn)：a)偏移距大。為保證單井控制儲(chǔ)量，水平段井距為600.00 m，同時(shí)為滿足大型壓裂要求，水平段鉆井方位要垂直或近似垂直于最大主應(yīng)力方向。b)靶前位移大。為實(shí)現(xiàn)地下井網(wǎng)全覆蓋，涪陵頁巖氣田采用交錯(cuò)式井網(wǎng)開發(fā)，靶前位移在800.00 m以上。c)水平段長(zhǎng)。水平段長(zhǎng)度一般為1 500.00 m。

4) 頁巖層理發(fā)育，井壁穩(wěn)定性較差。受構(gòu)造及成巖作用的影響，涪陵地區(qū)泥頁巖地層層理裂縫發(fā)育，具有顯著的力學(xué)各向異性，導(dǎo)致井壁失穩(wěn)與漏失風(fēng)險(xiǎn)高，常規(guī)水基鉆井液無法滿足長(zhǎng)水平段安全鉆進(jìn)要求；初期使用的油基鉆井液油水比偏高，部分井段處理劑加量大，性能尚需進(jìn)一步完善提高。

5) 固井環(huán)境復(fù)雜，固井質(zhì)量要求高。頁巖氣水平井水平段長(zhǎng)、壓裂規(guī)模大、施工壓力高、工藝復(fù)雜，多次分段射孔及大型壓裂施加的交變載荷對(duì)水泥環(huán)損傷嚴(yán)重，因此對(duì)生產(chǎn)套管的性能和水泥漿的彈韌性以及水泥石與地層膠結(jié)質(zhì)量、密封完整性提出了更高的要求。三開采用油基鉆井液鉆進(jìn)，井壁油膜難以沖洗干凈，長(zhǎng)水平段套管下入過程中摩阻大，套管居中困難，給生產(chǎn)套管固井帶來了巨大挑戰(zhàn)。

2 涪陵頁巖氣田鉆井工程技術(shù)進(jìn)展

經(jīng)過5年的研究與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐，涪陵頁巖氣田在鉆井工程技術(shù)方面形成了適合山地特點(diǎn)的“井工廠”平臺(tái)地面布局方案和“井工廠”鉆井作業(yè)模式,創(chuàng)新設(shè)計(jì)了交叉形平行水平井組布井方案及魚鉤形井眼軌道設(shè)計(jì)方案,形成了適于溶洞暗河地層的清水強(qiáng)鉆技術(shù),全面推廣了基于全井段的“PDC鉆頭+螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù),形成了低成本常規(guī)導(dǎo)向井眼軌跡控制技術(shù),開發(fā)了國(guó)產(chǎn)低成本油基鉆井液技術(shù)、頁巖氣水平井套管密封完整性設(shè)計(jì)與控制技術(shù),研發(fā)了滿足大型壓裂要求的長(zhǎng)水平段固井技術(shù)，形成了涪陵頁巖氣田鉆井工程技術(shù)體系，為順利建成涪陵頁巖氣田100×108m3產(chǎn)能提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。

2.1 適合山地特點(diǎn)的“井工廠”平臺(tái)地面布局方案

“井工廠”模式的叢式井組，就是利用最小的井場(chǎng)面積使開發(fā)井網(wǎng)覆蓋區(qū)域最大化，既有利于鉆井及壓裂施工實(shí)施“井工廠”作業(yè)，又充分發(fā)揮地面工程及基礎(chǔ)設(shè)施集中使用的高效性。充分考慮涪陵山區(qū)地貌特點(diǎn)，設(shè)計(jì)出5個(gè)井?dāng)?shù)(3～8口井)、3種排列方式(橫排/縱排/雙排)、2種鉆機(jī)模式(單鉆機(jī)/雙鉆機(jī))下的多種布局方案，滿足了涪陵頁巖氣田產(chǎn)能建設(shè)需求。例如四井式叢式井井場(chǎng)面積8 400 m2，與4口單井井場(chǎng)面積相比，節(jié)約土地82.5%[5-6]。

在“井工廠”平臺(tái)建設(shè)前，采用高密度電法勘查地下100.00 m內(nèi)暗河、溶洞的分布情況，弄清淺層水系分布規(guī)律，部署平臺(tái)時(shí)盡可能避開水系豐富區(qū)、溶洞及暗河發(fā)育區(qū)，避免出現(xiàn)井下復(fù)雜情況，提高涪陵頁巖氣田的鉆井效率。

