唐嘉貴

（中石化西南石油工程有限公司，四川成都610041）

川南探區(qū)主要包括井研-犍為、威遠(yuǎn)-榮縣、榮昌-永川、榮縣-宜賓、赤水等區(qū)塊，勘探層位為筇竹寺組和龍馬溪組，與鄰區(qū)的長寧-威遠(yuǎn)、富順-永川等頁巖氣開發(fā)區(qū)塊的沉積特征相似，均位于深水陸棚有利沉積相帶，預(yù)測頁巖氣地質(zhì)資源量15.4×1012m3，具有良好的頁巖氣勘探開發(fā)潛力[1-4］。

川南探區(qū)頁巖氣藏屬于低品位油氣藏，成藏地質(zhì)條件復(fù)雜，自上而下發(fā)育有侏羅系沙溪廟組、涼高山組、自流井組，三疊系須家河組、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關(guān)組，二疊系長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組，志留系韓家店組、石牛欄組、龍馬溪組和奧陶系五峰組地層，地層古老、可鉆性差、各向異性大，探井鉆井過程中存在易發(fā)生井下故障、機(jī)械鉆速慢、鉆井周期長、鉆井成本高及投資收益低等問題。為實(shí)現(xiàn)探區(qū)內(nèi)頁巖氣高效勘探，在分析鄰區(qū)頁巖氣井實(shí)鉆資料的基礎(chǔ)上，結(jié)合探區(qū)工程地質(zhì)及技術(shù)難點(diǎn)，開展了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、優(yōu)快鉆井技術(shù)以及經(jīng)濟(jì)性分析，形成了以φ139.7mm套管完井的三開井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化方案，并配套了相應(yīng)的優(yōu)快鉆井技術(shù)。

1 鉆井工程技術(shù)難點(diǎn)

川南探區(qū)龍馬溪組地層埋深2 800.00～4 200.00m，結(jié)合鄰區(qū)實(shí)鉆情況分析工程地質(zhì)特征，認(rèn)為主要存在以下鉆井技術(shù)難點(diǎn)：

1）上部地層溶孔洞、煤層、斷層、裂縫發(fā)育，存在井漏風(fēng)險。鄰區(qū)威遠(yuǎn)、焦石壩等區(qū)塊在鉆井中普遍存在井漏問題，W79井、W201井和W116井等在須家河組—嘉陵江組地層發(fā)生失返性漏失[5-6］，JY3HF井和JY4HF井等在嘉陵江組、龍馬溪組地層發(fā)生裂縫性漏失。

2）上部陸相地層可能含有水層，受地層出水和井壁垮塌影響，氣體鉆井應(yīng)用井段和提速效果受限。鄰區(qū)ZS1井在756.00～760.00m井段鉆遇水層；W201-H1井應(yīng)用空氣錘鉆至井深193.20m時地層出水，出水量120m3／h；W201-H3井充氣鉆進(jìn)至井深85.00m時地層出水，出水量20m3／h；LS2井用泡沫鉆至井深280.50m時地層出水3 000m3，被迫轉(zhuǎn)換鉆井方式[6］。

3）地層復(fù)雜，可鉆性差，機(jī)械鉆速低，鉆井周期長[7-10］。陸相地層厚度大，砂泥巖互層、巖石軟硬交錯頻繁，海相地層巖性復(fù)雜，嘉陵江組地層發(fā)育石膏層，龍?zhí)督M、茅口組—棲霞組、韓家店組地層可鉆性差，機(jī)械鉆速低，鉆井周期長，鄰區(qū)威遠(yuǎn)-長寧區(qū)塊龍?zhí)督M—棲霞組地層鉆速低（1.34～2.79m／h），韓家店組—石牛欄組地層鉆速低（1.57～2.29m／h）。

4）川南龍馬溪組頁巖氣探區(qū)大都處于斜坡帶上，容易發(fā)生井斜。鄰區(qū) W201-H1井直井段鉆至井深1 135.00m 時井斜角達(dá)14.25°，DS1井直井鉆至井深1 155.00m時井斜角達(dá)11.15°。

5）側(cè)鉆水平段安全施工風(fēng)險大。龍馬溪組地層巖性以黑色硅質(zhì)頁巖為主，巖石硬而脆，易掉塊并出現(xiàn)破碎性垮塌；同時，黏土礦物含量高，以伊利石為主，對流體敏感性強(qiáng)，易剝蝕掉塊，且地層微裂縫發(fā)育，鉆井液濾液容易沿微裂縫進(jìn)入地層內(nèi)部，破壞泥頁巖的膠結(jié)性和原有的力學(xué)平衡，導(dǎo)致巖石碎裂，引起井壁失穩(wěn)。受井壁切向應(yīng)力與層理面夾角、頁巖在鉆井液中浸泡時間等諸多因素影響，側(cè)鉆大斜度井段及水平段更易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)，鄰區(qū)W201-H1井和W203-H3井的水平段均未鉆至設(shè)計(jì)井深[11-14］。

