南川頁巖氣田超長水平段水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

姜政華，孫 鋼，陳士奎，李伯堯，董紅燁

（1.中國石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400；2.中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210019；3.中國石化東北油氣分公司龍鳳山氣田高效開發(fā)項目部，吉林松原 138000）

南川頁巖氣田位于四川盆地東南緣的盆緣轉(zhuǎn)換帶，包括南川、武隆和彭水等區(qū)塊[1]。與高壓、超高壓頁巖氣田相比，南川頁巖氣田氣藏壓力系數(shù)低，約為1.0～1.3，資源稟賦差，經(jīng)濟效益開發(fā)難。

實踐證明，采用超長水平段（長度大于3 000 m）[2]水平井進行開發(fā)，是提高南川頁巖氣田開發(fā)效益的關(guān)鍵技術(shù)手段之一。以北美為例，Haynesville頁巖氣田水平井的水平段長度由2012年之前的1 263 m增至2014—2015年的2 408 m，增幅達90.7%，但水平段平均單位長度鉆井成本降低了73%[3]；美國Appaiachian和Permian盆地、加拿大Duvernay盆地由于核心區(qū)外儲層物性下降，采用水平段長4 000 m水平井已成為其開發(fā)的常規(guī)模式；2018年，美國Utica頁巖油氣田73%的新鉆水平井水平段長度超4 921 m[4]。國內(nèi)從2018年開始也開展了超長水平段水平井的鉆井技術(shù)探索，中國石油長寧頁巖氣田的寧209H71-3井最長水平段為3 100 m；中國石化涪陵頁巖氣田已實現(xiàn)了2 500 m水平段水平井的規(guī)?；_發(fā)，其中JY2-5HF井的水平段長度達3 065 m。

為進一步提高超長水平段水平井的開發(fā)效益，南川頁巖氣田開展了3 500 m水平段水平井先導試驗。隨著水平段長度進一步增加，面臨一系列鉆井技術(shù)難點，如水平段極限延伸能力預測難、井眼軌跡控制難、井眼清潔效果差、鉆柱摩阻扭矩大、套管下入難和固井易漏易氣竄等[5-7]。針對這些問題，筆者開展了攻關(guān)研究，形成了井眼軌道優(yōu)化設(shè)計、低成本高效導向鉆井、井眼高效清潔、套管安全下入和超長水平段泡沫水泥漿固井等關(guān)鍵技術(shù)，并進行了現(xiàn)場應用，取得了良好的應用效果，為國內(nèi)長度超3500 m水平段水平井的鉆井積累了經(jīng)驗。

1 主要技術(shù)難點

1）超長水平段延伸極限預測難。精確預測水平井超長水平段的極限延伸能力，對提高頁巖氣開發(fā)的經(jīng)濟效益和規(guī)避鉆井風險十分重要。但影響長水平段延伸極限的因素非常多，計算模型的精度受限，主控因素不明確，難以有效指導超長水平段水平井的鉆井實踐。

2）井眼軌跡控制難。常規(guī)的“直—增—穩(wěn)—增—平”井身剖面井眼曲率高，難以滿足超長水平段水平井低造斜率的要求，需進行井眼軌道優(yōu)化，以滿足超長水平段水平井的工程需求。南川頁巖氣田地質(zhì)構(gòu)造復雜，地層產(chǎn)狀變化幅度大，井眼軌跡調(diào)整頻繁，如SY3-XHF井水平段井眼軌跡調(diào)整36次。而且，LWD儀器零長約20 m，地層預測存在一定滯后性，進一步增大了井眼軌跡控制難度。井眼軌跡調(diào)整頻繁，導致井身質(zhì)量差，鉆井風險高。

3）井眼清潔效果差，鉆柱摩阻扭矩大，套管下入難。超長水平段水平井井筒凈化困難，易形成巖屑床，造成復雜情況。如平橋南工區(qū)某井鉆至水平段長1 835 m處時，因巖屑造成卡鉆，處理該故障花費7 d時間。并且，隨著水平段增長，鉆柱的摩阻扭矩呈類指數(shù)增加，導致定向托壓嚴重、套管下入困難。從南川頁巖氣田前期施工情況來看，水平段長度小于1 500 m時，摩阻小于150 kN；水平段長度大于1 500 m后，摩阻迅速增大，水平段長度2 835 m時達到280 kN。