2.2 適合山地特點(diǎn)的“井工廠”鉆井作業(yè)模式

涪陵頁巖氣田采用批量化鉆井模式，即依次進(jìn)行一開、二開和三開作業(yè)，鉆井、固井、測(cè)井設(shè)備無停待，并可重復(fù)利用鉆井液，尤其是三開油基鉆井液的重復(fù)利用，大大節(jié)省了鉆井費(fèi)用?！熬S”鉆井作業(yè)模式改變了油氣行業(yè)傳統(tǒng)的鉆井作業(yè)形式，實(shí)現(xiàn)了作業(yè)工序再造，縮短了中完作業(yè)時(shí)間，提高了鉆機(jī)的利用率。

焦頁30平臺(tái)采用“井工廠”作業(yè)模式，與同期井相比，搬遷時(shí)間同比縮短61.42%，鉆進(jìn)時(shí)間同比縮短23.21%，中完時(shí)間同比縮短55.51%，建井周期縮短35.71%；鉆井液用量同比減少41.46%，廢液減排400 m3。

2.3 交叉形平行水平井組布井方案及魚鉤形井眼軌道設(shè)計(jì)方案

根據(jù)頁巖氣開發(fā)井網(wǎng)對(duì)水平井井眼軌道設(shè)計(jì)的要求和資源利用最大化原則，考慮涪陵頁巖氣田山地環(huán)境的影響和限制，在焦石壩主體區(qū)域采用交叉形平行水平井組布井方案(如圖1所示)，在地面井場(chǎng)選址受限時(shí)采用魚鉤形井眼軌道設(shè)計(jì)方案(如圖2所示)作為補(bǔ)充。

圖1 交叉形平行水平井組布井方案Fig.1 Layout scheme of cross shape parallel horizontal well group

焦石壩區(qū)塊共部署了63個(gè)平臺(tái)，259口井，其中魚鉤形水平井平臺(tái)20個(gè)，共實(shí)施了30口魚鉤形水平井，其余229口井均為大靶前距水平井。魚鉤形水平井井眼軌跡復(fù)雜，摩阻扭矩大，下套管難度大，因此在地面條件允許的情況下盡量少部署魚鉤形水平井。

圖2 魚鉤形井眼軌道設(shè)計(jì)方案Fig.2 Fishhook shape wellbore trajectory design scheme

2.4 適于溶洞暗河地層的清水強(qiáng)鉆技術(shù)

涪陵地區(qū)淺表地層溶洞、暗河、裂縫發(fā)育；嘉陵江組、飛仙關(guān)組存在水層，鉆井過程中漏失嚴(yán)重。2013年先后采用了常規(guī)鉆井、空氣鉆井和泡沫鉆井等鉆井技術(shù)，但均未達(dá)到預(yù)期效果。因此，在此基礎(chǔ)上嘗試應(yīng)用了清水強(qiáng)鉆技術(shù)并獲得成功，清水強(qiáng)鉆既實(shí)現(xiàn)了安全快速鉆井，又滿足了清潔、低成本鉆井需求。2013年下半年，涪陵頁巖氣田新鉆井上部地層全部推廣應(yīng)用該技術(shù)，大大推進(jìn)了涪陵頁巖氣田的鉆井進(jìn)度。

2.5 全井段“PDC鉆頭+螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù)

目前在涪陵頁巖氣田推薦使用的鉆井提速技術(shù)為[7-8]：1)導(dǎo)眼井段，應(yīng)用水力機(jī)械雙加壓鉆井技術(shù)，部分井應(yīng)用了“PDC鉆頭+直螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù)；2)一開井段，應(yīng)用“PDC鉆頭+大功率螺桿+水力加壓器”鉆井技術(shù)；3)二開井段，應(yīng)用“PDC鉆頭+1.0°～1.5°螺桿”快速定向鉆井技術(shù)，配合使用低密度鉆井液；4)三開水平段，推廣應(yīng)用“PDC鉆頭+1.25°耐油螺桿+水力振蕩器”鉆井技術(shù)，盡量實(shí)現(xiàn)一趟鉆完鉆。全井段推廣應(yīng)用“PDC鉆頭+螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù)，取得了較好的提速效果。目前僅在龍?zhí)督M及茅口組地層的上部井段(厚度100.00～250.00 m)使用牙輪鉆頭，其余井段全部使用PDC鉆頭。一開井段全部實(shí)現(xiàn)“一趟鉆”完成，三開1 500.00 m長(zhǎng)的水平段一般需2～5趟鉆完成，但已有14口井實(shí)現(xiàn)了水平段“一趟鉆”完成的目標(biāo)，提速效果顯著。