2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1 必封點(diǎn)設(shè)計(jì)

川南探區(qū)陸相須家河組以淺地層預(yù)測為常壓地層；預(yù)測雷口坡以深地層油氣水中含硫化氫；龍?zhí)督M地層含鋁土質(zhì)泥巖，水敏性強(qiáng)；嘉陵江組石膏發(fā)育；龍?zhí)督M、茅口組—棲霞組和韓家店組地層可鉆性差，預(yù)測發(fā)育多套氣層，可能鉆遇縫洞發(fā)育帶并出現(xiàn)放空、井漏、井噴等強(qiáng)烈顯示；斜井段及水平段穿越目的層龍馬溪組，頁巖發(fā)育，容易發(fā)生井壁失穩(wěn)。

根據(jù)頁巖探區(qū)內(nèi)壓力剖面和地質(zhì)工程特點(diǎn)，參考鄰區(qū)實(shí)鉆三開井身結(jié)構(gòu)特點(diǎn)，依據(jù)有利于安全、優(yōu)質(zhì)、高效鉆井和油氣層保護(hù)的原則，第一必封點(diǎn)設(shè)計(jì)在雷口坡組頂部，封隔須家河組上部不穩(wěn)定、易漏地層，為二開鉆井提供井控條件；第二必封點(diǎn)設(shè)計(jì)在石牛欄組頂部，封雷口坡組—韓家店組地層，為側(cè)鉆水平段提供安全鉆進(jìn)井筒條件。

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

根據(jù)國內(nèi)外頁巖氣勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵在于確定套管承壓能力，以保證后期大規(guī)模壓裂改造施工中井筒承壓的要求。為此，基于安全建井及降本增效原則，參考鄰區(qū)焦石壩、丁山和威遠(yuǎn)等頁巖氣區(qū)塊的實(shí)鉆資料，預(yù)測破裂壓力梯度2.7MPa／100m，結(jié)合套管或泵送可鉆式橋塞壓裂改造工藝，選用φ177.8mm套管才能滿足10m3／min以上大排量改造需要，并形成了“直導(dǎo)眼＋水平井”三開井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方案：導(dǎo)眼，φ609.6mm鉆頭×102.00m，φ508.0mm 導(dǎo)管×100.00m，封隔上部易漏層及淺層水；一開，φ406.4mm鉆頭×1 202.00m，φ339.7mm表層套管×1 200.00m，封隔須家河組及以淺地層；二開，φ311.1mm 鉆頭 ×3 182.00m，φ244.5mm技術(shù)套管×3 180.00m，封隔須家河組及以淺地層；三開，φ215.9mm 鉆頭×5 018.00m，φ177.8mm油層套管×5 016.00m，先懸掛后回接。

考慮采用φ177.8mm套管完井的三開井身結(jié)構(gòu)具有鉆井成本高的缺點(diǎn)，在滿足油層套管承壓條件下，全井采用φ139.7mm 套管，在套管限壓90MPa下預(yù)測施工排量達(dá)10m3／min以上，滿足泵送橋塞分段壓裂改造施工排量要求，為此將油層套管尺寸由φ177.8mm優(yōu)化為φ139.7mm套管。優(yōu)化后 的井身 結(jié)構(gòu)為：導(dǎo)眼，φ609.6mm 鉆頭 ×102.00m，φ508.0mm導(dǎo)管×100.00m，封隔上部易漏層及淺層水；一開，φ406.4mm鉆頭×1 202.00m，φ339.7mm表層套管×1 200.00m，封隔須家河組及以淺 地 層；二 開，φ311.1mm 鉆 頭 ×3 182.00m，φ244.5mm技術(shù)套管×3 180.00m，封隔須家河及以淺地層；三開，φ215.9mm鉆頭×5 018.00m，φ139.7mm技術(shù)套管×5 016.00m，全管柱固井。

3 優(yōu)快鉆井技術(shù)

針對川南探區(qū)的鉆井工程技術(shù)難點(diǎn)，借鑒威遠(yuǎn)-長寧、礁石壩等鄰區(qū)完鉆井的鉆井提速成功經(jīng)驗(yàn)，對現(xiàn)有優(yōu)快鉆井技術(shù)進(jìn)行集成攻關(guān)，提出了配套的鉆井技術(shù)方案。

3.1 泡沫／氣體鉆井技術(shù)