4）超長水平段固井易漏易氣竄。超長水平段井壁油膜清洗困難，影響界面膠結(jié)質(zhì)量，對沖洗效率及水泥漿頂替效率要求高。目的層氣測顯示好，易發(fā)生環(huán)空氣竄，影響膠結(jié)質(zhì)量。后續(xù)多級大型壓裂（套管內(nèi)多次加壓/放壓）易破壞水泥石完整性，導致環(huán)空密封失效，對水泥環(huán)物理性能要求較高。

2 鉆柱和水力極限延伸能力分析

2.1 鉆柱極限延伸能力

理論分析認為，ZL70型鉆機可滿足3 500 m長水平段水平井（井深＜7 000 m）的提升需求。因此，以下主要通過分析鉆柱受力，評價其在水平段的極限延伸能力。

1）抗扭、抗拉性能分析。3 500 m長水平段采用如下鉆具組合：φ215.9 mm PDC鉆頭+φ172.0 mm×0.75°單彎螺桿鉆具+鉆具止回閥+φ210.0 mm穩(wěn)定器+φ127.0 mm無磁加重鉆桿+LWD+無磁短節(jié)+φ127.0 mm加重鉆桿×6根+φ127.0 mm加重鉆桿×21根+旁通閥1只+φ127.0 mm鉆桿。分析該鉆具組合鉆進時的抗扭、抗拉性能可得：鉆桿所受最大扭矩約20 kN·m，低于鉆桿抗扭強度38 kN·m；上部φ127.0 mm鉆桿拉力余量約500 kN。上述結(jié)果表明，鉆桿強度可滿足4 000 m水平段極限延伸要求（安全系數(shù)大于1.35）。

2）鉆柱屈曲狀態(tài)分析。鉆柱屈曲狀態(tài)是影響超長水平段極限延伸的關(guān)鍵因素，為此，分析了正常鉆進時摩阻系數(shù)對鉆柱屈曲狀態(tài)的影響。結(jié)果表明，摩阻系數(shù)對鉆柱屈曲狀態(tài)影響較為顯著，裸眼摩阻系數(shù)小于0.30時，3 500 m水平段水平井不會發(fā)生正弦和螺旋屈曲。同時，分析了不同水平段長度（1 000，1 500，2 000，2 500，3 000，3 500和4 000 m）、不同摩阻系數(shù)（0. 15，0. 20，0. 25和0. 30）下的套管下入摩阻，結(jié)果見表1。

表1 固井下套管摩阻與水平段長度及摩阻系數(shù)的關(guān)系Table 1 Relationship between friction of casing running and horizontal section length as well as friction coefficient

由表1可知：超長水平井套管下入難度大，摩阻高；水平段長3 500 m時，若摩阻系數(shù)為0.25，最大摩阻為312.84 kN，此時會發(fā)生正弦屈曲。

因此，綜合以上分析結(jié)果，鉆進3 500 m長水平段水平井時應將摩阻系數(shù)控制在0.30以內(nèi)，下套管時應將摩阻系數(shù)控制在0.25以內(nèi)。

2.2 水力極限延伸能力

基于水平井極限延伸原理及模型 [8-9]和南川頁巖氣地層三壓力剖面參數(shù)分析可知，影響超長水平段水平井極限延伸長度的關(guān)鍵因素為地層承壓能力和泵壓。井底鉆井液的當量循環(huán)密度最大值不超過地層破裂壓力、泵壓不超過額定泵壓時的水平段長度為水力延伸極限。

利用南川頁巖氣田地層壓力和鉆井液性能參數(shù)計算可得，鉆井液當量循環(huán)密度與水平段長度的交點為3 985 m，泵壓與水平段長度的交點為4 002 m。這說明，從理論上講，水平段的水力延伸極限長度為3 985 m，南川頁巖氣田鉆井設(shè)備和地層條件可滿足3 500 m水平段水平井鉆井施工要求。

