永頁1井區(qū)深層頁巖氣優(yōu)快鉆井關鍵技術

張 露，張玉勝，王希勇，肖國益，嚴焱誠，朱禮平

（1.中國石化西南油氣分公司產能建設及勘探項目部，四川德陽618000；2.中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院，四川德陽618000）

隨著頁巖氣技術的不斷發(fā)展，國內頁巖氣水平井數量大幅增加，頁巖氣開發(fā)逐漸轉向深層領域。本文在介紹永頁1井區(qū)深層頁巖氣地質工程特征基礎上，深入分析了永頁1井深層頁巖氣區(qū)優(yōu)快鉆井關鍵技術的現(xiàn)場應用和效果，積累了深層頁巖氣水平井鉆井的經驗，對該區(qū)域及其他深層頁巖氣區(qū)后續(xù)水平井鉆井施工具有借鑒意義。

1 地質概況及鉆井技術難點分析

1.1 工程地質特征

永頁1 井區(qū)目的層奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組一段，埋深約3700～4300m。目的層根據伽馬、電阻率形態(tài)變化，可細分為12個小層，儲層品質縱向非均質性強。五峰組—龍一段為深水陸棚亞相沉積，發(fā)育富有機質高硅暗色頁巖。龍馬溪組地層傾角在0°～8°之間，小斷層發(fā)育，共解釋小斷層64 條；實測地層壓力70～79MPa，實測地溫132℃～140℃；縱向發(fā)育地層為沙溪廟組、涼高山組、自流井組、須家河組、嘉陵江組、飛仙關組，長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組，韓家店組、石牛欄組、龍馬溪組；陸相地層巖性主要為砂泥巖互層，夾灰?guī)r、頁巖及煤線；海相地層主要為灰?guī)r、泥頁巖，夾粉砂巖及少量石膏；海相嘉陵江組—棲霞組發(fā)育7～8套裂縫型（含）氣層；其中，裂縫型氣層主要發(fā)育在嘉陵江組和茅口組灰?guī)r地層，鉆井過程中可見15%～65%槽面顯示。鉆井過程中未檢測到H2S；但鄰區(qū)多口井在嘉陵江組、茅口組鉆遇H2S顯示。

1.2 鉆井技術難點分析

結合工程地質特點和鄰井實鉆資料，分析該井區(qū)主要存在以下鉆井技術難點。

（1）區(qū)域工程地質特征復雜，海相多個地層發(fā)育氣層，可能含硫化氫，龍?zhí)督M頁巖及煤層段穩(wěn)定性差，易剝蝕掉塊，茅口組裂縫發(fā)育易發(fā)生井漏。

（2）龍?zhí)督M至石牛欄組地層，巖石強度高，地層可鉆性差，易失穩(wěn)，鉆速低，鉆井時間長。

（3）目的層埋深、產狀、小斷層發(fā)育情況等變化大，實鉆軌跡調整頻繁，鉆井時效低。多口井出現(xiàn)大幅度調整軌跡情況，井斜最高增至97°，摩阻達30t以上；大井斜時地層突然提前或滯后15～20m，軌跡控制難度大。

