伍 葳 郭建華 牟乃渠 曹 權(quán) 米瑞雪

1.中國石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院 2. 四川長(zhǎng)寧天然氣開發(fā)有限責(zé)任公司3. 中國石油西南油氣田分公司頁巖氣研究院

0 引言

隨著頁巖氣高效開發(fā)需求的日益迫切，長(zhǎng)水平段水平井在今后較長(zhǎng)的時(shí)期內(nèi)都是頁巖氣井的主要發(fā)展方向。國內(nèi)外頁巖氣勘探開發(fā)實(shí)踐表明，其作為有效進(jìn)尺最大化的一種必要技術(shù)，已逐漸成為非常規(guī)油氣開發(fā)的重要手段[1-6]。其中，通過集成應(yīng)用一批高效實(shí)用的主體技術(shù)（鉆井優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)、高效PDC 鉆頭、MWD/LWD、長(zhǎng)壽命泥漿馬達(dá)、導(dǎo)向泥漿馬達(dá)、高性能水基鉆井液、油基鉆井液等）、個(gè)性化技術(shù)（個(gè)性化鉆頭設(shè)計(jì)、個(gè)性化鉆井液體系、巖屑床清巖工具、漂浮下套管技術(shù)等）以及高新技術(shù)（地質(zhì)導(dǎo)向／隨鉆測(cè)井、高造斜率旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井、水平段減阻降扭加壓裝置、自動(dòng)控壓鉆井等），美國頁巖井水平段長(zhǎng)逐年延伸而極大提升了頁巖氣開發(fā)效益[7-13]。據(jù)此，為進(jìn)一步加強(qiáng)頁巖氣勘探開發(fā)效果，積極降低單井綜合成本，有必要對(duì)長(zhǎng)寧地區(qū)2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井鉆井工程展開技術(shù)論證。以施工難度與管串摩阻為切入點(diǎn)，針對(duì)井身結(jié)構(gòu)和井眼軌跡進(jìn)行比選，得出工區(qū)長(zhǎng)水平段頁巖氣井鉆井施工可行性的若干結(jié)論和建議。

1 鉆井情況分析

目前我國長(zhǎng)寧地區(qū)頁巖氣叢式井平均水平段長(zhǎng)約為1 500 m，其中10 口井的水平段較該地區(qū)常規(guī)頁巖氣井更長(zhǎng)，達(dá)1 800 ～2 000 m。就施工工藝而言，長(zhǎng)寧地區(qū)已完鉆1 800 ～2 000 m 水平段長(zhǎng)頁巖氣井主要采用該區(qū)塊普遍推廣的“四開四完”井身結(jié)構(gòu)鉆井方式，具體而言：

1）第一次開鉆以?660.4 mm 牙輪鉆頭，采用聚合物無固相鉆井液鉆進(jìn)50 m 左右，視情況下入?508 mm 導(dǎo)管封隔地表漏失、垮塌嚴(yán)重段。常規(guī)注水泥漿固井，水泥漿返至地面。

2）第二次開鉆以?444.5 mm PDC 鉆頭或牙輪鉆頭，采用聚合物無固相鉆井液或聚磺鉆井液鉆至嘉陵江組底，下入?339.7 mm 表層套管。常規(guī)注水泥漿固井，水泥漿返至地面。

3）第三次開鉆以?311.2 mm PDC 鉆頭，采用鉀聚合物鉆井液、聚磺鉆井液或鉀聚磺鉆井液鉆至韓家店組頂，下入?244.5 mm 技術(shù)套管。兩凝水泥漿固井，水泥漿返至地面。

4）第四次開鉆以?215.9 mm PDC 鉆頭，采用油基鉆井液或高性能水基鉆井液鉆至目的層，下入?139.7 mm 油層套管射孔完井，兩凝水泥漿固井，水泥漿返至飛一段頂界200 m 以上；此外，部分井韓家店組－石牛欄組采用氣體鉆井方式完成進(jìn)尺。

從各單井施工情況來看，運(yùn)用目前長(zhǎng)寧地區(qū)常規(guī)成熟鉆井工藝及工程技術(shù)實(shí)施2 000 m 水平段長(zhǎng)下傾水平井可行，總體而言其能夠?yàn)橄码A段2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井借鑒。其中：

