加拿大白樺地致密氣超長小井眼水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)

張小寧 于文華 葉新群 李令東 明瑞卿 王 芹

（1 中國石油勘探開發(fā)研究院；2 中國石油勘探與生產(chǎn)分公司）

0 引言

延長水平段長度可增加接觸油藏體積、提高單井產(chǎn)量，同時提高鉆井效率、降低鉆井成本，是實現(xiàn)非常規(guī)油氣效益開發(fā)的有效手段[1]。已有大量文獻闡述了北美頁巖氣、頁巖油、致密氣長水平井優(yōu)快鉆井經(jīng)驗[2-5]，國內(nèi)也規(guī)模進行了非常規(guī)油氣鉆完井優(yōu)快鉆井技術(shù)研究與推廣應用[6-13]。郭曉霞等[2-5]主要介紹了北美長位移水平井鉆井的主體技術(shù)及技術(shù)指標，未對套管選型、不同井段鉆井液、鉆具組合及鉆井參數(shù)標準化優(yōu)化設計理念進行深入介紹。為此，本文詳細介紹了加拿大白樺地致密氣項目，從鉆井裝備、防噴器組、井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡、防碰措施、鉆井液性能、鉆具組合、鉆井參數(shù)、套管選型、下套管工藝、施工工序等方面進行系統(tǒng)優(yōu)化，通過不斷改進，大幅提高鉆井效率、有效降低鉆井成本。

1 研究區(qū)概況及鉆遇地層特點

1.1 研究區(qū)概況

加拿大白樺地項目為殼牌石油公司與中國石油合作開發(fā)的非常規(guī)致密氣田[14]，位于西加拿大盆地，含5個氣區(qū)（圖1），總面積為635km2，主要目的層為三疊系Montney上段，為典型的致密氣藏[15]。Groundbirch氣區(qū)埋深為2250～2700m，分3套開發(fā)層系，2014年以前采用二開井身結(jié)構(gòu)，一開φ311.2mm井眼下φ244.5mm套管，井深為450～600m；二開有兩種方案，1800m水平井采用φ200.0mm井眼下φ139.7mm生產(chǎn)套管，平均完井周期為17.6天，3600m水平井采用φ215.9mm井眼下φ177.8mm或φ139.7mm生產(chǎn)套管，平均完井周期為26天[1]。

圖1 加拿大白樺地項目區(qū)域位置圖Fig.1 Location map of Groundbirch Tight Gas Field in Canada

1.2 鉆遇地層特點

主要鉆遇下白堊統(tǒng)、侏羅系、三疊系，可細分為28個小層，如表1所示。鉆遇地層巖性主要為頁巖、砂巖，少量煤層、鹽巖、硬石膏巖（North Pine Salt），另外還鉆遇淺層氣地層（Paddy、Cadotte）、含硫化氫氣體層（Baldonnel、Coplin、Halfway、Doig）。主力區(qū)塊屬于正常溫度、高壓系統(tǒng)，儲層深度為2150～2850m，溫度為70～110℃，Montney以上地層壓力系數(shù)為1.0～1.1，Montney地層壓力系數(shù)為1.2～1.4，破裂壓力系數(shù)為2.2～2.4。

表1 鉆遇地層及巖性分布表Table 1 Strata and lithologies of penetrated formation

續(xù)表

1.3 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為降低鉆井成本，仍然采用二開井身結(jié)構(gòu)，但井眼尺寸縮小一級，φ222.3mm井眼下φ177.8mm表層套管，井深在450～600m之間，二開φ159.0mm井眼下φ114.3mm生產(chǎn)套管，水平段長2200～3500m，如圖2所示。

圖2 井身結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Sketch map of well structure

1.4 鉆井難點

（1）完鉆后連續(xù)油管無法順利下至水平段長度超過3000m的井段，采用φ114.3mm套管固井射孔完井方式無法實現(xiàn)高效壓裂作業(yè)。

（2）高效防碰難度大：3套開發(fā)層系采用立體井網(wǎng)，縱向上存在3套井網(wǎng)，平面上不同開發(fā)層系水平井存在交叉，需在同平臺做好直井段與造斜段防碰、水平段與鄰平臺做好防碰。

