何 龍， 胡大梁， 朱 弘

(1.中國石化西南油氣分公司鉆井工程處，四川成都 610041；2.中國石化西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川德陽 618002；3.中國石化勘探南方分公司，四川成都 610041)

重慶地區(qū)頁巖氣資源豐富，分布面積達7.6×104km2，地質(zhì)資源潛力達1.275×1013m3，可采資源量2.05×1012m3。目前涪陵頁巖氣田已投產(chǎn)27口井，天然氣產(chǎn)量接近3.0×106m3/d，預(yù)計2015年底將達到年產(chǎn)能5.0×109m3[1-3]。隨著涪陵頁巖氣田的大規(guī)模開發(fā)，距離涪陵頁巖氣田約150 km的丁山地區(qū)，被業(yè)界認為是川東南頁巖氣地質(zhì)資源量僅次于焦石壩的有利目標區(qū)。丁頁2HF井是部署在丁山構(gòu)造的頁巖氣預(yù)探井，作為該地區(qū)第一口頁巖氣水平井，在施工過程中遇到了儲層埋藏深、地質(zhì)不確定因素多、地層可鉆性差、頁巖地層易坍塌等多種鉆井技術(shù)難點。在分析丁山構(gòu)造地質(zhì)特征之后，綜合應(yīng)用了多項鉆井技術(shù)，很好地克服了各種技術(shù)難點，最終成功鉆達目的層。筆者在介紹該井鉆井技術(shù)措施的基礎(chǔ)上，深入分析了其實鉆效果，以期為丁山構(gòu)造頁巖氣大規(guī)?？碧介_發(fā)提供借鑒。

1 丁山構(gòu)造地質(zhì)概況

丁山構(gòu)造位于四川盆地川東南地區(qū)林灘場-丁山北東向構(gòu)造帶，隸屬于重慶綦江及綦江南區(qū)塊，主體位于重慶市綦江區(qū)和貴州省遵義市境內(nèi)，總礦權(quán)面積11 458 km2。頁巖氣主力儲層為志留系龍馬溪組：上部以厚層灰黑色灰質(zhì)泥巖為主；中部以灰色-深灰色泥巖為主；下部以深灰色-黑色碳質(zhì)泥巖為主[4-5]。該構(gòu)造不同部位的地層差異性較大，構(gòu)造高部位出露地層為嘉陵江組地層，缺失陸相地層和海相雷口坡組地層，儲層埋深約2 100.00 m；構(gòu)造低部出露地層相對較新，為侏羅系上沙溪廟組地層，儲層埋深超過4 400.00 m，鉆遇多達16套地層，預(yù)測陸相地層最高壓力系數(shù)為1.15，海相地層的壓力系數(shù)最高為2.00(棲霞組地層)，其余地層壓力系數(shù)基本都在1.60以下。

2 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌道設(shè)計

LS2井是部署在丁山構(gòu)造低部位的一口預(yù)探井，主要目的層是志留系石牛欄組，兼探茅口組及棲霞組，于2013年6月初鉆至井深4 418.00 m完鉆，自上而下鉆遇了侏羅系、三疊系、二疊系和志留系地層。為評價龍馬溪組下部泥頁巖氣層，中國石化部署了丁頁2HF水平井，即在LS2井3 855.00～4 205.00 m井段打水泥塞，然后側(cè)鉆水平井。

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

鑒于丁山2HF井為區(qū)域預(yù)探井，地質(zhì)預(yù)測存在諸多不確定性和不可預(yù)見性因素，可能會發(fā)生井漏、井壁垮塌、鉆遇高壓鹽水層等復(fù)雜情況，設(shè)計井身結(jié)構(gòu)時應(yīng)充分考慮地層和壓力可能的變化，套管程序的選擇需為各開次留有余地，同時考慮側(cè)鉆水平井的可能性，確保完成地質(zhì)鉆探目的。該井設(shè)計采用四開制井身結(jié)構(gòu):導眼,φ914.4 mm鉆頭×30.00 m，φ720.0 mm導管×30.00 m；一開，φ558.8 mm鉆頭×701.00 m,φ476.3 mm套管×700.00 m,封隔上部不穩(wěn)定易垮層段；二開，φ406.4 mm鉆頭×2 089.00 m,φ339.7 mm套管×2 087.00 m，封隔嘉陵江組三段及以上地層，避免鉆遇海相高壓地層時引起上部低壓地層發(fā)生井漏；三開，φ311.1 mm鉆頭×3 040.00 m，φ273.1 mm套管×3 038.00 m，封隔龍?zhí)督M易塌地層，保證四開安全鉆進；四開，φ241.3 mm鉆頭×4 300.00 m，φ177.8 mm套管×4 297.00 m；采用φ241.3 mm鉆頭側(cè)鉆，側(cè)鉆至井深5 655.00 m完鉆，下入φ177.8 mm套管，下深5 652.00 m。四開采用φ241.3 mm鉆頭是為側(cè)鉆水平井留有余地，同時也是易于處理井下故障；若側(cè)鉆水平段，四開就不下φ177.8 mm套管。