1）井身結(jié)構(gòu)。目前“四開四完”井身結(jié)構(gòu)條件下1 800 ～2 000 m 水平段長(zhǎng)頁巖氣井的平均復(fù)雜事故率不到4%，意味著對(duì)于水平段長(zhǎng)2 000 m 以內(nèi)的下傾井而言，技術(shù)套管維持下至韓家店組頂，即完成第四次開鉆3 500 m 段長(zhǎng)鉆進(jìn)并順利下入?139.7 mm 油套可期。

2）井眼軌跡：長(zhǎng)寧地區(qū)普遍采用的“底部集中增斜扭方位”三維井身剖面易導(dǎo)致定向段狗腿度過高而摩阻扭矩大。比如CNH4-6 井采用“底部集中增扭”井眼軌跡，實(shí)鉆最大狗腿度達(dá)9.70°/30 m，根據(jù)實(shí)鉆井眼軌跡模擬其下油套的最大摩阻達(dá)315 kN。

3）鉆井液：CNH4-6 井第四次開鉆完井作業(yè)中油基鉆井液最長(zhǎng)安全作業(yè)工期達(dá)80 d，即從第四次開鉆到固井結(jié)束無重大井下事故，打鉆無明顯阻卡，且后續(xù)下套管順利到位。這表明當(dāng)水平段頁巖在油基鉆井液條件下的浸泡時(shí)間控制在80 d 以內(nèi)時(shí)可有效保證井壁穩(wěn)定。

4）導(dǎo)向工具。部分已鉆參考井在目的層鉆進(jìn)中多次遭遇斷層、褶曲等地層微構(gòu)造，導(dǎo)致實(shí)鉆中需頻繁改變井眼軌跡，對(duì)導(dǎo)向工具能力提出較高要求。同時(shí)考慮到后續(xù)部署長(zhǎng)水平段井所在井區(qū)的目的層垂深逐漸加深至3 000 ～3 500 m，而部分區(qū)域還面臨著地層上傾嚴(yán)重而井斜角100°以上等惡劣地質(zhì)情況，故為了確保Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率，同時(shí)盡可能保證井眼光滑度，宜繼續(xù)選用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向系統(tǒng)。

2 鉆井實(shí)例論證

伴隨著水平段大幅增長(zhǎng)，鉆遇復(fù)雜地層不確定性增強(qiáng)以及高性能鉆井液尚不成熟等因素，2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井較之前述已完鉆1 800 ～2 000 m 水平段長(zhǎng)井而言，其鉆進(jìn)及下套管過程中勢(shì)必面臨著更為嚴(yán)重的摩阻問題[14-18]。針對(duì)于此，在主體沿用前述長(zhǎng)寧地區(qū)成熟鉆井工藝及技術(shù)條件下，以該地區(qū)下階段部署長(zhǎng)水平段井CNH24-5 井與N201H1-10 井為例，著重圍繞井身結(jié)構(gòu)與井眼軌跡這兩個(gè)核心問題展開分析，以對(duì)長(zhǎng)寧地區(qū)2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井鉆井施工可行性進(jìn)行論證。

2.1 基本情況

CNH24-5 井位于CNH24 平臺(tái)的南半支，龍馬溪組下傾7 ～9°。其設(shè)計(jì)A 點(diǎn)垂深約2 400 m，偏移距約470 m，水平段長(zhǎng)2 500 m；N209H1-10 井位于N209H1a 平臺(tái)的南半支，龍馬溪組上傾0 ～7°。其設(shè)計(jì)A 點(diǎn)垂深約3 200 m，偏移距約500 m，水平段長(zhǎng)3 000 m。

CNH24 和N209H1 平臺(tái)地層層序正常，與長(zhǎng)寧地區(qū)常規(guī)鉆遇地層層序及巖性特征一致，自下而上依次是志留系、二疊系、三疊系、侏羅系。僅地面出露新老不同，其分別為嘉陵江組、自流井組。地層壓力方面，因產(chǎn)層裂縫發(fā)育等原因，CNH24 和N209H1 平臺(tái)龍馬溪組地層壓力系數(shù)較前期水平井高，達(dá)2.0（表1）。

