復(fù)雜構(gòu)造非常規(guī)油氣水平井鉆井工藝研究

袁俊亮，周建良，吳旭東，趙靖影，朱宗斌.

(1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中海石油(中國(guó))有限公司鉆完井辦公室，北京 100010；3.中國(guó)石油西南油氣田分公司，四川成都 610056；4.中海油田服務(wù)股份有限公司，天津 300452)

隨著油氣的大幅開(kāi)采，常規(guī)能源已難以滿足工業(yè)發(fā)展的需求，非常規(guī)油氣已引起人們?cè)絹?lái)越多的關(guān)注[1]。非常規(guī)油氣是指以吸附態(tài)和游離態(tài)保存于富含有機(jī)質(zhì)的低孔-特低滲暗色泥頁(yè)巖層系中的天然氣[2]。據(jù)美國(guó)能源情報(bào)署(EIA)估計(jì)[3]，全球非常規(guī)油氣的風(fēng)險(xiǎn)地質(zhì)儲(chǔ)量高達(dá)623萬(wàn)億立方米，可采儲(chǔ)量達(dá)163萬(wàn)億立方米，具有廣闊的開(kāi)發(fā)潛力。

目前，北美地區(qū)所鉆各類非常規(guī)油氣井已超過(guò)十萬(wàn)口，從1981年進(jìn)行第一口井的壓裂以來(lái)，經(jīng)過(guò)幾十年的發(fā)展已形成了高效的鉆完井技術(shù)。在我國(guó)威遠(yuǎn)構(gòu)造所鉆W201-H1井是我國(guó)的第一口非常規(guī)水平井[4]，該井目的層為龍馬溪組，而W201-H3井是第一口以筇竹寺組為目的層的非常規(guī)水平井[5]，這兩口井均存在漏、噴、塌、卡復(fù)雜情況，施工周期長(zhǎng)，目的層出現(xiàn)的井壁坍塌問(wèn)題導(dǎo)致提前完鉆。在表層防漏、儲(chǔ)層井壁防塌、高密度鉆井液舉砂等方面進(jìn)行了積極嘗試，為今后非常規(guī)油氣鉆完井作業(yè)積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)。

1 概況

W201-H1井一口位于威遠(yuǎn)復(fù)雜構(gòu)造中奧陶頂構(gòu)造東翼部的評(píng)價(jià)井[6]，該井為水平井，鉆井周期74天。完鉆井深2 823.48 m，水平段長(zhǎng)度1 079.48 m，平均機(jī)械鉆速10.88 m/h。自上而下分別鉆遇嘉陵江組、飛仙關(guān)組，長(zhǎng)興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、龍馬溪組。鉆探目的層為龍馬溪組，該組中上部巖性為深灰色和灰黑色頁(yè)巖，下部為黑色碳質(zhì)頁(yè)巖，埋深為1 468.7～1 518 m。上覆蓋層的巖性依次為白云巖、泥質(zhì)灰?guī)r夾石膏、白云巖夾石膏、石灰?guī)r夾粉砂巖、石灰?guī)r、鋁土質(zhì)泥巖(含黃鐵礦和燧石)、灰黑色頁(yè)巖。

W201-H1井分三開(kāi)次，井身結(jié)構(gòu)如圖1所示[7]，

圖1 W201-H1井井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Casing program design of well W201-H1

各開(kāi)次的鉆井時(shí)效統(tǒng)計(jì)如表1及圖2所示：

一開(kāi)+二開(kāi)：鉆揭地層主要為嘉陵江組，復(fù)雜情況主要表現(xiàn)為地層出水與漏失。嘉陵江組地層承壓能力低，表層氣體鉆進(jìn)至193.2 m時(shí)，地層出水速度120 m3/h，后采用聚合物無(wú)固相鉆進(jìn)普遍存在泥漿失返，再次采取空氣鉆井再次面臨出水，速度60 m3/h。

表1 各開(kāi)次鉆井時(shí)效統(tǒng)計(jì)Table 1 The statistical data of drilling efficiency