2.2 井眼軌道設(shè)計

丁頁2HF井A、B靶點的垂深分別為4 376.50和4 440.50 m，靶前距為437.00 m。根據(jù)LS2井鉆遇地層的巖性特點，側(cè)鉆造斜點選擇在石牛欄組上部地層(井深4 010.00 m)，該地層為灰?guī)r地層，井壁穩(wěn)定性較好。采用“直—增—穩(wěn)—增—平”五段制剖面，全角變化率分別為16.5°/100m和12.0°/100m，設(shè)計井深5 655.00 m，水平段長970.00 m，最大井斜角86.22°。該井的詳細井眼軌道設(shè)計見表1。

表1 丁頁2HF井井眼軌道設(shè)計Table 1 Design of trajectory for Well Dingye 2HF

3 主要鉆井技術(shù)難點

丁頁2HF井部署在丁山構(gòu)造低部位，陸相地層厚約1 700.00 m，目的層埋藏深度比鄰近的焦石壩構(gòu)造約深2 000.00 m，根據(jù)地質(zhì)特征，結(jié)合鄰區(qū)探井實鉆情況，分析認為該井主要存在以下鉆井技術(shù)難點：

1) 陸相上部地層可能含有水層，鄰區(qū)的LS1井(屬于相鄰構(gòu)造，距丁頁2HF井135 km)利用空氣鉆井技術(shù)鉆至井深52.35 m時地層出水，出水速度5.8 m3/h，被迫轉(zhuǎn)換鉆井方式。受地層出水和井壁垮塌的影響，氣體鉆井應(yīng)用井段提速效果受限。

2) 陸相地層厚度大，砂泥巖互層、巖石軟硬交錯頻繁，尤其是自流井組和須家河組地層，厚約650.00 m，研磨性強，可鉆性差；海相部分地層含燧石[6-7]，導致鉆頭使用壽命短、機械鉆速低(常規(guī)鉆井機械鉆速僅為0.8 m/h左右)，全井鉆頭合理選型困難。

3) 水平段鉆進過程中，鉆具始終靠在下井壁上，鉆具與井壁間產(chǎn)生較大摩擦阻力[8]。川西中淺層水平井鉆井數(shù)據(jù)表明，水平段每增加100 m，滑動鉆進摩阻約增大40 kN。該井水平段長接近1 000.00 m，預(yù)測最大摩阻約400 kN，托壓現(xiàn)象嚴重。

4) 斜井段主要鉆遇志留系地層，巖性以泥巖、灰?guī)r為主，泥巖水化后易剝蝕掉塊，且地層微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液容易沿微裂隙進入地層內(nèi)部，破壞泥頁巖的膠結(jié)性和原有的力學平衡，導致巖石碎裂，引起井壁失穩(wěn)[9-10]。另外，由于水平段較長，要求鉆井液具有良好的潤滑防卡和攜巖能力。

5) 頁巖層存在坍塌周期，水平段鉆進時間較長，井壁失穩(wěn)導致井眼不規(guī)則，在斜井段和水平段套管與井壁接觸段長，套管柱受到的側(cè)向力較大，套管很難順利下至預(yù)定位置[11-12]。水平段較長且采用油基鉆井液，井壁界面油濕，套管居中度差，易造成頂替效率低和界面膠結(jié)強度差，固井質(zhì)量難以保證。