（4）儲層埋藏深，目的層地層溫度最高約140℃，高溫、高密度油基鉆井液環(huán)境下，井下工具儀器失效問題突出。

2 優(yōu)快鉆井技術

2.1 井身結構優(yōu)化技術

勘探及評價階段導管分別設置在井深100m±、50m±，一開必封點設置在井深1500m±、800m±封隔上部陸相不穩(wěn)定地層及水層，二開必封點設置在石牛欄組底部或龍馬溪組頂部，封隔海相不穩(wěn)定及易漏失層段。通過對實鉆井身結構應用情況分析發(fā)現(xiàn)，該井身結構雖能夠滿足安全鉆井的需要，但是卻不利于鉆井提速。為此，根據實際測得的地層壓力狀況，以及地層的巖性特征、油氣水顯示和復雜情況，對井身結構予以優(yōu)化。導管，?609.6mm 鉆頭×31m，?339.7mm 套管×30m，封地表易漏層和淺水層；一開，?406.4mm 鉆頭×500m±，?339.7mm 套管×498m±，封隔陸相沙溪廟組以上不穩(wěn)定易垮塌掉塊地層；二開，?311.2mm鉆頭鉆至3700m±，?244.5mm 套管×3698m±，封隔石牛欄組以上易垮塌及井漏等不穩(wěn)定地層；三開，?215.9mm鉆頭鉆至完鉆井深5600m±，?139.7mm 套管×5598m±。在確保安全的前提下，簡化了井身結構，縮短大尺寸井段長度，降低鉆井成本。

2.2 三維水平井井眼軌道設計

頁巖氣水平井常以叢式井或井工廠模式開發(fā)，井口、A 靶點、B 靶點在水平面上的投影常不在同一條直線上，軌跡剖面多為三維剖面，如圖1所示。為便于軌跡控制，提高鉆進效率，采用先在一個二維軌道中小幅增斜，穩(wěn)斜糾偏，然后再在一個三維軌道中完成剩余小幅糾偏及增斜鉆進。該軌道剖面具有造斜點較深，有利于防斜打快；軌跡平滑，摩阻小，便于軌跡控制的優(yōu)點，如表1所示。

圖1 三維水平井偏移距、靶前距及閉合距相對關系

表1 永頁51-1HF井井眼軌道設計

2.3 三維水平井井眼軌跡控制技術

一開采用PDC+單彎螺桿復合鉆井防斜打快；二開直井段采用PDC+單彎螺桿+MWD復合鉆井并隨鉆監(jiān)測井斜，防碰打直。直井段與造斜段、穩(wěn)斜段采用同一套鉆具組合，減少起下鉆時間，穩(wěn)斜結束二開施工。三開造斜段及過A 靶點100m±采用“高效PDC 鉆頭+旋轉導向（方位伽馬）”地質導向鉆井，后續(xù)水平段設計“高效PDC鉆頭+旋轉導向（方位伽馬）”地質導向鉆井（在滿足優(yōu)質儲層鉆遇率和安全施工前提下，后續(xù)水平段施工備用滑動地質導向鉆井方式）。地質導向方面，根據地質設計與前期工區(qū)內地質跟蹤提供的頁巖層地質特征參數（如標準伽馬曲線等），隨鉆跟蹤GR、元素等，開展相關性分析，預測井底所處目標層位及目標層傾向，實施調整待鉆軌跡，提高優(yōu)質儲層鉆遇率。

2.4 鉆頭與鉆井工藝優(yōu)選

根據各開次井段長度、鉆遇地層及巖性，軌跡控制特點，并結合實鉆應用情況開展了鉆頭優(yōu)選。

一開主要鉆遇沙溪廟組地層，巖性以中細粒砂巖夾泥巖，中軟地層，可鉆性較好，選擇較大的19mm 切削齒，強攻擊性5刀翼PDC，以利于快速鉆進。該井段為直井段，需防斜打快，采用PDC+單彎螺桿復合鉆井，強化鉆井參數提速，鉆壓60～150kN，轉速50～60r/min，排量60～70L/s。

二開陸相自流井—須家河組，砂巖夾泥巖、頁巖，須家河組石英砂巖含量高達36.4%，含煤層，研磨性強，可鉆性差，屬中硬地層，選用16mm切削齒，5～6刀翼，增強鉆頭穩(wěn)定性，中等冠部，雙排布齒，切削齒密度40～50，增加保徑，增強耐磨性。海相地層以灰?guī)r、頁巖為主，龍?zhí)督M夾黑色煤及砂巖，與陸相相比，巖石抗壓及抗剪切強度和巖石硬度更高，可鉆性更差，但研磨性下降，鉆頭選型以16mm切削齒，5刀翼，中等冠部長度，螺旋刀翼減震。該井段需防碰，并預造斜和扭方位糾偏，采用PDC+單彎1°～1.25°螺桿+MWD，直井段復合鉆進防斜打快并隨鉆監(jiān)測井斜，斜井段可滑動或復合鉆進造斜及復合鉆進穩(wěn)斜。鉆壓80～150kN，轉速60～80r/min，排量50～60L/s。