圖2 W201-H1井鉆井時(shí)效餅圖Fig.2 Drilling efficiency of well W201-H1

三開(kāi)作業(yè)：鉆揭地層為飛仙觀組至龍馬溪組，鉆達(dá)龍?zhí)督M時(shí)，地層自然造斜嚴(yán)重，1 135 m處井斜達(dá)到14.25°，為下部控制井眼軌跡帶來(lái)了難度。在1 400～1 692 m、1 856～2 200 m、2 750～2 823.48 m井段的龍?zhí)督M和龍馬溪組地層垮塌嚴(yán)重，屢次發(fā)生起下鉆阻卡與劃眼，累計(jì)舉砂140次，其中龍?zhí)督M12次，龍馬溪組128次，舉砂過(guò)程中曾多次發(fā)生憋泵、憋停頂驅(qū)現(xiàn)象，同時(shí)引發(fā)井漏。龍?zhí)督M與龍馬溪組地層返出的泥頁(yè)巖掉塊分別如圖3、圖4所示。W201-H1井全井鉆井周期34天，通井處理復(fù)雜情況耗時(shí)38天，舉升垮塌物35 m3。影響鉆井時(shí)效的最主要原因就是龍馬溪組地層的井壁垮塌問(wèn)題。

圖3 龍?zhí)督M鋁土質(zhì)泥頁(yè)巖返出物Fig.3 Bauxitic shale from W201-H1

圖4 龍馬溪組頁(yè)巖返出物Fig.4 Gas shale from W201-H1

2 井壁失穩(wěn)機(jī)理分析

W201-H井水平段的高碳頁(yè)巖存在較顯著的層理性特征，現(xiàn)場(chǎng)為防止高碳頁(yè)巖發(fā)生水化坍塌，從進(jìn)入龍馬溪組開(kāi)始便采用油基鉆井液鉆進(jìn)，初始泥漿密度為1.22 g/cm3，油水比為91∶9，后期逐步提高密度至1.45 g/cm3，但該井仍發(fā)生大規(guī)模的井壁垮塌問(wèn)題。井壁的力學(xué)失穩(wěn)原因主要在于強(qiáng)度各向異性以及強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力兩方面：

強(qiáng)度各向異性分析，為分析龍馬溪組水平段井眼的井壁垮塌的原因，需考慮高碳頁(yè)巖的強(qiáng)度及力學(xué)參數(shù)所存在顯著各向異性。通過(guò)室內(nèi)巖石力學(xué)實(shí)驗(yàn)，測(cè)取了龍馬溪組頁(yè)巖單軸抗壓強(qiáng)度隨曲線方向的變化數(shù)據(jù)，如圖5所示。利用簡(jiǎn)化后的Jaeger-McLamore強(qiáng)度準(zhǔn)則[9]，作為高碳頁(yè)巖地層井壁坍塌失穩(wěn)的判別準(zhǔn)則：

(1)

(2)

其中A1,B1,A2,B2,m,n均為經(jīng)驗(yàn)參數(shù)，通常m,n取3，A1～B2取值范圍在-35～-15之間，θ通常取50°，β為主應(yīng)力與層理面法向之間的夾角°。

圖5 單軸抗壓強(qiáng)度隨層理面法向之間夾角關(guān)系圖Fig.5 The relationship between the uniaxial compressive strength and the normal angle of the bedding plane

根據(jù)鉆后取芯及實(shí)驗(yàn)結(jié)果，得到龍馬溪組頁(yè)巖的強(qiáng)度參數(shù)A1=-32，B1=-20，A2=-27，B2=-15，θ=50°，m=3，n=3，計(jì)算龍馬溪組水平段的坍塌壓力，過(guò)程如下：假設(shè)水平段沿水平最小地應(yīng)力方位鉆進(jìn)，考慮徑向滲流條件，則井壁上發(fā)生剪切破壞的位置處三個(gè)主應(yīng)力為：

(3)

式中，σ′θ為切向應(yīng)力，MPa；σ′r為徑向應(yīng)力，MPa；σ′z為軸向應(yīng)力，MPa；σh1為水平最大地應(yīng)力，MPa；σh2為水平最小地應(yīng)力，MPa ；f為地層孔隙度，%；μ為地層巖石泊松比；α為有效應(yīng)力系數(shù)，無(wú)量綱；ξ為滲流系數(shù)，無(wú)量綱。

選取最大主應(yīng)力σ′θ與最小主應(yīng)力σ′r，帶入McLamore強(qiáng)度準(zhǔn)則(如式4)，計(jì)算坍塌壓力Pt=1.58 g/cm3。

(4)

實(shí)際鉆井工程中，各段使用的泥漿密度如圖6所示，從1 400～2 600 m深度處，長(zhǎng)達(dá)1 200 m的井段采用泥漿密度為1.22～1.45 g/cm3，低于本文計(jì)算的坍塌壓力1.58 g/cm3，因此難以對(duì)井壁產(chǎn)生有效的支撐力。