3 超長水平段水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)

通過分析鉆柱和水力極限延伸能力，從理論上證明南川頁巖氣田具備3 500 m水平段水平井鉆井施工條件；但是，實際鉆井時需要配套工程技術(shù)提供保障。為此，針對上述鉆井技術(shù)難點制定了相應技術(shù)方案，形成了井眼軌道優(yōu)化設(shè)計、低成本高效導向鉆井、井眼高效清潔、套管安全下入和超長水平段泡沫水泥漿固井等關(guān)鍵技術(shù)。

3.1 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計

從造斜點優(yōu)選、造斜率設(shè)計和井身剖面優(yōu)化等3個方面對超長水平段水平井井眼軌道進行優(yōu)化設(shè)計，以降低鉆進中的摩阻、扭矩，提升超長水平段的極限延伸能力。

1）造斜點優(yōu)選。結(jié)合南川頁巖氣田造斜特點及數(shù)值模擬結(jié)果，造斜點上提200～300 m至井深500 m處，可保證在小井斜角井段扭方位，降低扭方位難度。同時，與優(yōu)化前相比，造斜段摩阻降低9.8%。

2）造斜率設(shè)計。為提高超長水平段水平井的機械鉆速和水平段延伸能力，在設(shè)計造斜率時，充分考慮南川頁巖氣田的地層特征，以降低摩阻扭矩為主要目標，兼顧滑動鉆進比例。由于南川頁巖氣田龍?zhí)督M-茅口組上部、部分韓家店組、小河壩組含砂量高，因此盡量設(shè)計采用復合鉆進或采用較低的造斜率鉆進這些層段。結(jié)合前期實鉆經(jīng)驗，一開井段和二開造斜段的造斜率推薦采用（0.12°～0.20°）/m和（0.18°～0.20°）/m，這樣既可降低摩阻，還可降低滑動鉆進比例。

3）井身剖面優(yōu)化。雙二維軌道具有曲率小、井段短、摩阻扭矩小等優(yōu)點[10]，因此，南川頁巖氣田超長水平段水平井優(yōu)化為類雙二維軌道，對比分析了類雙二維和常規(guī)五段制井身剖面的摩阻扭矩（見表2）。

由表2可知：鉆具組合相同條件下，用100 kN鉆壓模擬地面扭矩，類雙二維軌道的扭矩比五段制低8%，摩阻更低；類雙二維軌道下鉆摩阻139 kN，比五段制低11%，有利于后期滑動鉆進及完井套管下入；復合/滑動鉆進時施加的鉆壓更大，鉆具發(fā)生屈曲時類雙二維軌道比五段制所能施加的鉆壓更大，有利于提高水平段機械鉆速；而且，類雙二維軌道不僅可避免常規(guī)五段制軌道大井斜扭方位困難的問題，還能保障井眼軌跡平滑及完井管柱順利下入，同時增大了上部井眼防碰安全距離，降低了上部井眼相碰的風險。

表2 不同井身剖面對應的摩阻、扭矩對比Table 2 Friction and torque values of different well profiles

3.2 低成本高效導向鉆井技術(shù)

1）鉆具組合優(yōu)化。采用常規(guī)導向技術(shù)時，螺桿鉆具優(yōu)選和底部鉆具組合優(yōu)化是實現(xiàn)3 500 m水平段鉆進的關(guān)鍵。為此，基于平衡趨勢法建立了南川頁巖氣井造斜率預測方法，提出了鉆進趨勢的概念（鉆進趨勢與實際鉆進方向最終會實現(xiàn)統(tǒng)一），同時考慮了井眼曲率對造斜率的影響。相關(guān)試驗研究表明，該方法的預測精度較常規(guī)方法提高20%以上[11-12]。利用上述方法，分析了螺桿彎角、鉆壓等對造斜率的影響規(guī)律，結(jié)果如圖1所示。根據(jù)上述研究結(jié)果和相關(guān)實鉆經(jīng)驗，制定了一開造斜段、穩(wěn)斜段、扭方位井段和二開造斜段及水平段的最優(yōu)鉆具組合及鉆進參數(shù)，全程可采用1.25°彎角螺桿進行鉆進，既能滿足定向需求，又可避免因為更換鉆具組合導致的起下鉆。