2.6 低成本常規(guī)導(dǎo)向井眼軌跡控制技術(shù)

采用國(guó)產(chǎn)低成本“大功率螺桿+MWD+自然伽馬”導(dǎo)向工具，替代高成本的進(jìn)口旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具。定向段采用“大功率螺桿+欠尺寸穩(wěn)定器+水力振蕩器”鉆具組合；水平段采用“小角度單彎螺桿+欠尺寸雙穩(wěn)定器”鉆具組合。合理設(shè)計(jì)并不斷調(diào)整下部鉆具組合的導(dǎo)向能力，實(shí)時(shí)優(yōu)化鉆井參數(shù)。一期產(chǎn)能建設(shè)階段，定向段平均復(fù)合鉆井比例達(dá)82%，水平段復(fù)合鉆井比例達(dá)98%。

2.7 國(guó)產(chǎn)低成本油基鉆井液技術(shù)

開發(fā)了國(guó)產(chǎn)“四低三高”油基鉆井液，其配方為柴油+1.2%～2.4%主乳化劑+0.8%～1.6%輔乳化劑+0.5%～1.5%氧化鈣+0.5%～2.0%有機(jī)膨潤(rùn)土+0.5%～1.0%增黏劑+2.0%～3.0%降濾失劑+0.1%～0.6%潤(rùn)濕劑。該鉆井液具有低濾失、低黏度、低加量、低成本和高切力、高破乳電壓、高穩(wěn)定性的顯著特點(diǎn)，與鄰區(qū)國(guó)外油基鉆井液相比，在鉆井效率、防漏堵漏和回收再利用等方面均具有顯著優(yōu)勢(shì),全面替代了國(guó)外油基鉆井液，成本同比降低40%以上[9-13]。

2.8 頁巖氣水平井套管密封完整性設(shè)計(jì)與控制技術(shù)

針對(duì)頁巖氣水平井井筒要承受大型水力壓裂交變載荷的要求(生產(chǎn)套管耐壓≥90 MPa)，開發(fā)了φ139.7 mm頁巖氣專用生產(chǎn)套管(壁厚12.34 mm，氣密封扣)，研究了套管絲扣連接氦氣密封檢測(cè)技術(shù)(如圖3所示)。針對(duì)試壓不合格井，研發(fā)了井筒修復(fù)用微孔堵漏漿，并制訂了套管密封完整性控制技術(shù)規(guī)范。一期產(chǎn)能建設(shè)區(qū)完鉆259口井，套管90 MPa試壓一次合格率98%，修復(fù)后試壓合格率達(dá)100%，無一口井發(fā)生套管變形。

圖3 套管氦氣密封檢測(cè)工藝示意Fig.3 Schematic diagram of Helium sealing testing process of casing

2.9 滿足大型壓裂要求的長(zhǎng)水平段固井技術(shù)

研發(fā)了彈韌性水泥漿，該水泥漿中的彈性材料增加了水泥石的彈性形變能力，水泥石抗沖擊能力提高了50%；其中的韌性材料增加了水泥石抗拉伸能力，水泥石斷裂韌性提高91%。該水泥漿的配方為嘉華G級(jí)水泥+5.00%SP-1+0.15%FP-2+1.50%DZS+6.00%FSAM+0.10%DZH+43.00%清水。

表1 彈韌性水泥漿與常規(guī)水泥漿性能對(duì)比Table 1 Comparison of properties of elastomeric cement slurry and conventional slurry

