楊海平， 游云武

(中石化江漢石油工程公司鉆井一公司)

涪陵焦石壩構造頁巖氣完井258口，大多數(shù)井水平段1 500 m左右，為偏移距大、軌跡復雜的三維井，常規(guī)導向鉆井托壓頻繁、套管下入困難，平均鉆井周期65 d。2016年北美Purple Hayes 1H井水平段5 652 m，2017年中石油YS113H1-7井水平段2 512 m，水平段使用了旋轉導向鉆井。焦頁2-5HF井是焦石壩構造一口小三維水平井，設計水平段偏移距60 m，水平段3 000 m，通過低摩阻軌跡優(yōu)化設計、導向鉆井技術優(yōu)選及軌跡控制、井眼凈化、低摩阻套管附件優(yōu)選等關鍵技術研究，順利完井，水平段3 065 m，創(chuàng)國內(nèi)紀錄，形成了涪陵地區(qū)超長水平井鉆完井關鍵技術。

一、概況

1.地質(zhì)情況

焦頁2-5HF井地處重慶市涪陵區(qū)焦石鎮(zhèn)板栗村2組，是川東南地區(qū)川東高陡褶皺帶萬縣復向斜焦石壩背斜帶焦石壩背斜帶一口評價井，目的層上奧陶統(tǒng)五峰組-下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖氣層段。開孔地層為嘉陵江組，地質(zhì)分層見表1。

表1 焦頁2-5HF實鉆地質(zhì)分層

2. 井身結構

嘉陵江組溶洞裂縫發(fā)育，漏失嚴重；長興組、茅口組、棲霞組存在低壓裂縫氣層；韓家店組、小河壩組地層承壓能力低，易漏失。采用“導管+三個開次”井身結構[1](表2)。

表2 焦頁2-5HF井身結構數(shù)據(jù)

?473.1 mm表層套管封地表黏土層及水層，?339.7 mm表層套管封固飛仙關組三段，封固溶洞及裂縫層，?244.5 mm技術套管封固龍馬溪組濁積砂層，封固頁巖層上部低承壓及復雜地層。

圖1 焦頁2-5HF井井位示意圖

3.井位布置

涪陵焦石壩頁巖氣水平井交叉平行布井，水平段間距600 m，段長1 500 m，水平段井眼方向與最大水平主應力方向垂直[2]。2#平臺前期完井4口，井口間距10 m。焦頁2-5HF井為老區(qū)調(diào)整井，A靶點設計位移839.49 m，方位183.52°；B靶點位移3 838.25 m，方位180.77°。本井與焦頁29-S1HF井交叉布井，水平段與鄰井的間距為300 m，水平段3 000 m，水平段方位180°，鄰近井井位布置見圖1所示。

二、關鍵技術

1.井眼軌跡優(yōu)化設計

設計剖面類型：直-增-穩(wěn)-增-水平段，二、三開增斜段造斜率均為0.15°/m。研究與實踐證明，長穩(wěn)斜段維持穩(wěn)斜困難，易增斜或降斜，其長度及圓滑程度是井眼摩阻扭矩增大的關鍵因素，為此對井眼軌跡進行優(yōu)化設計。

優(yōu)選剖面類型：直-增-微增-扭方位-增-水平段[3]，造斜點由1 500 m上提至1 200 m。增斜段造斜率0.10°/m[4]，增斜至13.20°。優(yōu)化鉆井參數(shù)，控制長穩(wěn)段復合鉆井造斜率不超過0.02°/m[5]。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(表3)。

表3 焦頁2-5HF井軌跡剖面參數(shù)

使用恒泰軟件模擬計算，二開導向鉆具組合：?311.2 mm鉆頭+?216 mm×1.25°單彎螺桿+?203.2 mm短鉆鋌+?285 mm扶正器+浮閥+?203.2 mm無磁鉆鋌1根+LWD無磁懸掛短節(jié)+?127 mm加重鉆桿30根+?139.7 mm鉆桿。水基鉆井液密度1.32 g/cm3，油基鉆井液密度1.50 g/cm3，套管內(nèi)摩擦系數(shù)0.15，裸眼內(nèi)摩擦系數(shù)0.2；優(yōu)化后二開常規(guī)導向鉆具最大摩阻80 kN，減少了17 kN，三開旋轉導向鉆具最大摩阻245.4 kN，鉆具均無屈曲；三開旋轉導向鉆具最大扭矩19.36 kN·m，鉆具抗扭滿足施工需要。?244.5 mm套管最大摩阻126.7 kN，?139.7 mm套管最大摩阻238.2 kN，可以正常下入。