導(dǎo)眼／一開井段鉆遇的沙溪廟組至須家河組地層，具有砂泥巖軟硬交錯變化大，泥頁巖或砂泥巖易水化剝蝕掉塊、易塌，砂巖石英含量高，可鉆性差等特點(diǎn)，存在常規(guī)鉆井鉆速慢、周期長等問題。鄰區(qū)上部陸相地層采用泡沫／氣體鉆井提速防漏效果顯著，其中LS2井導(dǎo)眼采用氣體鉆井，鉆速2.92m／h，較常規(guī)鉆井提高4.72倍，W201-3H井導(dǎo)眼采用氣體鉆井，鉆速6.67m／h，較常規(guī)鉆井提高3.25倍（見圖1）。為實(shí)現(xiàn)川南探區(qū)頁巖氣井上部井段提速，導(dǎo)管／一開井段推薦采用泡沫／氣體鉆井技術(shù)，以達(dá)到防漏提速的目的。

圖1 鄰區(qū)泡沫／氣體鉆井提速效果對比Fig.1 The effect comparison of increasing foam／gas drilling speed in adjacent regions

3.2 復(fù)合鉆井技術(shù)

須家河組以深為海相地層，尤其是龍?zhí)督M—棲霞組、韓家店組—石牛欄組等地層古老、研磨性強(qiáng)、可鉆性差，且普遍含硫化氫，為保證井控安全，不采用氣體鉆井提速。鄰區(qū)探井在海相地層推廣復(fù)合鉆井技術(shù)后提速效果顯著，其中JY4HF井韓家店組—龍馬溪組采用復(fù)合鉆井施工井段（1 668.07～2 496.94m），機(jī)械鉆速10.8m／h，較常規(guī)鉆井提速294%；DY1HF井茅口組—石牛欄組（1 207.80～1 793.05m井段）采用復(fù)合鉆井施工，機(jī)械鉆速6.00m／h，較常規(guī)鉆井提速152%。為此，川南探區(qū)頁巖氣井二開海相地層推薦采用復(fù)合鉆井技術(shù)，以提高鉆速、縮短鉆井周期、降低鉆井成本。

3.3 高效PDC鉆頭選型技術(shù)

針對川南探區(qū)地層復(fù)雜、研磨性強(qiáng)、可鉆性差等特點(diǎn)，以提速和提效為目的，兼顧進(jìn)尺和使用壽命，綜合考慮地層巖性和鉆頭破巖機(jī)理、鉆頭技術(shù)參數(shù)、鉆齒形狀及保徑等因素，參考鄰區(qū)威遠(yuǎn)區(qū)塊、焦石壩區(qū)塊等完鉆井鉆頭的使用情況，進(jìn)行了鉆頭優(yōu)選。威遠(yuǎn)區(qū)塊W201-H1井、W201-H3井等的龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組地層可鉆性差，試驗(yàn)了6刀翼φ16.0mm齒PDC個性化鉆頭，機(jī)械鉆速分別為9.60和3.57m／h，與鄰井W201井相比分別提高了364%和71%，效果顯著。為此，川南探區(qū)頁巖氣井長興組以淺地層推薦采用PDC鉆頭，龍?zhí)督M以深地層直導(dǎo)眼采用個性化PDC鉆頭，備選牙輪鉆頭；側(cè)鉆段推薦采用牙輪鉆頭，造斜及水平段鉆進(jìn)采用PDC鉆頭。

3.4 井眼軌跡控制技術(shù)

3.4.1 直井段

川南頁巖氣探區(qū)大都處于斜坡帶上，容易發(fā)生井斜，導(dǎo)眼開孔直徑φ609.6mm，參考常規(guī)防斜打快技術(shù)，推薦采用塔式鉆具組合，通過計(jì)算防斜打直與提速的鉆井參數(shù)臨界點(diǎn)，制定合理的鉆井參數(shù)，配合使用減振器，達(dá)到防斜打快、減少鉆具疲勞損傷導(dǎo)致的井下故障的目的。一開井眼直徑406.4mm，裸眼段長1 200m以上，推薦采用“彎螺桿＋MWD”導(dǎo)向鉆井技術(shù)，以有效控制易斜地層井斜角，提高機(jī)械鉆速；可在鉆具上安裝欠尺寸穩(wěn)定器修整井壁，確保φ406.4mm井眼下入φ339.7mm套管。