2）降摩減阻技術(shù)。水力振蕩器可將鉆井液的水力能量轉(zhuǎn)換為管柱機械振動能量，將靜摩阻轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽ψ?，降低整體管串的摩阻，提高鉆進效率，增加水平段的延伸長度。根據(jù)南川頁巖氣田SYX-2HF井和SYX-5HF井水力振蕩器的應用情況（見表3），確定使用壽命更長的全金屬水力振蕩器，可避免因水力振蕩器故障導致的起下鉆。

圖1 螺桿彎角對螺桿鉆具造斜率的影響Fig.1 Influence of screw bend on build-up rate of PDM

3）井眼軌跡控制技術(shù)。采用常規(guī)導向技術(shù)鉆進時，需加強對井眼軌跡的控制，確保順利中靶，盡量減少軌跡調(diào)整次數(shù)，同時盡量使井眼軌跡光滑。

入靶控制階段，采用等厚對比和分段控制相結(jié)合的方式，入靶前提高入靶層位，入靶后采取小夾角下滑的方式下切探層，犧牲少量水平段進尺，以換取更平滑的井眼軌跡。利用等厚對比法，實鉆過程中以鄰井為參考選取標志點，滾動調(diào)整A靶；對局部無明顯標志點的層位，單純利用等厚對比法計算傾角難度較大，需采用分段控制法，選取合適標志點設(shè)定井斜，逐步增斜，引導軌跡準確入靶。

水平段控制階段，根據(jù)各儲層伽馬值判斷軌跡走向，調(diào)整合適的井斜角，控制井眼軌跡在最優(yōu)儲層中部穿行[13-15]。盡量貼合實鉆傾角，以控斜微調(diào)為主，利用復合微增趨勢、物探和鄰井資料預測傾角變化趨勢，最大限度地降低因穿層而導致鉆頭提前磨損的概率。

表3 水力振蕩器應用情況Table 3 Applications of hydraulic oscillator

鉆至拐點附近，提前做好軌跡穿行設(shè)計。上傾轉(zhuǎn)下傾段，提前將層位調(diào)低；下傾轉(zhuǎn)上傾段，提前將層位調(diào)高，避免大幅度、長井段軌跡大增大降。

3.3 井眼高效清潔技術(shù)

1）鉆井液性能優(yōu)化。為滿足超長水平段攜巖、降摩減阻需求，設(shè)計了低黏切強封堵油基鉆井液。該鉆井液在保持合理動塑比（不低于0.20）的前提下，控制漏斗黏度和塑性黏度較低，可顯著降低循環(huán)壓耗和當量循環(huán)密度，確保排量最大化。該鉆井液基本配方為：0#柴油+2.4%主乳化劑+0.6%輔乳化劑+1.0%～1.5%氧化鈣+1.0%有機土+1.0%高溫增黏劑+3.0%抗高溫降濾失劑+3.0%液體瀝青+26.0%CaCl2水溶液+重晶石粉。

2）工藝措施優(yōu)化。高效井眼清潔的關(guān)鍵是清除巖屑沉積床，主要采取以下措施：a）利用四級固控設(shè)備及時清除有害固相，使固相含量低于28%，保持固相級配的合理性；b）增大排量，確保環(huán)空返速不低于0.80 m/s，提高鉆桿轉(zhuǎn)速（＞80 r/min）；c）及時短起下鉆，分段循環(huán)鉆井液，巖屑床堆積嚴重時需要多次劃眼清砂；d）通過優(yōu)化井眼軌道減少巖屑在造斜段的堆積，使用清砂接頭，加大對巖屑床的破壞；e）適當補充有機土或增黏劑，調(diào)節(jié)鉆井液的流變性。

3.4 套管安全下入技術(shù)

為確保超長水平段水平井套管安全下入，采用了等剛度鉆柱設(shè)計、旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)和漂浮接箍下套管技術(shù)。