（3）縮小井眼、水平段延長至3500m后，高效鉆井難度增大：為提高機械鉆速和降低鉆井成本，采用螺桿鉆具代替旋轉(zhuǎn)導向施工，需解決泵壓高與大排量施工的問題。

（4）水平段延長至3500m后，下套管遇阻風險增大：經(jīng)模擬，采用常規(guī)下套管工藝會出現(xiàn)大段螺旋屈曲，甚至會出現(xiàn)鎖死的可能，生產(chǎn)套管下入存在遇阻風險大。

2 鉆井裝備升級改造

采用1500hp①電動鉆機，名義鉆井井深為6100m，配頂驅(qū)。帶步行系統(tǒng)，可全方位移動及旋轉(zhuǎn)，旋轉(zhuǎn)載荷為334t，移動載荷為245t。配備鉆桿自動傳輸裝置，輸送能力為1.8t。配備冬季施工設備，主要包括冬季加熱鍋爐（功率93kW）、蒸汽管線、冬季鉆機防凍裝置、52MPa地面管線，2臺1600hp的鉆井泵，額定泵壓從35MPa提高至52MPa，為提高排量奠定基礎(chǔ)。配備6770mφ114.3mm鉆桿，1200mφ114.3mm加重鉆桿，230mφ165.1mm螺旋鉆鋌。

全球知名服務商提供技術(shù)服務，鉆井及定向由威德福公司提供服務，鉆頭主要由貝克休斯、史密斯、瑞德等公司提供，固井由哈里伯頓公司提供服務，井下工具主要由貝克休斯公司、威德福公司提供，套管下入由Tesco公司提供服務。

為縮短開鉆準備時間，全井采用φ114.3mm鉆桿施工，鉆臺可擺放全部鉆具，批鉆時不同井之間鉆機帶鉆桿移動，每部鉆機在同一平臺僅接鉆桿、甩鉆桿，一開2h內(nèi)開鉆，二開24h內(nèi)開鉆。

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 完井方式優(yōu)化

2012—2014年共完鉆158口井，井眼尺寸大、鉆井成本高。為降低鉆井成本，在2015—2016年實施了16口φ159.0mm小井眼水平井，水平段長2500～3000m，采用帶管外封隔器及滑套的φ114.3mm裸眼完井管柱，管外封隔器分段效果不佳。2017年起，水平段長度增加至3000～3500m，采用套管固井完井，全部采用套管固井滑套，水平段超過3000m井段采用投球滑套，3000m以內(nèi)水平段采用連續(xù)管重復開關(guān)滑套，解決了小井眼降成本、高效壓裂的問題。

3.2 軌跡設計與防碰措施

大部分平臺部署7～13口井，單排井口，井口間距為5m；少數(shù)部署24～26口井，雙排井口，排間距為40m，井口間距為5m。從淺層30～550m處開始造斜以避免直井段交碰，采用直—增—扭—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—扭—穩(wěn)“勺形”軌跡設計。淺層造斜至4°～5°，穩(wěn)斜位移為20m，降斜至井斜角為零，垂直鉆至North Pine開始造斜扭方位，設計狗腿度變化率小于6°/30m，靶前距為350～400m（表2）。

表2 典型井軌跡設計數(shù)據(jù)Table 2 Parameters of typical well trajectory

續(xù)表

直井段、造斜段采用單彎螺桿+MWD控制軌跡，水平段采用單彎螺桿+EM。MWD（帶隨鉆自然伽馬的隨鉆測量系統(tǒng)）控制軌跡。利用Compass軟件、MWD數(shù)據(jù)進行防碰掃描，當分離系數(shù)大于或等于1時正常鉆進，當分離系數(shù)小于1時，進一步校正SAG誤差（鉆桿下垂引起的測量誤差）、MAG誤差（磁場變化引起的測量誤差）[16-19]，既保證了施工安全，同時避免因繞障導致井眼狗腿度變大、摩阻增大。

3.3 水平段提速措施

為提高水平段破巖效率，同時降低鉆井成本、提高鉆井效率，水平段采用PDC鉆頭配合1.83°大扭矩螺桿、水力振蕩器鉆井， 其中螺桿為7頭金屬定子，最高壓降為8MPa，輸出扭矩為9.32kN·m，推薦工作鉆壓為10～14t。