表1 平臺(tái)地層壓力系數(shù)預(yù)測(cè)表

2.2 井身結(jié)構(gòu)

2.2.1 套管必封點(diǎn)

根據(jù)長(zhǎng)寧地區(qū)的地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)和縱向地層壓力情況，結(jié)合前期鉆井實(shí)踐，可知地質(zhì)及工程必封點(diǎn)如下：

1）必封點(diǎn)一。嘉二3亞段以上地層存在易漏層，同時(shí)飛一段—長(zhǎng)興組鉆井過程中出現(xiàn)過氣侵、氣測(cè)異常情況，故表層套管必須下至嘉二3亞段頂，封固上部嘉陵江組易漏層，為下部鉆井可能鉆遇淺層氣做好井控準(zhǔn)備。

2）必封點(diǎn)二。茅口組、棲霞組為氣層溢流、井漏同存地層，而下部龍馬溪組為高壓地層，即龍馬溪組上下屬于兩個(gè)壓力系統(tǒng)。故技術(shù)套管需要封隔上部易漏層和低壓層，為下部高密度鉆井液鉆進(jìn)創(chuàng)造井筒條件。

2.2.2 井身結(jié)構(gòu)方案

從長(zhǎng)寧頁巖氣工程地質(zhì)難點(diǎn)來看，表層套管必須用于封隔淺表惡性漏層，兼顧下部地層特別是龍馬溪組可能鉆遇異常壓力，下深至嘉陵江組底部較為合適；從長(zhǎng)寧構(gòu)造地層壓力和套管必封點(diǎn)分析來看，技術(shù)套管的下深存在較大可變性，故其下深如何確定成為井身結(jié)構(gòu)方案的關(guān)鍵。

根據(jù)氣藏工程和采氣工程方案要求，在長(zhǎng)寧地區(qū)成熟井身結(jié)構(gòu)（?444.5×?311.2×?215.9/?339.7×?244.5×?139.7）基礎(chǔ)上，針對(duì)頁巖氣井水平段增長(zhǎng)這一顯著變化，提出以下3 套井身結(jié)構(gòu)方案并展開分析（表2）。

一方面，方案二（技套下至龍馬溪組頂部）與方案三（技套下至A 點(diǎn)）實(shí)質(zhì)上將技術(shù)套管下移至龍馬溪組，其一定程度上縮短了?215.9 mm 井段長(zhǎng)度，存在大幅降低管串摩阻扭矩的預(yù)期，然其實(shí)施過程中因?311.2 mm 井眼鉆遇地層層系增多、井段相應(yīng)增長(zhǎng)而存在諸多弊端：

1）若技術(shù)套管下移至龍馬溪組頂部與A 點(diǎn)，則施工中則要求二疊系茅口組、棲霞組的地層承壓能力分別提高至1.55 g/cm3、2.0 g/cm3，才能滿足韓家店組—龍馬溪組泥頁巖鉆進(jìn)中穩(wěn)定井壁所需的高鉆井液密度。然而茅口組、棲霞組本身為低壓易漏層，且已鉆井實(shí)鉆中其當(dāng)量承壓密度最高僅提至1.5 g/cm3，故能否繼續(xù)上提存在極大的未知性，因而?311.2 mm 井眼鉆進(jìn)進(jìn)入志留系后存在防漏防塌難以兼顧的井下風(fēng)險(xiǎn)。

2）龍馬溪組主產(chǎn)層可能存在異常高壓，故基于表層套管的井控能力相對(duì)不足，未下技術(shù)套管而鉆深過大將增大鉆井井控風(fēng)險(xiǎn)。

3）?311.2 mm 大尺寸井眼定向增斜能力低，扭方位作業(yè)困難。同時(shí)，?244.5 mm 技術(shù)套管通過能力較差，在井斜角、狗腿度較大井段下入難度大。