圖6 實(shí)用泥漿密度與漏斗黏度Fig.6 Actual mud weight and funnel viscosity

強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力影響，考慮到威遠(yuǎn)構(gòu)造頁(yè)巖儲(chǔ)層地層傾角介于40°～60°之間，存在較強(qiáng)的構(gòu)造應(yīng)力，上覆巖層壓力與兩個(gè)水平地應(yīng)力之間的差距較大，不利于井壁穩(wěn)定，而W201-H1井又是該構(gòu)造所鉆第一口非常規(guī)水平井，對(duì)地層強(qiáng)度及地應(yīng)力認(rèn)識(shí)并不明朗。鉆井過(guò)程中不可避免的出現(xiàn)了井壁坍塌現(xiàn)象，從2 750 m至2 823 m的井段井徑擴(kuò)大率在135%到172%之間[7]。為及時(shí)排除復(fù)雜情況，對(duì)泥漿密度的調(diào)整較為頻繁。進(jìn)入龍馬溪組后，實(shí)用泥漿密度隨井深和時(shí)間的關(guān)系如圖7所示。

圖7 實(shí)用泥漿密度隨井深與日期變化規(guī)律Fig.7 Actual mud weight versus depth and date

圖7可見(jiàn)出現(xiàn)井徑擴(kuò)大后，現(xiàn)場(chǎng)提高了泥漿密度至1.85 g/cm3進(jìn)行重漿舉砂，后期調(diào)整密度至2.4 g/cm3進(jìn)行間斷舉砂，并提高排量清潔井眼。但由于井壁已經(jīng)發(fā)生應(yīng)力破壞，造成井筒圍巖產(chǎn)生次生損傷裂縫，因此垮塌發(fā)生后再提高密度，對(duì)于緩解井壁失穩(wěn)的效果并不好，最終返出垮塌物35 m3，耗時(shí)達(dá)38天。由此可見(jiàn)：龍馬溪組頁(yè)巖水平段鉆進(jìn)過(guò)程中，需從最初就將泥漿密度提高到位至1.58 g/cm3以上。

3 鉆井液性能優(yōu)化

針對(duì)W201-H1井鉆井過(guò)程中發(fā)生過(guò)的嚴(yán)重井壁垮塌問(wèn)題，為抑制W201-H3井發(fā)生大規(guī)模井壁坍塌，現(xiàn)場(chǎng)從提高鉆井液密度、增強(qiáng)封堵性、合理匹配鉆井液活度等方面入手優(yōu)化了油基鉆井液的性能，鉆井液配方如下[10]：

柴油+3.5%有機(jī)土+10%CaCl2水溶液(質(zhì)量體積比為20%～40%)+(4%～6%)主乳化劑+(1%～ 2%)輔乳化劑+(2%～3%)降濾失劑+(1%～3%)塑性封堵劑+(0.5%～1%)潤(rùn)濕劑+(1%～2%)CaCO3(粒徑為0.043 mm)+(2%～3%)CaCO3(粒徑為0.030 mm)+(1.0%～1.5%)CaO+重晶石

提高泥漿密度：在W201-H3井實(shí)鉆中，龍馬溪組頁(yè)巖段鉆進(jìn)采取的鉆井液密度為1.74～1.83 g/cm3(如表所示)，高于上文中計(jì)算的坍塌壓力值1.58 g/cm3，符合維系井壁力學(xué)穩(wěn)定的規(guī)律。

流變性方面：針對(duì)油基泥漿流變性對(duì)溫度變化敏感的特點(diǎn)，調(diào)整了高溫下的低剪切速率黏度和動(dòng)塑比。①通過(guò)調(diào)節(jié)CaO的加量控制鉆井液堿度Vsa在0.8～1.2之間，CaO加量越高則黏切隨之增高，此外CaO也能保證鉆井液體系的堿性環(huán)境。②在配置基漿時(shí)加足主乳化劑，在鉆進(jìn)過(guò)程中調(diào)整主乳化劑用量，保證鉆井液有較高的破乳電壓，提高乳化穩(wěn)定性。③長(zhǎng)時(shí)間開(kāi)啟高速離心機(jī)等固控設(shè)備，清除無(wú)用固相，加入白油控制油水比在9∶1左右。