通過以上研究形成了長(zhǎng)水平段固井綜合配套技術(shù)。利用高效頂替技術(shù)，有效清除了井壁上的油膜，保證了水泥膠結(jié)質(zhì)量；研發(fā)了專用工具，實(shí)現(xiàn)了環(huán)空加壓固井，提高了水泥環(huán)界面的膠結(jié)質(zhì)量，有利于防止環(huán)空帶壓和氣竄；利用雙密度防漏堵漏水泥漿提高了特殊復(fù)雜井的固井質(zhì)量。

3 涪陵頁巖氣田鉆井技術(shù)需求與發(fā)展建議

3.1 主要技術(shù)需求

涪陵頁巖氣田鉆井工程技術(shù)體系滿足了垂深小于3 500.00 m、水平段長(zhǎng)小于2 500.00 m水平開發(fā)井的鉆井需求，為順利建成涪陵頁巖氣田100×108m3產(chǎn)能提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支持。但涪陵頁巖氣田存在頁巖氣井產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)和降本增效壓力大等問題，為了解決這些問題，焦石壩主體產(chǎn)能建設(shè)區(qū)在下部氣層部署加密井，在上部氣層部署長(zhǎng)水平段水平井，以保證涪陵頁巖氣田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)；外圍產(chǎn)能建設(shè)區(qū)的平橋、江東深層頁巖氣區(qū)塊部署垂深大于3 500.00 m的水平井，需完善深層頁巖氣配套鉆井工程技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)深層頁巖氣商業(yè)開發(fā)；外圍產(chǎn)能建設(shè)區(qū)的白馬、白濤常壓頁巖氣區(qū)塊部署評(píng)價(jià)水平井，探索降本增效技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)常壓頁巖氣的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

3.1.1 焦石壩主體產(chǎn)能建設(shè)區(qū)鉆井技術(shù)需求

涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊目的層為五峰組和龍馬溪組，為暗色碳質(zhì)、硅質(zhì)泥頁巖地層，厚度在80.00～110.00 m，地質(zhì)上劃分為①～⑨小層，分為2套開發(fā)氣層。以具有代表性的焦石壩區(qū)塊某井為例進(jìn)行說明，其五峰組和龍馬溪組的地化特征如圖4所示。

圖4 涪陵頁巖氣田2套開發(fā)氣層示意Fig.4 Diagram of two sets of development layers in Fuling Shale Gas Field

下部氣層①～⑤小層為當(dāng)前開發(fā)的主要目的層，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 593.3×108m3，但前期開發(fā)井水平段間距為600.00 m，兩井水平段中間部分儲(chǔ)層資源未能動(dòng)用，在目前一次井網(wǎng)和壓裂改造條件下，利用RTA軟件，根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)、壓后反演資料，初步評(píng)價(jià)下部氣層儲(chǔ)量動(dòng)用程度為36.7%～41.9%，未動(dòng)用儲(chǔ)量達(dá)(801.5～874.1)×108m3，具有提高儲(chǔ)量動(dòng)用率和提高采收率的潛力，需要部署加密井；上部氣層⑥～⑨小層為未動(dòng)用儲(chǔ)層，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 227.87×108m3，具備較大的資源基礎(chǔ)，前期已部署了5口評(píng)價(jià)井，測(cè)試日產(chǎn)氣(5.3～28.0)×104m3，試采證實(shí)可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，需要部署水平開發(fā)井。因此，需要采用單一井場(chǎng)立體開發(fā)鉆井技術(shù)同時(shí)開發(fā)五峰組和龍馬溪組的2套氣層。

3.1.2 焦石壩外圍產(chǎn)能建設(shè)區(qū)鉆井技術(shù)需求

研究探明，四川盆地內(nèi)埋深小于3 500.00 m的中淺層頁巖氣資源量為2.6×1012m3，3 500.00～4 500.00 m的深層頁巖氣資源量為11.3×1012m3，盆地外常壓頁巖氣有利區(qū)資源量為8.0×1012m3。到目前為止，頁巖氣規(guī)模發(fā)現(xiàn)集中在3 500.00 m以淺的五峰組和龍馬溪組，而五峰組和龍馬溪組有利區(qū)主要資源分布在埋深超過3 500.00 m的深層和盆地邊緣的常壓區(qū)。涪陵頁巖氣田平面上埋深差異較大，主要分布在2 500.00～5 500.00 m。其中埋深4 000.00～4 500.00 m的區(qū)域在構(gòu)造上主要位于江東、鳳來、白馬和雙河口等向斜帶，礦權(quán)面積為260.70 km2。江東西、吊水巖、平橋西等3個(gè)區(qū)塊為4 000.00～4 500.00 m深層有利區(qū)，面積30.40 km2，總資源量304.79×108m3。但目前還沒有形成垂深大于3 500.00 m的頁巖氣水平井優(yōu)快鉆井配套技術(shù)，因此應(yīng)加大技術(shù)攻關(guān)力度，形成垂深大于3 500.00 m的頁巖氣水平井優(yōu)快鉆井配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)埋深超過3 500.00 m頁巖氣的商業(yè)開發(fā)，以保障涪陵頁巖氣田穩(wěn)產(chǎn)增效。