4）韓家店組—石牛欄組難鉆地層的機(jī)械鉆速低。一方面，無法通過實(shí)施氣體鉆井以提速；另一方面，該段井眼尺寸增大，破巖效率降低，鉆時(shí)增加。

表2 推薦井身結(jié)構(gòu)方案明細(xì)表

5）?311.2 mm 井段作業(yè)時(shí)間增長(zhǎng)，水基鉆井液條件下上，中部地層浸泡時(shí)間增長(zhǎng)而加大了井壁垮塌風(fēng)險(xiǎn)。

另一方面，方案一（技術(shù)套下至韓家店組頂部）則為目前于該區(qū)塊內(nèi)成熟運(yùn)用的井身結(jié)構(gòu)。雖水平段增長(zhǎng)而致使?215.9 mm 井段相對(duì)目前水平增長(zhǎng)，然而通過Sunny Cem 軟件模擬CNH24-5 與N209H1-10 井在同種井眼軌跡模式及相同工程條件下，其分別采用3 種井身結(jié)構(gòu)情況下的油套下入過程可知：如圖1 所示，CNH24-5 井井身結(jié)構(gòu)采用方案一（技套維持下至韓家店組頂部）與方案二、三（技套下深移至龍馬溪組）條件下的下油套最大摩阻值分別為223.0 kN、217.6 kN、206.2 kN，而N209H1-10 井 則 分 別 為343.5 kN、332.4 kN、314.9 kN，表明較之方案一而言，方案二、三的油層套管下入最大摩阻并未如期大幅降低（變化限于30 kN 以內(nèi)）。同時(shí)，實(shí)鉆已表明技術(shù)套管維持下至韓家店組頂部可以有效規(guī)避上述方案二與方案三中所存在的不利因素，實(shí)現(xiàn)快速安全完成中部井段鉆完井作業(yè)。

圖1 3 種井身結(jié)構(gòu)方案下套管摩阻對(duì)比圖

由上所述，基于摩阻扭矩情況與施工難易程度，2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井仍建議沿用目前成熟井身結(jié)構(gòu)（方案一），其中技術(shù)套管維持下至韓家店組頂部。

2.3 井眼軌跡模式

目前長(zhǎng)寧地區(qū)頁巖氣井主要采用“底部集中增斜扭方位”井眼軌跡模式。正如已鉆長(zhǎng)水平段井施工分析中所示，該井身剖面條件下其本身存在著龍馬溪組定向段狗腿度過大而導(dǎo)致打鉆及下套管過程中井下工具管串的摩阻大這一劣勢(shì)。長(zhǎng)水平段井水平段施工中其摩阻較常規(guī)水平段長(zhǎng)井大，如繼續(xù)沿用該井眼軌跡模式，無疑進(jìn)一步增大了長(zhǎng)水平段頁巖氣井的鉆完井作業(yè)難度。

針對(duì)于此，當(dāng)偏移距不大時(shí)（小于800 m），結(jié)合實(shí)際地質(zhì)工程條件，推薦采用“雙二維”軌跡模式（圖2）。其優(yōu)勢(shì)為：將水平井的軌跡設(shè)計(jì)在一對(duì)相交的鉛垂面中，在每個(gè)鉛垂面內(nèi)只有井斜變化沒有方位變化，大大降低了鉆井施工難度；在鉆具組合和工程參數(shù)相同的情況下，雙二維水平井的水平段摩阻扭矩更小；同時(shí)，雙二維水平井在降低導(dǎo)向鉆井成本和鄰井碰撞風(fēng)險(xiǎn)等方面具有明顯優(yōu)勢(shì)[19-20]。其剖面為“直—增—穩(wěn)—降—扭—穩(wěn)—增—穩(wěn)”，即上部地層預(yù)增斜拉開井間距實(shí)現(xiàn)防碰，中部井段降斜扭方位擺正后小井斜穩(wěn)斜鉆進(jìn)，下部地層全力增斜入靶（無需扭方位）實(shí)現(xiàn)中靶并完成水平段，避免狗腿度過大。具體而言：