總之，通過(guò)不斷調(diào)整乳化劑和CaO的加量始終保持油基鉆井液塑性黏度和動(dòng)切力在合理范圍，其中塑性黏度在55～64 MPa·s之間，動(dòng)切力在11～13 Pa之間，漏斗黏度在65～81 s之間，φ6∶φ3=10∶9左右，把溫度對(duì)油基鉆井液流變性的影響降到最低。良好的流變性能使得鉆進(jìn)井過(guò)程中產(chǎn)生的鉆屑得以及時(shí)上返至井口，井眼清潔問(wèn)題得到大幅改善。

抑制性方面：調(diào)整油基鉆井液的活度在0.32～0.57之間，對(duì)比龍馬溪組頁(yè)巖地層水的活度為0.39～0.61之間，始終保持鉆井液活度略低于地層水活度。這樣既能抑制鉆井液中的水分在離子勢(shì)差的作用下滲入地層，又能避免地層水進(jìn)入井筒，污染鉆井液。鉆井液與地層水活度對(duì)比如表1所示。

表2 鉆井液與地層水活度對(duì)比Table 2 Comparison of drilling fluid and formation water activity

封堵性方面：為保持良好的封堵性，采用并加入剛性封堵劑與可變形封堵材料，其中剛性封堵劑選擇超細(xì)碳酸鈣(粒度中值d50=0.04 mm)，可變形封堵材料選擇軟化點(diǎn)與地溫相匹配的天然瀝青，以加強(qiáng)對(duì)微裂隙的封堵。通過(guò)以上措施控制油基鉆井液的API濾失量在0.1 ml以下，高溫高壓(HTHP)濾失量在1 ml以下。實(shí)鉆證明，W201-H3井油基鉆井液的封堵能力比W201-H1井大大加強(qiáng)[10]，能有效控制鉆井液液柱壓力向地層深部傳遞。

表3 鉆井液API濾失量與HPHT濾失量Table 3 API fluid loss and HPHT fluid loss in drilling fluid

4 效果對(duì)比

W201-H3井與W201-H1井同屬威遠(yuǎn)構(gòu)造的頁(yè)巖氣水平井，目的層有所不同，前者為筇竹寺組，后者為龍馬溪組，目的層鉆井均為油基鉆井液。但W201-H3井現(xiàn)場(chǎng)所使用的鉆井液在密度、流變性能、封堵性和抑制性等方面均做了優(yōu)化調(diào)整，通過(guò)各方面對(duì)比分析驗(yàn)證，W201-H3井使用的優(yōu)化后的油基鉆井液表現(xiàn)好于原始鉆井液，各項(xiàng)對(duì)比如表4所示。

表4 W201-H3井與W201-H1井對(duì)比Table 4 W201-H3 well compared with W201-H1 well

5 結(jié)論與建議

(1)高碳頁(yè)巖存在顯著的強(qiáng)度參數(shù)各向異性，強(qiáng)度隨著主應(yīng)力方向與層理面法向之間的夾角θ呈U字形變化，井斜角越高則坍塌風(fēng)險(xiǎn)越高，因此儲(chǔ)層段水平井筒發(fā)生的力學(xué)失穩(wěn)是引起作業(yè)低效的主要因素，建議在今后鉆井過(guò)程中，進(jìn)入儲(chǔ)層段伊始就將鉆井液密度提高到1.58 g/cm3以上，避免井壁圍巖發(fā)生損傷后再被動(dòng)提高密度。

(2)維持復(fù)雜構(gòu)造下水平井的井壁穩(wěn)定性應(yīng)從力學(xué)-化學(xué)兩方面入手，力學(xué)方面，主要是盡早采取足夠高的泥漿密度。化學(xué)方面，要保證油基鉆井液的活度略低于地層水活度，降低巖石的水化膨脹；從堿度、乳化劑、固控效率入手，控制鉆井液PV在55～64 MPa·s之間，以保證攜巖清潔效果；添加粒度匹配的超細(xì)碳酸鈣與可變形封堵材料，保持API濾失量在0.1 ml以下，HTHP濾失量在1 ml以下，封堵地層天然裂縫。

(3)對(duì)于井身結(jié)構(gòu)方面仍有優(yōu)化空間，將目前三開(kāi)井身結(jié)構(gòu)中的9-5/8中間套管下入深度繼續(xù)加深到目的層之上30 m左右，將上部含有復(fù)雜巖性的易漏地層(如龍?zhí)督M、茅口組巖性為白云巖、泥質(zhì)灰?guī)r等)與儲(chǔ)層段(高碳頁(yè)巖)分隔開(kāi)，為易垮塌的儲(chǔ)層段騰出處理空間。