4 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

針對丁頁2HF井面臨的鉆井技術(shù)難點，借鑒焦石壩和川東北地區(qū)鉆井提速的成功經(jīng)驗，結(jié)合各開次的地層特征，在直井段應(yīng)用氣體鉆井、復(fù)合鉆井技術(shù)，斜井段應(yīng)用滑動導向和油基鉆井液，配合優(yōu)選的高效鉆頭，以實現(xiàn)優(yōu)快鉆井的目的。

4.1 陸相地層氣體鉆井技術(shù)

一開井段，φ558.8 mm井眼容積大，在泵排量60 L/s的條件下，鉆井液環(huán)空返速約0.25 m/s，鉆頭施加的單位面積鉆壓僅1.14 N/mm2，比φ241.3 mm鉆頭小70%以上，常規(guī)鉆井機械鉆速低。采用空氣鉆井技術(shù)時，常因地層出水，大尺寸井眼中空氣攜巖困難，無法有效鉆進。根據(jù)以上特點，采用泡沫鉆井技術(shù)，優(yōu)化氣液比，保證出口返出連續(xù)，提高其攜巖效果。

二開井段，鉆遇上沙溪廟組至須家河組地層，地層硬度大，受鉆井液密度影響大，在較高密度鉆井液條件下機械鉆速低。鄰近的焦石壩構(gòu)造應(yīng)用氣體鉆井技術(shù)平均鉆速達到7.0 m/h以上，而川東北地區(qū)元壩氣田氣體鉆井平均鉆速更高達12.61 m/h，提速均達到6倍以上。鑒于丁頁2HF井鉆遇地層的巖性特征與元壩氣田相似，擬采用空氣鉆井技術(shù)，以降低井底巖屑壓持效應(yīng)，減少對巖屑的重復(fù)破碎，提高破巖效率；同時，加入減振器以減輕鉆柱振動，避免發(fā)生由鉆具疲勞損壞造成的井下故障。

4.2 海相地層復(fù)合鉆井技術(shù)

三開和四開井段鉆遇海相地層，包括嘉陵江組高壓鹽水層、長興組氣層、龍?zhí)督M煤層、茅口組高壓層等多個復(fù)雜地層。由于地層古老，普遍含硫化氫，為保證井控安全，不能采用氣體鉆井技術(shù)。在可鉆性相對較好的嘉陵江組至長興組地層，選用攻擊性較強的5刀翼或6刀翼、φ16.0 mm切削齒PDC鉆頭配合等壁厚螺桿鉆進，以發(fā)揮等壁厚螺桿工作扭矩大、效率高、使用壽命長的優(yōu)點，提高鉆頭破巖效率，減少起下鉆次數(shù)。由于硬硅質(zhì)條帶對PDC鉆頭損壞很大，因此鉆遇硬夾層時采用YTJ165液力推進器配合PDC鉆頭鉆進[13]。該鉆進方式采用液力加壓方式，變鉆鋌機械剛性加壓為水力柔性加壓，并利用液體彈性吸收原理使鉆壓保持恒定，具有較好的減振效果，可有效減小鉆頭和鉆柱等的振動沖擊，防止跳鉆。在海相深部的梁山組至石牛欄組地層，選用6刀翼、φ13.0 mm切削齒PDC鉆頭，兼顧鉆頭攻擊性和抗研磨性；棲霞組地層含燧石，適合選用具有凸頂楔齒、金剛石復(fù)合齒保徑及掌背強化特征的硬地層專用牙輪鉆頭。

4.3 斜井段井眼軌跡控制技術(shù)

4.3.1 側(cè)鉆井段

側(cè)鉆點井深4 010.00 m,該處為灰?guī)r地層，井深4 025.00 m以深地層以灰色、深灰色泥巖為主，泥巖易水化剝蝕掉塊、坍塌，該井段必須做好防塌、防漏、防卡的準備。簡化鉆具組合，采用“牙輪鉆頭+單彎螺桿”側(cè)鉆，設(shè)計鉆具組合為φ241.3 mm牙輪鉆頭+φ185.0 mm1.5 °單穩(wěn)定器單彎螺桿+浮閥+φ177.8 mm無磁鉆鋌×1根+MWD +φ158.8 mm鉆鋌×2根+φ139.7 mm加重鉆桿×15根+旁通閥+φ139.7 mm鉆桿?？刂沏@壓在20 kN以下，控制鉆時為200～300 min/m，待返出巖屑中無水泥成分時即確認側(cè)鉆成功。