3.2 鉆井技術(shù)發(fā)展建議

3.2.1 涪陵頁巖氣田穩(wěn)產(chǎn)增效技術(shù)建議

1) 開展五峰組和龍馬溪組2套氣層單一井場(chǎng)立體開發(fā)鉆井技術(shù)研究。美國(guó)Laredo 石油公司在Permian盆地采用單一井場(chǎng)開發(fā)4個(gè)層位的頁巖油氣，開發(fā)成本降低了6%～8%。因此可借鑒北美經(jīng)驗(yàn)，探索五峰組和龍馬溪組2套氣層單一井場(chǎng)立體開發(fā)鉆井技術(shù)，即通過充分利用一期產(chǎn)能建設(shè)已部署的老井場(chǎng)平臺(tái)，減少土地占用面積、地面設(shè)施的投入，采用上、下兩層立體開發(fā)模式，實(shí)施“井工廠”作業(yè)，降低開發(fā)成本，提高效率，實(shí)現(xiàn)總體效益提升。由于上部氣層及下部氣層水平井組在同一平臺(tái)進(jìn)行鉆井施工，一開直井段防碰風(fēng)險(xiǎn)高；加密井水平段靠近壓裂改造區(qū)，地層壓力已發(fā)生變化，水平段鉆進(jìn)過程中可能出現(xiàn)溢流、漏失現(xiàn)象。因此建議開展以下研究：a)井眼軌跡防碰與繞障設(shè)計(jì)；b)井身質(zhì)量監(jiān)測(cè)及碰套管風(fēng)險(xiǎn)過程管控；c)壓裂干擾井垮、涌漏等復(fù)雜問題處理和預(yù)防技術(shù)。

2) 開展超長(zhǎng)水平段頁巖氣水平井鉆井技術(shù)研究與應(yīng)用。美國(guó)Haynesville頁巖氣開發(fā)井，2012年之前水平段平均長(zhǎng)1 263.00 m，2014—2015年水平段平均長(zhǎng)2 408.00 m，增長(zhǎng)了94.6%，水平段單位長(zhǎng)度成本降低了73.0%。2016年5月完成的Purple Hayes 1H水平井水平段長(zhǎng)達(dá)5 656.00 m，鉆井周期17.6 d，單位進(jìn)尺成本降低20%～40%。實(shí)踐證明，大幅增加水平段長(zhǎng)度能有效提高資源動(dòng)用效率，國(guó)外已把超長(zhǎng)水平井鉆井技術(shù)作為降低頁巖氣開發(fā)成本的手段之一，因此建議開展超長(zhǎng)水平井鉆井技術(shù)研究，將水平段長(zhǎng)從目前的1 500.00 m提高至3 000.00 m，進(jìn)一步提高開發(fā)效益。由于水平段長(zhǎng)，鉆進(jìn)摩阻大，水平段固井難度高。因此，建議開展以下研究：a)從摩阻扭矩、套管安全下入、水力學(xué)等方面計(jì)算水平段安全延伸極限長(zhǎng)度；b)開展長(zhǎng)水平段井眼軌跡控制方式經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)和優(yōu)選；c)長(zhǎng)水平段降摩減阻技術(shù)與提高井眼清潔技術(shù)研究；d)長(zhǎng)水平段安全下套管與固井技術(shù)。