2.井眼防碰掃描方法

本井直井段涉及與焦頁2HF、焦頁2-2HF、焦頁2-3HF、焦頁2-4HF井防碰，造斜段和水平段涉及與焦頁29-3HF、焦頁29-4HF、焦頁29-S1HF井防碰。焦頁29-S1HF井使用YST-48R無線隨鉆儀器，井斜精度±0.2°，方位精度±1.5°，工具面精度±1.5°。本井使用HT-650LWD，井斜精度±0.1°，方位精度±1.5°，工具面精度±1.5°。掃描兩井距離時，使用精度較低的YST-48R儀器精度進行誤差分析，以進一步增加掃描距離的準確性。采用分離系數(shù)法[5]，考慮誤差橢球在中心連線方向上的延伸(圖2)。

通過設計軌跡與同平臺焦頁2HF、焦頁2-2HF、焦頁2-3HF及焦頁2-4HF掃描，直井段與4口井均存在安全距離。本井設計軌跡直井段方位取值為260°，實鉆方位可能與設計直井段方位偏差較大，施工過程中直井段與鄰井的防碰距離以直井段鉆進期間的實測數(shù)據(jù)掃描為準。通過設計軌跡與焦頁29-3HF、焦頁29-4HF及焦頁29-S1HF井完鉆軌跡進行掃描，掃描顯示與焦頁29-S1HF井距離較近，因本井設計軌跡已考慮到與焦頁29-S1HF井的防碰問題，在施工軌跡設計時，軌跡貼近西半靶，有效加大與焦頁29-S1HF井距離，提高井下安全系數(shù)。本井鉆至井深2 680 m，與焦頁29-S1HF的最小中心距可拉大至64.84 m，均屬安全距離。實鉆中注意與焦頁29-S1HF防碰掃描，使兩口井軌跡始終處于安全距離(表4)。

圖2 分離系數(shù)法示意圖

鄰井名稱參考井測深/m參考井垂深/m分離系數(shù)風險信息橢球間距/m中心距/m鄰井測深/m鄰井垂深/m焦頁2-2HF1290.001289.602.29低風險9.9317.641289.161290.42焦頁2-3HF1010.001009.966.16安全31.9438.131007.131009.27焦頁2-4HF4220.002578.202.13低風險179.37337.954400.002551.72焦頁29-3HF5830.002610.321.53低風險119.78345.784285.002575.08焦頁29-4HF5830.002610.321.15中風險34.12260.784771.002607.24焦頁29-S1HF2680.002515.151.15中風險8.5964.842650.112517.57焦頁2HF1270.001269.793.63低風險19.9727.551267.071269.49

3.導向技術優(yōu)選及軌跡控制

二開造斜段、穩(wěn)斜段、扭方位段及三開造斜段使用“彎螺桿+MWD/LWD”導向鉆井，水平段使用旋轉導向鉆井。

3.1 直井段

一開鉆具組合：?406.4 mm BIT+?244.5 mm×0.5°LZ+IPB+?402 mm STB+?228.6 mm NMDC×1根+?228.6 mm DC×6根+?203.2 mm DC×6根+?177.8 mm DC×3根+?127 mm HWDP+?139.7 mm DP。

二開鉆具組合：?311.2 mm BIT+?244.5 mm×0.5°單彎螺桿+IPB+?308 mm STB+?228.6 mm NMDC×1根+?228.6 mm DC×2根+?203.2 mm DC×6根+?177.8 mm DC×3根+?127 mm HWDP+?139.7 mm DP。

井段60～1 200 m，每鉆進50～100 m測斜一次；更換鉆具組合或井斜變化大，每鉆進50～80 m測量一次；一開中完及二開直井段結束，測連斜數(shù)據(jù)。井斜超過設計要求時，調(diào)整參數(shù)進或行糾斜。

3.2 增斜及長穩(wěn)斜段

鉆具組合：?311.2 mm BIT+?216 mm×1.25°LZ+?203.2 mm SDC+?285 mm STB+IPB+?203.2 mm NMDC×1根+LWD+?127 mm HWDP×30根+?139.7 mm DP。井段1 200～2 525 m，增斜段造斜率0.10°/m,長穩(wěn)斜段造率不超過0.02°/m。

3.3 扭方位段

鉆具組合：?311.2 mm BIT+?216 mm×1.25°LZ+IPB+?127 mm NMHWDP×1根+LWD+?127 mm HWDP×9根+?139.7 mm DP+?127 mm HWDP×21根+?139.7 mm DP。井段2 525～2 605 m，扭方位段造斜率0.13°/m。

3.4 三開增斜段

鉆具組合：?215.9 mm BIT+?172 mm×1.25°LZ+IPB+?127 mm NMHWDP+LWD+?127 mm HWDP×9根+?127 mm DP+?127 mm DP+?127 mm HWDP×21根+?127 mm DP+?139 mm DP。井段2 605～2 904 m，造斜率0.18°/m。