4.3.2 造斜段和水平段

定向方式主要有滑動導向和旋轉(zhuǎn)導向2種?；瑒訉蚣床捎谩奥輻U+MWD”組合，以滑動和復(fù)合2種方式交替鉆進[14]，通過調(diào)整滑動和復(fù)合鉆進的段長來調(diào)整造斜率，通過擺放工具面來調(diào)整井斜角變化率和方位角變化率，但在水平段后期鉆進時黏附、托壓現(xiàn)象較為嚴重。旋轉(zhuǎn)導向具有定向機械鉆速高、摩阻扭矩小、安全性高等優(yōu)點，但費用高。

綜合比較2種定向方式的優(yōu)缺點，采用滑動導向鉆進方式，鉆具組合為φ241.3 mmPDC鉆頭+φ185.0 mm1.25°～1.50°單穩(wěn)定器單彎螺桿+浮閥+φ177.8 mm無磁鉆鋌1根+MWD+φ158.8 mm鉆鋌×2根+φ139.7 mm加重鉆桿×15根+旁通閥+φ139.7 mm鉆桿，水平段采用φ241.3 mmPDC鉆頭+φ185.0 mm0.75°～1.00°雙穩(wěn)定器單彎螺桿的穩(wěn)斜倒裝鉆具組合，該鉆具組合能保證鉆壓傳遞，減輕托壓現(xiàn)象。鉆井過程中應(yīng)以復(fù)合鉆進為主，滑動鉆進為輔，由于泥頁巖易垮塌，在鉆進過程中應(yīng)避免定點循環(huán)，以免出現(xiàn)“大肚子”井段。

4.4 水平段強封堵油基鉆井液技術(shù)

針對泥頁巖地層易水化膨脹的問題，為保證井壁穩(wěn)定，確保水平段安全鉆進，使用油基鉆井液鉆進水平井段。油基鉆井液具有抑制性強、對儲層損害小、抗污染能力強、潤滑性能好等優(yōu)點。以柴油作為基礎(chǔ)油，油水體積比85∶15，配方為柴油+2.5%～3.5%有機膨潤土+3.0%～4.0%主乳化劑+3.0%～4.0%輔乳化劑+2.5%～3.5%油基降濾失劑+3.0%超細碳酸鈣+2.0%封堵劑+3.0%磺化瀝青+4.0%生石灰+重晶石粉+8.0%～10.0%氯化鈣溶液，密度1.80 kg/L，黏度52 s，120 ℃條件下濾失量0.8 mL。

按油水比例，將氯化鈣水溶液用鉆井液槍打入油相體系中，利用鉆井液槍的高速噴射，對水進行剪切，以促進油水乳化。鉆井過程中維持鉆井液中有適量多余的石灰，有利于保持乳化液的高溫穩(wěn)定性，防止電解質(zhì)發(fā)生電離，并為乳化劑和其他處理劑提供適當?shù)膲A性環(huán)境。根據(jù)實鉆時的巖屑返出情況，采用稠漿洗井，減少巖屑床沉積；適當提高鉆井液的黏度和切力，以提高鉆井液的攜巖能力，保持井眼清潔。

4.5 長水平段全管柱固井技術(shù)

鑒于丁山2HF井水平段較長，為確保在φ241.3 mm井眼內(nèi)φ177.8 mm套管順利下至井底，先用φ241.3 mm牙輪鉆頭+φ236.0 mm/φ234.0 mm/φ215.0 mm三穩(wěn)定器通井(扶正器之間使用φ177.8 mm鉆鋌)，再用φ241.3 mm牙輪鉆頭+φ236.0 mm/φ234.0 mm/φ235.0 mm/φ234.0 mm四穩(wěn)定器充分通井，以確保井眼通暢。下套管時在浮鞋上接一根長1.0 m的短套管，安裝旋流剛性扶正器1只，確保套管“抬頭”和引鞋居中。設(shè)計采用“柴油+沖洗液+隔離液+低密度水泥漿”的四級沖洗工藝，保證井眼清洗效果和水泥漿不被污染。固井水泥漿密度均為1.90 kg/L，采用三凝水泥漿漿柱結(jié)構(gòu)，領(lǐng)漿、中漿和尾漿的分界點為井深2 850.00 m和A靶點，中漿和尾漿采用彈韌性水泥漿，優(yōu)選水泥外加劑，保證水泥漿與地層、鉆井液的配伍性。水平井段采用密度為1.50 kg/L的輕漿做壓塞液，使套管在浮力作用下有向井壁高邊漂浮的趨勢，以降低套管的偏心程度，提高水泥漿的頂替效率。