為保證水平段大排量施工，采用1.20～1.25g/cm3油基鉆井液、控壓鉆井工藝，鉆進時環(huán)空當量循環(huán)密度為1.45～1.50g/cm3，既降低了壓持效應有利于提速，又保證在排量20L/min的情況下，泵壓控制在40MPa以內(nèi)。完鉆后替1.44～1.47g/cm3油基鉆井液壓穩(wěn)地層，確保完井時井控安全（表3）。

表3 水平段油基鉆井液性能參數(shù)表Table 3 Performance parameters of oil-based drilling fluid in horizontal section

水平段強化鉆井參數(shù)鉆進，鉆壓為12～14t、頂驅(qū)轉(zhuǎn)速為100r/min、排量為20L/min，保證井眼清潔、提高機械鉆速、減少輔助時間，平均機械鉆速為65.59m/h，大部分水平段一趟鉆，最高日進尺達到1152m。

3.4 水平井下套管工藝

3.4.1 井眼軌跡優(yōu)化

3000～3500m水平井采用直—增—扭—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—扭—穩(wěn)“勺形”井軌跡剖面。與2200～3000m水平井軌跡不同之處在于，從淺層造斜至8°～13°，后穩(wěn)斜至North Pine再開始造斜扭方位。經(jīng)模擬，優(yōu)化可降低3t摩阻，同時可縮短下套管過程中管柱屈曲長度，降低螺旋屈曲風險。

3.4.2 下套管井眼準備及工藝

以轉(zhuǎn)速100r/min、排量1.0m3/min倒劃眼起鉆，在井底、靶點及造斜點附近各循環(huán)兩周，起鉆后不通井直接下套管，井深5796m、水平段3250m起鉆及循環(huán)共耗時14.5h。

對于不同水平段長度，目前有常規(guī)下套管、漂浮下套管、旋轉(zhuǎn)下套管、漂浮+旋轉(zhuǎn)下套管4種工藝[20-23]。與常規(guī)工藝相比，漂浮下套管可以大幅降低摩阻、提高下套管效率，與旋轉(zhuǎn)下套管相比，對套管扭矩無特殊要求。故采用漂浮下套管工藝[23]，每根套管安裝一個扶正器，并提高下套管速度，與常規(guī)工藝相比，降低54%正壓力、降低14t摩阻。Tesco下套管裝置可實時監(jiān)測上扣扭矩，提高上扣效率，在下套管過程中灌漿，省去常規(guī)裝置在接套管時灌漿，從而提高下套管效率。5796m水平井19h完成下套管作業(yè)。

3.5 其他降本增效措施

3.5.1 防噴器組選擇

根據(jù)實際關(guān)井壓力選擇防噴器組：Groundbirch氣區(qū)地層壓力在40MPa左右，2014年之前實施的158口井最大關(guān)井壓力低于30MPa，井口防噴器組壓力級別從開始的70MPa降至35MPa。

3.5.2 起鉆過程測井技術(shù)（LWT）

部分井采用LWT測井技術(shù)[24]進行儲層評價，指導壓裂分段設計，即在水平段施工時將LWT短接與鉆進鉆具組合一起入井，完成水平段施工后，起鉆過程中進行測井。LWT測井與鉆桿傳輸測井相比，可大幅縮短鉆機占用時間、減少風險，降低費用25%，與LWD測量技術(shù)相比可降低費用40%。

3.5.3 套管柱優(yōu)化設計

國內(nèi)主要采用安全系數(shù)法設計生產(chǎn)套管[23]，管外壓力系數(shù)按照1.03～1.06計算，壓裂時內(nèi)壓由井口壓力、摩阻、液體靜壓構(gòu)成?？箖?nèi)壓安全系數(shù)選擇1.05～1.15[23]。周波等[24]研究了停泵時水錘效應對井筒完整性的影響，但目前未見將水錘效應用于套管選型的報道。