4.井眼凈化

4.1 巖屑床預防

水平段使用?127 mm清砂鉆桿，每300～400 m使用1根，防止巖屑床形成。旋轉導向監(jiān)測循環(huán)當量密度(ECD)，發(fā)現(xiàn)異常升高，及時分析原因，采取控制鉆速、循環(huán)鉆井液或增加離心機使用時間，防止井筒巖屑濃度繼續(xù)升高。優(yōu)選油基鉆井液處理劑，強化油水比、HTHP、破乳電壓等性能，控制固相含量，優(yōu)化油基鉆井液性能[6]，提高鉆屑帶能力。油基鉆井液配方：0#柴油﹢2.4%HIEMUL(主乳)+1.6%HICOAT(輔乳)+1.5%CaO(儲備堿)+1%MOGEL(有機土)+1%HIVIS(高溫增黏劑)+2.5%HIFLO(高溫降失水劑)+3%FL-1(氧化瀝青)+2%FLO-L(液體瀝青)+2%QWY(800目)+2%QWY(1200目)+40%CaCl2鹽水+重晶石粉。密度1.45～1.50 g/cm3，油水比90 ∶10，HTHP≤2 mL，塑性黏度30～50 mPa·s，破乳電壓≥600 V，靜切力(3～7)Pa/(8～16)Pa，固相含量≤29%，氯根含量>32 000 mg/L。

4.2 巖屑床處理

鉆進500 m或連續(xù)鉆進超過2 d，進行短起下鉆，并注入15～20 m3稠漿循環(huán)攜砂。

5.鉆具組合優(yōu)選

使用復合鉆桿，?244.5 mm套管內(nèi)使用?139.7 mm鉆桿替代?127 mm鉆桿，鉆桿水眼由?108.62 mm增大至?118.62 mm，降低循環(huán)壓耗，提高鉆具抗疲勞損壞能力。

6.水平段套管下入

下套管前進行模擬通井，通井鉆具剛性不小于套管串的剛性。優(yōu)選摩阻小、彈性好的半剛性、剛性旋流、樹脂套管扶正器，減小下套管摩阻。水平井段前1 500 m(4 465～5 965 m)每1根套管安放1只扶正器，采用半剛性扶正器和剛性滾珠扶正器交替安放，水平井段后1 565 m(2 900～4 465 m)每1根套管安放1只扶正器，采用半剛性扶正器和樹脂扶正器交替安放，造斜段(2 140～2 900 m)每1根套管安放1只半剛性正器，直井段(30～2 140 m)每5根套管安放1只剛性扶正器。

三、應用效果

焦頁2-5HF井完鉆井深5 965 m，水平段3 065 m，鉆井周期72 d，無井下故障復雜，井身質(zhì)量、固井質(zhì)量合格。完鉆時，旋轉導向鉆具起鉆最大摩阻80 kN(開泵)/180 kN(停泵)、下鉆最大摩阻60 kN(開泵)/100 kN(停泵)，?139.7 mm套管下至井深5 950 m，下套管最大摩阻為350 kN。

四、結論

(1)本井關鍵技術是井眼軌跡優(yōu)化設計及旋轉導向鉆井軌跡控制，提高了井眼軌跡質(zhì)量，形成了圓滑、規(guī)則井眼，為生產(chǎn)套管的下入提供了良好條件。

(2)本井使用復合鉆桿、研究井眼凈化技術及循環(huán)當量密度ECD監(jiān)測，完善了涪陵地區(qū)頁巖氣優(yōu)快鉆井技術。

(3)涪陵地區(qū)最大偏移距接近1 000 m，少數(shù)井為反向位移井；本井水平段偏移距60 m，儲層傾角平緩，同比施工難度相對較小，大偏移距超長水平井、反向位移超長水平井及儲層傾角復雜超長水平井需要繼續(xù)優(yōu)選及優(yōu)化井眼軌跡設計技術。

[1]艾軍，張金成，臧艷彬，等.涪陵頁巖氣田鉆井關鍵技術[J].石油鉆探技術，2014，42(5)：9-15.

[2]周賢海.涪陵焦石壩區(qū)塊頁巖氣水平井鉆井完井技術[J].石油鉆探技術,2013,41(5):26-30.

[3]陶現(xiàn)林，徐泓，張蓮，等.涪陵頁巖氣水平井鉆井提速技術[J].天然氣技術與經(jīng)濟，2017,11(2):31-35.

[4]劉匡曉，王慶軍，蘭凱，等.涪陵頁巖氣田三維水平井大井眼導向鉆井技術[J].石油鉆探技術，2016,44(5):16-21.

[5]李亞南，于占淼.涪陵頁巖氣田二期水平井鉆井聯(lián)碰繞障技術[J].石油鉆采工藝，2017,39(3):303-306.

[6]梁文利，宋金初，陳智源，等.涪陵頁巖氣水平井油基鉆井液技術[J].鉆井液與完井液，2016,33(9):19-24.