三開為龍馬溪組地層，鉆遇地層為泥巖、頁巖，鉆遇井段為造斜段及水平段。該井段鉆頭選型5 刀翼，16mm 切削齒，雙排錐形布齒或復合齒，主要增強鉆頭的抗研磨性，提高鉆頭使用壽命，優(yōu)化鉆頭流道設計，調整噴嘴位置和射流角度，指向排間槽，提高清洗效率，防泥包。該井段采用PDC+旋轉導向鉆進，鉆壓90～120kN，轉速90～100r/min，排量30～35L/s。

2.5 低密度降低井底壓差

低密度可以降低井底壓差，減少鉆井液對井底巖屑的壓持效應，減少鉆頭對巖屑的重復切削，提高鉆頭切削效率，進而提高鉆井速度。基質完整的頁巖氣井生產能力低或無自然生產能力，連續(xù)出氣量較小，鉆井液密度和井底壓力變化小，進行循環(huán)排氣后即可恢復正常鉆進，井控風險級別較低。因此，在水平儲層段鉆井液密度按照近平衡設計，確保儲層段的安全鉆進。永頁1井區(qū)新部署水平段軌跡主體沿斷層方向（靠近最大水平主應力方向），井壁穩(wěn)定性相對較好，坍塌壓力梯度當量密度為±1.60g/cm3。因此，考慮坍塌壓力水平段鉆井液密度下限為1.60g/cm3。綜合伊頓法、定容封閉氣藏物質平衡法、考慮滲透率影響的井壁圍巖孔隙壓力求取方法，反演出鉆井時地層孔隙壓力當量密度在1.35～1.60g/cm3，附加氣井安全密度窗口0.07～0.15g/cm3，得出水平段鉆井液密度1.60～1.75g/cm3。

2.6 防塌潤滑鉆井液技術

二開封石牛欄組，進入龍馬溪組頂部，裸眼段長2500～3000m，且鉆遇多個不穩(wěn)定地層，自流井組、須家河組、長興組、梁山組含黑色頁巖，龍?zhí)督M黑色頁巖夾煤層，井壁易出現(xiàn)水化剝落造成起下鉆阻卡。實鉆中多口井二開下鉆劃眼、循環(huán)處理耗時較多，鉆井效率低。以永頁1#平臺4口井為例，平均單井二開劃眼時間143.5h，循環(huán)時間62.5h，影響了鉆井時效。三開頁巖層段鉆進，頁巖層段層理發(fā)育，易水化膨脹、剝落掉塊造成阻卡。為此，從優(yōu)選抑制劑與封堵劑出發(fā)，優(yōu)選了成膜封堵劑FDM-1，井漿中加入3%成膜封堵劑后，30min 能承壓5MPa 未發(fā)生漏失。該封堵劑是一種納米—微米級高分子聚合物乳液產品，可在多孔材料（如濾餅或孔隙性地層）表面，通過濾失形成致密的高分子膜。該高分子膜具有非滲透、可變形的特性，在地層孔隙中形成致密的封堵層，阻止鉆井液濾液侵入地層，防止泥頁巖孔隙或裂隙水化，控制井眼穩(wěn)定；在油氣層，通過高分子膜在近井壁地帶形成有效的暫堵，從而保護儲層的作用。同時通過改善泥餅質量，減少鉆井液濾失，有效穩(wěn)定井壁。通過室內滾動回收率評價實驗，從評價效果及成本綜合考慮，優(yōu)選復配抑制劑KCl 和聚胺JMA。二開采用鉀基聚磺鉆井液，三開采用強抑制強封堵油基鉆井液技術，確保了井壁穩(wěn)定和井下安全。