3) 進(jìn)一步完善外圍深層和常壓頁巖氣鉆井配套技術(shù)。開展深層頁巖氣水平井鉆井提速技術(shù)研究，主要研究方向如下：a)鉆井提速技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)；b)鉆頭和螺桿等輔助破巖工具的選型；c)井漏、氣侵等復(fù)雜情況處理技術(shù)研究；d)鉆井工藝技術(shù)方案優(yōu)化與集成應(yīng)用。開展白馬常壓頁巖氣區(qū)塊鉆井防漏技術(shù)研究，根據(jù)白馬區(qū)塊焦頁143-5HF井二開井段多次發(fā)生惡性失返性漏失的情況，應(yīng)主要進(jìn)行以下研究：a)將工程和地質(zhì)緊密結(jié)合，優(yōu)化井位部署，避開地質(zhì)破碎帶；b)繼續(xù)開展電磁波測(cè)量+隨鉆堵漏技術(shù)的應(yīng)用；c)加強(qiáng)惡性井漏的技術(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，引進(jìn)KBD堵漏、一袋式堵漏等高效堵漏新技術(shù)。

3.2.2 涪陵頁巖氣田提速降本技術(shù)建議

1) 大力推廣“一趟鉆”鉆井技術(shù)?！耙惶算@”是集成應(yīng)用設(shè)計(jì)、提速與管理一體化的鉆井技術(shù)，采用“一趟鉆”鉆完一個(gè)開次的所有井段，可以有效縮短鉆井周期?！耙惶算@”鉆井技術(shù)已在美國(guó)頁巖氣田廣泛應(yīng)用，其中Marcellus頁巖氣田日進(jìn)尺最高達(dá)1 774.20 m，單趟鉆最大進(jìn)尺達(dá)4 597.60 m；Appalachia 頁巖氣田應(yīng)用“一趟鉆”鉆井技術(shù)使鉆井周期縮短65%。因此對(duì)于地層情況清楚、地層產(chǎn)狀變化不大的焦石壩區(qū)塊，建議采用“高效PDC鉆頭+長(zhǎng)壽命螺桿”復(fù)合鉆井技術(shù)，或者“高效PDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向”鉆井技術(shù)，提高水平段“一趟鉆”成功率，力爭(zhēng)實(shí)現(xiàn)一趟鉆覆蓋率大于50%。

2) 強(qiáng)化管理模式優(yōu)化。麥肯錫(McKinsey)研究顯示，低油價(jià)下油氣公司采取7種方式來提高工程項(xiàng)目的生產(chǎn)效率，包括監(jiān)管變更、合作與外包、設(shè)計(jì)與建造、供應(yīng)鏈管理、現(xiàn)場(chǎng)管理優(yōu)化、新技術(shù)和管理能力構(gòu)建等，若綜合運(yùn)用上述手段，生產(chǎn)效率可以提高50%～65%。其中新技術(shù)的貢獻(xiàn)率大約為14%～15%，管理措施優(yōu)化的貢獻(xiàn)率可達(dá)35%～41%。因此，除了重視新技術(shù)的應(yīng)用外，應(yīng)轉(zhuǎn)變觀念，強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)管理優(yōu)化。如一個(gè)“井工廠”平臺(tái)的同一開次只安排第一口井進(jìn)行測(cè)井作業(yè)，不但能縮短鉆井輔助作業(yè)時(shí)間，也能節(jié)約測(cè)井費(fèi)用，更有利于提高生產(chǎn)效率，實(shí)現(xiàn)全要素降本。

4 結(jié)束語

經(jīng)過5年持續(xù)的鉆井技術(shù)攻關(guān)研究與實(shí)踐，形成了適用于南方山地特點(diǎn)的垂深小于3 500.00 m、水平段長(zhǎng)度小于2 500.00 m的頁巖氣水平井鉆井技術(shù)，為建成我國(guó)首個(gè)100×108m3大型頁巖氣田提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支撐，對(duì)其他頁巖氣田鉆井工程技術(shù)具有重要的示范作用。圍繞“穩(wěn)產(chǎn)增效、提速降本”，探索五峰組和龍馬溪組2套氣層單一井場(chǎng)立體開發(fā)鉆井技術(shù)、開展超長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)研究，進(jìn)一步完善深層和常壓頁巖氣低成本高效鉆井配套技術(shù)，大力推廣“一趟鉆”鉆井技術(shù)，強(qiáng)化鉆井工程管理模式優(yōu)化將是涪陵頁巖氣田鉆井工程技術(shù)下一步的攻關(guān)重點(diǎn)。