5 應(yīng)用效果

通過綜合應(yīng)用氣體鉆井、復(fù)合鉆井、優(yōu)選高效鉆頭、強封堵油基鉆井液、滑動導向鉆井技術(shù)、長水平段套管下入等多項技術(shù)，克服了地質(zhì)條件復(fù)雜、水平段長等鉆井技術(shù)難點，丁頁2HF井于2013年9月1日順利鉆至井深5 700.00 m完鉆，具體的實鉆井身結(jié)構(gòu)及各開次平均鉆速見表2。

丁頁2HF井實鉆水平段長1 035.00 m，實鉆最大全角變化率為2.89°/30m(井深4 817.67～4 822.91 m)，基本實現(xiàn)了井眼軌跡的平滑過渡，見圖1(投影方向0.37°)。A靶準確中靶，在井深5 000.00 m處鉆遇灰?guī)r后井眼軌跡上調(diào)，鉆穿灰?guī)r后為確保在儲層中鉆進又微降井斜，最終實現(xiàn)了水平段在優(yōu)質(zhì)頁巖氣層的鉆進，如圖2所示?，F(xiàn)場應(yīng)用中，油基鉆井液乳化性能穩(wěn)定，具有良好的潤滑性能和井壁穩(wěn)定能力，起下鉆通暢，摩阻基本控制在200 kN以下。下套管過程中下入摩阻為200～300 kN，無掛卡套管現(xiàn)象，順利下至井深5 696.77 m，且一次下入到位，四開油層套管固井質(zhì)量綜合評價為“優(yōu)秀”。

表2 丁頁2HF井實鉆井身結(jié)構(gòu)及各開次鉆速Table 2 Actual casing program and penetration rate of Well Dingye 2HF

圖1 丁頁2HF井水平段全角變化率曲線Fig.1 Dogleg severity of horizontal section in Well Dingye 2HF

圖2 丁頁2HF井設(shè)計井眼軌道與實鉆井眼軌跡對比Fig.2 Comparison of designed and actual trajectory for Well Dingye 2HF

丁頁2HF井作為丁山構(gòu)造完鉆的第一口頁巖氣水平井，完鉆井深和垂深均創(chuàng)當時國內(nèi)頁巖氣水平井最深紀錄；四開φ241.3 mm井眼內(nèi)φ177.8 mm套管下深5 696.77 m，采用單級固井，一次封固至井口，創(chuàng)川渝地區(qū)單級固井井段最長紀錄。2014年2月測試，獲頁巖氣產(chǎn)量(4.3～10.5)×104m3/d，初步評價丁山構(gòu)造頁巖氣地質(zhì)資源量6 089×108m3，進一步拓展了川東南地區(qū)龍馬溪組頁巖氣的勘探領(lǐng)域，顯示了良好的勘探開發(fā)前景。

6 認識與建議

1) 丁頁2HF井通過綜合應(yīng)用氣體鉆井、復(fù)合鉆井、油基鉆井液等關(guān)鍵技術(shù)，并通過優(yōu)選高效鉆頭、優(yōu)化鉆具組合，實現(xiàn)了順利鉆進和完鉆，為丁山構(gòu)造同類井施工積累了經(jīng)驗。

2) 海相地層使用液力推進器配合“PDC鉆頭+等壁厚螺桿”鉆井，能夠有效減輕鉆遇硬夾層時的鉆柱振動，延長鉆頭的使用壽命。

3) 三穩(wěn)定器/四穩(wěn)定器通井和漂浮下套管技術(shù)可確保套管順利下入；四級沖洗工藝和三凝水泥漿體系可保證油基鉆井液條件下的固井質(zhì)量。

4) 陸相上部地層出水會影響氣體鉆井應(yīng)用效果，建議繼續(xù)試驗在元壩硬地層取得良好提速效果的“PDC鉆頭+高效井下動力鉆具”復(fù)合鉆井技術(shù)；水平段采用“單彎螺桿+水力振蕩器”配合油基鉆井液，能提高鉆壓傳遞效果，減輕鉆具托壓現(xiàn)象，進一步提高機械鉆速。

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