1）等剛度鉆柱設(shè)計。為保證套管安全下入超長水平段水平井，鉆井過程中設(shè)計與套管串剛度相當?shù)你@具組合，使其既滿足現(xiàn)場鉆井需求，又能夠降低套管下入難度。

2）旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)。旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)是利用旋轉(zhuǎn)下套管設(shè)備[12-13]，在旋轉(zhuǎn)管柱、循環(huán)鉆井液的同時下入套管。旋轉(zhuǎn)下套管時，選擇常規(guī)扭矩的“φ139.7 mm×壁厚12.34 mm×鋼級TP110T×扣型TPCQ”生產(chǎn)套管，管串結(jié)構(gòu)為液動旋轉(zhuǎn)引鞋+1根套管+浮箍+1根套管+碰壓座+2根套管+趾端滑套+2根套管+趾端滑套+套管串+聯(lián)頂節(jié)。超長水平段交替安放滾珠扶正器和整體式扶正器，以保證套管居中度，并降低下套管摩阻[16]。

3）漂浮接箍下套管技術(shù)。漂浮下套管是利用漂浮接箍的浮力來降低套管下入難度。常規(guī)下套管和漂浮下套管2種情況下的模擬分析結(jié)果表明，當摩阻系數(shù)約等于0.25時，水平段長度為3 500 m時使用漂浮接箍技術(shù)，套管可順利下到底；若不采用漂浮接箍技術(shù)，套管會出現(xiàn)屈曲風險。

3.5 超長水平段泡沫水泥漿固井技術(shù)

超長水平段進行固井時，以防漏防氣竄為優(yōu)化目標[2，17-20]。為此，根據(jù)前期鉆井經(jīng)驗，并參考相關(guān)研究成果，采用泡沫水泥漿固井工藝、雙凝雙密度水泥漿柱結(jié)構(gòu)的固井方案[21]。常規(guī)水泥漿水化過程中由液態(tài)向固態(tài)轉(zhuǎn)變時，漿柱壓力不斷下降，出現(xiàn)失重現(xiàn)象，當液柱壓力小于氣層壓力時，將發(fā)生氣竄。泡沫水泥漿中圈閉了大量可膨脹的高壓儲能泡沫，泡沫在水泥漿膠凝階段會發(fā)生膨脹，可以補償水泥漿失重造成的壓力損失，起到壓穩(wěn)氣層、防止環(huán)空氣竄的作用（見圖2）。此外，泡沫水泥漿中含有可壓縮不連續(xù)氣泡，具有密度低、彈塑性好的特點，對防止固井漏失、保障固井質(zhì)量效果明顯。

圖2 常規(guī)水泥漿失重氣竄現(xiàn)象與泡沫水泥漿防氣竄作用示意Fig.2 Gas channeling in conventional cement slurry under weightlessness and the role of foamed cement slurry in preventing gas channeling

4 現(xiàn)場應用

超長水平段水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)在南川頁巖氣田SY9-2HF井（水平段長3583 m）和SY9-6HF井（水平段長3601 m）進行了現(xiàn)場應用，均實現(xiàn)了安全成井。上述2口井應用的技術(shù)體系相近，因此以SY9-2HF井為例進行說明。

4.1 技術(shù)措施

1）井眼軌道優(yōu)化設(shè)計。剖面設(shè)計為類雙二維軌道，造斜點在井深500 m處，控制長穩(wěn)斜段復合鉆進造斜率不超過0.02°/m，扭方位段造斜率0.13°/m，防止因定向托壓導致造斜率偏低，影響中靶。

2）井眼軌跡控制。一開采用鐘擺鉆具組合，直井段井斜角小于1.50°。二開首先采用“混合鉆頭+φ172.0 mm×1.25°單彎螺桿”造斜，無穩(wěn)定器，造斜率達9.0°/m，后采用“PDC鉆頭+φ172.0 mm×1.25°單彎螺桿+φ210.0 mm穩(wěn)定器”進行水平段施工，實鉆井眼軌跡與設(shè)計的類雙二維軌道符合率達80%以上。該井在水平段配套了全金屬水力振蕩器，工作頻率13～19 Hz，振蕩力30～45 kN，安裝在距鉆頭137 m處。鉆進過程中無明顯托壓現(xiàn)象，定向鉆進時工具面穩(wěn)定。