2.7 油層套管固井工藝技術

深層頁巖氣水平井油層套管固井存在油基鉆井液頂替效率差，水泥環(huán)界面膠結質量差，后期多段多簇大規(guī)模體積壓裂交變載荷易引起水泥環(huán)塑性變形破壞，造成微裂隙，導致環(huán)空竄氣，井口帶壓。為此，永頁1井區(qū)深層頁巖氣油層套管固井，在雙層套管內采用旋流剛性扶正器，在裸眼段交叉安放聚酯旋流剛性扶正器和整體式彈性扶正器提高套管居中度。采用驅油沖刷液、驅油沖洗液、加重隔離液、水基沖洗液四級沖洗技術，提高水泥漿與套管及井壁相容性，提高交界面固井質量和提高頂替效率。采用預應力固井工藝技術，壓裂車泵注清水替漿，緩慢泄壓，水泥漿候凝過程中在套管外維持外擠載荷，以抵消一部分壓裂過程中的套管內壓載荷。清水替漿工藝不僅提高了水泥環(huán)的抗壓力學性能，而且減少了常規(guī)頂替作業(yè)中產生的鉆井液、水泥漿、清水混漿廢液數量，更為環(huán)保。

3 應用效果

通過優(yōu)化井身結構和井眼軌跡設計，優(yōu)選PDC 鉆頭配合單彎螺桿復合鉆井，優(yōu)化鉆井工程參數，實施鉆井提速和軌跡控制，并配套降密度和減小井底壓差的防塌潤滑鉆井液技術、油層套管特色固井工藝技術，開發(fā)階段先期實施的永頁51-1HF、永頁5-2HF兩口井，克服了二開長裸眼易漏、易斜、易失穩(wěn)、鉆井速度慢，三開易垮塌、長裸眼摩阻大、地層溫度高、軌跡控制難、固井質量難保證等難題，順利完鉆。

開發(fā)階段先期實施的兩口水平井與前期評價階段相比，一開直井段平均機械鉆速同比提高169%，最大井斜不超過1°；二開直井段平均鉆速提高80%，最大井斜不超過3°；三開鉆井液密度由最高1.85g/cm3降低至1.77g/cm3，單井平均鉆頭使用數量由18 只減少為16只，起下鉆次數由24趟減少為18趟。全井平均鉆速同比提高60%，鉆完井周期縮短16%，未出現(xiàn)復雜情況。其中，永頁5-2HF 井完鉆井深6070m，實鉆水平段長1800m，水平段最后約1/3 井段因井底溫度過高，采用螺桿鉆具復合鉆進，兩口井實鉆軌跡平滑，完鉆最大摩阻僅20t，水平段優(yōu)質儲層鉆遇率均在93%以上，完鉆后套管一次性下入到位，一口井固井質量優(yōu)，兩口井均承壓合格。并通過縮短表層套管節(jié)省了套管、水泥等物資。

4 結論與建議

（1）井身結構優(yōu)化，直井段和二開預斜段推廣PDC+單彎螺桿復合鉆井技術，三開斜井段及水平段主推旋轉導向，合理降低鉆井液密度，全井配套優(yōu)選PDC鉆頭，優(yōu)化鉆井參數，實現(xiàn)了鉆井提速。

（2）三維水平井采用二維+小三維軌道剖面，井深較短，造斜點較深，水平段延伸能力長，便于實施二開軌跡控制和鉆井提速，實鉆摩阻較小。

（3）三開水平段入靶前后采用旋轉導向，配合地質跟蹤導向，是保障水平段優(yōu)質儲層鉆遇率的重要技術手段。

（4）防塌、潤滑、防卡，保持鉆井液低密度，是實現(xiàn)深層頁巖氣水平井安全快速鉆井的重要技術保障。