白樺地項目結(jié)合安全系數(shù)法和水錘效應校核套管強度，在滿足壓裂施工要求的同時降低套管費用，具體如下：造斜段及直井段套管設計考慮開泵時水錘效應的影響，φ114.3mm壁厚為8.56mm氣密扣P110套管抗內(nèi)壓強度大于水錘效應產(chǎn)生的沖擊力，投球打開滑套壓裂時水錘效應產(chǎn)生98MPa沖擊力，連續(xù)管打開滑套壓裂時水錘效應產(chǎn)生97MPa沖擊力。水平段套管設計按照安全系數(shù)法設計，但管外壓力按照實際地層壓力系數(shù)計算，選用φ114.3mm壁厚為6.35mm長圓扣P110套管，抗內(nèi)壓強度為73.7MPa，滿足壓裂施工要求。分段設計生產(chǎn)套管柱，3000m水平段可節(jié)約15.63t套管。

4 鉆井實施情況

殼牌石油公司利用自己的專業(yè)優(yōu)勢，選擇高水平鉆完井工程師組建強大技術(shù)支持團隊，甲方完全主導鉆完井技術(shù)，承包商采用日費制服務，充分利用市場化機制降低鉆井承包商及工具服務費用。

鉆前深入研究地層特點、分析已鉆井經(jīng)驗教訓，以提高效益為目標高水準完成鉆完井設計，盡可能實現(xiàn)標準化設計、標準化施工，減少人為原因引起事故復雜、影響機械鉆速。鉆后及時進行評價分析，對影響鉆井周期和鉆井成本的因素逐一分析，不斷優(yōu)化鉆具組合、鉆井參數(shù)、施工工序，鉆井周期不斷縮短，2017年鉆井指標大幅改善。

2014年以前及2017年以后鉆井方案及鉆井技術(shù)指標如表4所示，優(yōu)化前實施158口井，平均井深為4355m，平均水平段長度為1850m，平均完井周期為17.6天，2017年以后實施14口井，平均井深為5687m，平均水平段長度為3182m，水平段增加1332m，增加72%，平均鉆井周期為14.4天，縮短3.2天，每米鉆井成本降低33%。

表4 優(yōu)化前后鉆井方案及技術(shù)指標對比Table 4 Comparison of drilling schemes and technical indexes before and after optimization

續(xù)表

5 結(jié)論與認識

（1）通過分析加拿大白樺地致密氣超長水井眼水平井鉆井技術(shù)的實施情況，認為油氣田規(guī)模開發(fā)階段，詳細統(tǒng)計分析實際最大關(guān)井壓力與地層壓力之間關(guān)系，可為優(yōu)化井口裝置及技術(shù)套管選型提供依據(jù)。

（2）密集井網(wǎng)叢式井鉆井作業(yè)引進專業(yè)軟件修正SAG、MAG引起的測量誤差，可提高鉆井效率，應加快相應專業(yè)軟件的開發(fā)。

（3）利用等壁厚金屬定子大扭矩螺桿鉆具、水力振蕩器、控壓工藝、52MPa鉆井泵及地面管匯，保證了小井眼水平段施工時強化鉆井參數(shù)提速，最高日進尺達到1152m。建議國內(nèi)水平井可試驗并推廣應用控壓工藝降密度提排量實現(xiàn)提速。

（4）結(jié)合壓裂施工工藝及地層真實壓力分段設計生產(chǎn)套管柱節(jié)約成本：直井段及造斜選用φ114.3mm壁厚為8.56mm氣密扣P110套管，套管強度大于打開固井滑套水錘效應產(chǎn)生的沖擊力；水平段選用φ114.3mm壁厚為6.35mm長圓扣P110套管，套管強度滿足壓裂施工要求。

（5）漂浮配合專用裝置下套管，保證每根套管增加一個扶正器，為提高固井質(zhì)量創(chuàng)造條件，同時能夠大幅降低摩阻，提高下套管效率，降低對套管強度及扣型要求。建議國內(nèi)長位移水平井應推廣該項技術(shù)，取代旋轉(zhuǎn)下套管工藝。

（6）組建高水平技術(shù)支持團隊，深入分析鉆井周期和鉆井成本的影響因素，不斷優(yōu)化鉆具組合、鉆井參數(shù)、施工工序，甲方主導技術(shù)措施制定，標準化設計、標準化施工，是縮短鉆井周期、降低鉆井成本的關(guān)鍵。