3）油基鉆井液性能優(yōu)化及井眼清潔。調(diào)節(jié)油基鉆井液的油水比不小于80∶20，保持鉆井液良好的乳化穩(wěn)定性；添加適量的HIFLO、HIFLO-L等高性能降濾失劑，控制高溫高壓濾失量小于3 mL，并可以形成光滑薄韌的濾餅，抑制水敏性礦物水化分散；實時補充抗高溫改性瀝青類、酸溶性暫堵劑和油基防塌封堵劑，提高鉆井液封堵微裂隙的性能，為力學支撐提供基礎(chǔ)，防止頁巖層掉塊和滲漏。

4）套管下入。采用旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)，套管下至水平段后以排量1.6 m3/min循環(huán)120 min，套管下至水平段3 000～3 200 m后以排量1.6 m3/min循環(huán)240 min，達到清理井底殘留巖屑的目的。

5）固井工藝。采用泡沫水泥漿固井工藝、雙凝雙密度水泥漿柱結(jié)構(gòu)。領(lǐng)漿用低密度泡沫水泥漿，密度1.50 kg/L；尾漿用彈韌性防氣竄水泥漿，密度1.88 kg/L，確保壓穩(wěn)氣層。領(lǐng)漿與尾漿分界面在井深2 500 m處，水泥漿返至井深1 000 m。

4.2 應用效果

SY9-2HF井完鉆井深6 455 m，水平段長3 583 m；SY9-6HF井完鉆井深6 780 m，水平段長3 601 m，2口井平均鉆井完井周期較設(shè)計縮短了25.4%，并先后刷新國內(nèi)頁巖氣井水平段長紀錄。其中，SY9-2HF井水平段單趟進尺3 006 m，創(chuàng)川渝頁巖氣水平井水平段單趟進尺最長紀錄。實鉆整體靶框控制在5 m以內(nèi)，優(yōu)質(zhì)頁巖鉆遇率平均在90%以上，水平段復合鉆進比例平均達9 0.4 5%，最大狗腿度0.15°/30m。2口井均實現(xiàn)了固井全過程防漏與壓穩(wěn)，固井質(zhì)量優(yōu)。此外，2口井全井段使用國產(chǎn)的鉆頭、螺桿鉆具及常規(guī)LWD地質(zhì)導向進行施工，高效成井的同時，實現(xiàn)了提速降本。

5 結(jié)論與建議

1）南川頁巖氣田3 500 m水平段水平井鉆井過程中面臨水平段極限延伸能力預測難、井眼軌跡控制難、井眼清潔效果差、鉆柱摩阻扭矩大、套管下入難和固井易漏易氣竄等技術(shù)挑戰(zhàn)。

2）超長水平段水平井井眼軌道優(yōu)化后，摩阻可降低10%以上；低成本常規(guī)導向鉆井技術(shù)可滿足超長水平段水平井施工需求，成本較旋轉(zhuǎn)導向鉆井低20%以上；通過優(yōu)化鉆井液性能和配套清砂鉆桿，可保證井眼清潔度；旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)可解決套管安全下入難題；泡沫固井技術(shù)可解決超長水平段水平井的固井氣竄、漏失難題。

3）SY9-2HF井、SY9-6HF井等的安全高效成井，表明我國具備了超3 500 m水平段水平井鉆井能力。

4）長水平段水平井是實現(xiàn)頁巖氣經(jīng)濟效益開發(fā)的重要途徑，但隨著水平段長度進一步增長，工程技術(shù)難度隨之大幅提升，現(xiàn)有設(shè)備難以滿足工程需求，需要進一步升級改造；同時，要進一步開展技術(shù)攻關(guān)，以解決井眼軌跡控制、降摩減阻、井眼清潔和固井等方面的技術(shù)難題。