圖2 雙二維軌跡模式示意圖

1）直井段。即表層井段打直；

2）增斜段。?311.2 mm 井段開眼后迅速定向增斜?？紤]到大尺寸定向工具能力，井斜角小于25°。

3）穩(wěn)斜段。穩(wěn)斜鉆過茅二b層，避免在茅二a層底部、茅四段等燧石難鉆段以及龍?zhí)督M易垮地層進(jìn)行定向作業(yè)。

4）降斜扭方位段。在棲一a層底部地層之前完成降斜，同時(shí)扭方位至靶區(qū)方位以擺正。

5）穩(wěn)斜段。穩(wěn)斜鉆進(jìn)至龍馬溪組頂部，韓家店組－石牛欄組高研磨性難鉆地層多采用復(fù)合鉆進(jìn)方式提速。

6）增斜段。全力增斜，復(fù)合探頂并以設(shè)計(jì)井斜方位姿態(tài)矢量中靶。

7）穩(wěn)斜段。即水平段。

為論證“雙二維”井眼軌跡的優(yōu)越性，分別對(duì)CNH24-5 井和N209H1-10 井采用“雙二維”與“底部集中增扭”模式進(jìn)行軌跡設(shè)計(jì)，同時(shí)在選定井身結(jié)構(gòu)條件下通過Sunny Cem、Sunny Drilling 軟件模擬其管串摩阻扭矩大小，結(jié)果見表3、表4。各方面數(shù)據(jù)對(duì)比均表明“雙二維”軌跡模式更優(yōu)，主要數(shù)據(jù)如下：

1）設(shè)計(jì)井深更淺。CNH24-5 井在兩種軌跡模式下分別為5 130 m、5 323 m。而N209H1-10 井則分別為6 595 m、6 664 m。

2）最大狗腿度更?。篊NH24-5 井在兩種軌跡模式下分別為6.05°/30 m、7.50°/30 m，而N209H1-10 井則分別為6.20°/30 m、6.80°/30 m；

3）下鉆最大摩阻更小。CNH24-5 井在兩種軌跡模式下分別為199.7 kN、217.9 kN，而N209H1-10 井則分別為377.6 kN、390.9 kN。

4）下油層套管最大摩阻更小。CNH24-5 井在兩種軌跡模式下分別為223.0 kN、232.7 kN，而N209H1-10 井則分別為343.5 kN、356.9 kN。

其中，CNH24-5 井和N209H1-10 井在維持技術(shù)套管下至韓家店組頂部以及采用“雙二維”井眼軌跡模式的情況下，其油層套管模擬下入最大摩阻值分別為223.0 kN、343.5 kN，結(jié)合目前該地區(qū)頁巖氣水平井實(shí)際下入油套的最大摩阻水平（200 ～400 kN），表明2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井油層套管下入到位是可實(shí)現(xiàn)的。

表3 CNH24-5 井“雙二維”與“底部集中增扭”井眼軌跡對(duì)比表

表4 N209H1-10 井“雙二維”與“底部集中增扭”井眼軌跡對(duì)比表

3 結(jié)論

1）目前長(zhǎng)寧地區(qū)成熟的主體鉆井工藝及工程技術(shù)能夠?yàn)橄码A段2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井鉆井工程提供參考和借鑒；

2）綜合考慮井下摩阻情況與施工難易程度，2500～3 000 m長(zhǎng)水平段頁巖氣井建議仍沿用目前成熟井身結(jié)構(gòu)，其中技術(shù)套管維持下至韓家店組頂部；

3）“雙二維”井眼軌跡模式較之該地區(qū)傳統(tǒng)使用的“底部集中增扭”模式而言，在設(shè)計(jì)井深長(zhǎng)度、最大狗腿度以及各工況下管串最大摩阻扭矩等方面均體現(xiàn)出優(yōu)勢(shì)，故當(dāng)2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段井的偏移距不大（一般小于800 m）時(shí)，宜采用“雙二維”井眼軌跡模式；

4）若2 500 ～3 000 m 長(zhǎng)水平段頁巖氣井維持技術(shù)套管下至韓家店組頂部以及采用“雙二維”井眼軌跡模式，能夠?qū)嶋H降低水平段條件下的井下管串摩阻，同時(shí)施工難度相對(duì)低，因而順利實(shí)施長(zhǎng)水平段頁巖氣井鉆井作業(yè)可期。