3.4.2 斜井段

斜井段井眼軌跡控制主要采用常規(guī)導(dǎo)向、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和地質(zhì)導(dǎo)向等技術(shù)。常規(guī)導(dǎo)向采用“螺桿＋MWD”組合，以滑動和復(fù)合2種方式交替鉆進(jìn)，通過調(diào)整滑動和復(fù)合的段長來調(diào)整造斜率，通過擺放工具面來調(diào)整井斜變化率和方位變化率，但在水平段后期鉆進(jìn)時黏附、托壓現(xiàn)象較為嚴(yán)重；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向具有定向機(jī)械鉆速高、摩阻扭矩小、安全性高等優(yōu)點(diǎn)，但費(fèi)用昂貴；地質(zhì)導(dǎo)向是在常規(guī)導(dǎo)向鉆具組合中加入地質(zhì)參數(shù)測量短節(jié)進(jìn)行實(shí)時監(jiān)測，實(shí)時調(diào)整井眼軌跡的上下傾趨勢，使井眼軌跡在儲層中鉆進(jìn)，費(fèi)用較高。綜合考慮3種導(dǎo)向鉆井的優(yōu)缺點(diǎn)及頁巖儲層平面展布廣厚度大（大于15m）的特點(diǎn)，推薦采用常規(guī)導(dǎo)向技術(shù)，以復(fù)合鉆進(jìn)為主、滑動鉆進(jìn)為輔，通過倒裝鉆具、定點(diǎn)循環(huán)、短程起下鉆等措施降低井眼摩阻，減少鉆具托壓現(xiàn)象，滿足井眼軌跡控制要求。

3.5 油基鉆井液技術(shù)

三開斜井段和水平段穿過目的層頁巖層段，頁巖地層裂縫和層理結(jié)構(gòu)發(fā)育，采用水基鉆井液易導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，影響水平井安全施工。油基鉆井液具有密度可調(diào)范圍大、濾失量低、封堵性強(qiáng)和良好的攜砂能力等特點(diǎn)，鄰區(qū)頁巖氣水平井在斜井段鉆井中采用油基鉆井液，有效解決了泥頁巖井壁失穩(wěn)問題。其中，W201-H3井水平段采用油水比為9∶1的柴油基鉆井液，密度1.82～1.83kg／L，添加封堵和抑制材料，解決了井壁坍塌問題，測井未發(fā)生遇阻，套管順利下至井深3 643m；焦石壩區(qū)塊多輪試驗(yàn)水平段采用8∶2柴油基鉆井液并配合相應(yīng)技術(shù)措施，基本解決了井壁失穩(wěn)難題，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣規(guī)模開發(fā)。為此，川南探區(qū)頁巖氣井三開側(cè)鉆段推薦采用8∶2柴油基鉆井液，控制高溫高壓濾失量，提高鉆井液封堵性。

4 經(jīng)濟(jì)效益分析

在分析鄰區(qū)頁巖氣井實(shí)鉆資料的基礎(chǔ)上，對川南探區(qū)頁巖氣水平井井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化，對配套鉆井技術(shù)進(jìn)行了研究，形成了以φ139.7mm套管完井的三開井身結(jié)構(gòu)方案，指導(dǎo)完成了WY1井、YY1井等探井的鉆井設(shè)計(jì)，為川南探區(qū)第一輪頁巖氣勘探提供了技術(shù)支持。

WY1井在參考鄰區(qū)的JS1井、JY1井及DY2HF井等的實(shí)鉆情況基礎(chǔ)上，將井身結(jié)構(gòu)中的φ177.8mm套管優(yōu)化為φ139.7mm套管進(jìn)行完井，按“直導(dǎo)眼段＋側(cè)鉆水平段”總進(jìn)尺5 454.00m測算，預(yù)計(jì)鉆井周期縮短10d以上。按石油工程造價預(yù)算，鉆井方案優(yōu)化后預(yù)期可節(jié)約費(fèi)用500萬元以上。其中，ZJ70鉆機(jī)費(fèi)用150萬元，套管費(fèi)用80萬元，鉆井液費(fèi)用92萬元，其他費(fèi)用178萬元等。

5 結(jié) 論

1）根據(jù)川南探區(qū)地層壓力剖面和工程地質(zhì)特征，基于安全建井和降本增效原則，優(yōu)化形成了以φ139.7mm套管完井的“直導(dǎo)眼＋水平井”三開井身結(jié)構(gòu)方案，滿足了頁巖氣大規(guī)模壓裂的排量要求，與采用φ177.8mm套管完井相比，預(yù)計(jì)節(jié)約鉆井成本500萬元以上。

2）針對川南探區(qū)鉆井面臨的提速技術(shù)難題，通過分析鄰區(qū)實(shí)鉆資料，形成了直井段泡沫／氣體鉆井、高效PDC鉆頭復(fù)合鉆井，斜井段“高效PDC鉆頭＋彎螺桿＋MWD”配合油基鉆井液等優(yōu)快鉆井技術(shù)，滿足了安全建井及提速提效目的。

3）根據(jù)優(yōu)化后的川南探區(qū)頁巖氣水平井三開鉆井技術(shù)方案，指導(dǎo)完成了WY1井和YY1井鉆井方案設(shè)計(jì)，方案合理性有待通過第一輪勘探井實(shí)鉆來驗(yàn)證。

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