深層頁巖氣鉆井技術(shù)難點與對策

樊好福，臧艷彬，張金成，張海平

(1中石化中原石油工程有限公司鉆井一公司 2中國石化石油工程技術(shù)研究院)

在國土資源部頒布的地礦行業(yè)標準《頁巖氣資源儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范》(DZT 0254-2014)中[1]，將深層頁巖氣定義為“儲層埋藏深度3 500～4 500 m的頁巖氣”，垂深超過4 500 m的定義為超深層。我國深層頁巖氣資源量巨大[2]，據(jù)測算，中國石化在川東南地區(qū)深層頁巖氣資源量高達4 612×108m3，主要分布于涪陵頁巖氣田江東和平橋、丁山、威榮、永川等地區(qū)。這些地區(qū)將成為中石化未來頁巖氣勘探開發(fā)的重點和熱點。

中國已在涪陵頁巖氣田焦石壩、長寧等區(qū)塊實現(xiàn)了中淺層頁巖氣的商業(yè)化開發(fā)，形成了3 500 m以淺頁巖氣優(yōu)快鉆井技術(shù)[3-6]。但深層頁巖氣的地質(zhì)特征與中淺層存在較大差別，目前深層頁巖氣鉆井仍面臨著機械鉆速低、鉆井周期長、成本高、套管變形等挑戰(zhàn)，無法滿足經(jīng)濟有效開發(fā)要求。

為此，筆者在調(diào)研對比國內(nèi)外深層頁巖氣鉆井技術(shù)的基礎(chǔ)上，總結(jié)分析了國內(nèi)深層頁巖氣鉆井存在的技術(shù)難點，提出了針對性的技術(shù)措施，以期為深層頁巖氣鉆井技術(shù)方案的優(yōu)化和鉆井提速提效提供指導和借鑒。

一、國內(nèi)外深層頁巖氣鉆井技術(shù)對比

1. 國外開發(fā)現(xiàn)狀及鉆井技術(shù)

美國的Eagle Ford、Haynesville和Cana Woodford區(qū)塊[3-5]埋深深度3 500～4 100 m，壓裂后單井產(chǎn)量在5×104m3/d以上，平均鉆井周期35～55 d，鉆井成本250～450萬美元，獲得了經(jīng)濟開發(fā)。國外形成了成熟的深層頁巖氣鉆井技術(shù)體系，主要包括以下5個方面。

1.1 井身結(jié)構(gòu)

通常采用三開井身結(jié)構(gòu)：一開鉆頭尺寸?342.9 mm，下入?273.1 mm套管；二開鉆頭尺寸?250.8 mm，下入?193.7 mm套管(直井段)，水泥返高1 000 m；三開鉆頭尺寸?171.45 mm，下入?139.7 mm套管，水泥返高2 000 m。

1.2 鉆井參數(shù)

為提高機械鉆速，鉆井過程中采用激進的鉆井參數(shù)。以?215.9 mm井眼PDC鉆頭為例，鉆壓200 kN，轉(zhuǎn)速110 r/min，最大頂驅(qū)扭矩可達25 kN·m，排量33～35 L/s，螺桿壓降4～5 MPa。

1.3 鉆井提速工具

研發(fā)了AxeBlade斧式金剛石切削齒鉆頭、自適應(yīng)PDC鉆頭、混合鉆頭、旋沖螺桿等先進的鉆井提速工具。AxeBlade鉆頭集成了常規(guī)PDC鉆頭剪切破巖和硬質(zhì)合金鉆頭擠壓破巖的功能。自適應(yīng)鉆頭是在鉆頭內(nèi)設(shè)計有可伸縮切入深度控制裝置?；旌香@頭綜合了PDC鉆頭和牙輪鉆頭的技術(shù)優(yōu)勢，適用于軟硬夾層和研磨性地層。

1.4 軌跡設(shè)計與軌跡控制

為提高定向鉆井效率，水平井造斜井段設(shè)計全角變化率(12°～15°)/30 m，造斜井段設(shè)計長度控制在200～300 m。為此，斯倫貝謝和貝克休斯公司相繼推出了高造斜率旋轉(zhuǎn)導向鉆井系統(tǒng)，其最大造斜能力范圍為(15°～18°)/30 m。同時研發(fā)了大彎角螺桿(彎角達到2.12°)、短彎螺桿以及鉆柱扭擺系統(tǒng)。

1.5 高壓頁巖地層鉆井液技術(shù)

一方面開發(fā)了高溫高密度油基鉆井液體系，耐溫180℃，密度1.8～2.1 g/cm3，油水比85/15～80/20，ES≥400 V；另一方面采用控壓降密度鉆井技術(shù)，降低油基鉆井液密度，實現(xiàn)鉆井提速。Haynesville Shale頁巖地層裂縫發(fā)育、地層壓力系數(shù)高，鉆井過程中，涌漏同存，鉆井速度慢。應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)后，鉆井液密度由1.98 g/cm3降低到1.78 g/cm3，機械鉆速由3.5～5 m/h提高到13～16 m/h，鉆井周期縮短49%。

1.6 生產(chǎn)套管固井技術(shù)

生產(chǎn)套管固井采用彈韌性水泥漿體系，部分井用泡沫水泥漿體系。水泥漿返至技術(shù)套管鞋以上1 300 m左右，壓裂施工時在技術(shù)套管與生產(chǎn)套管之間加20 MPa回壓，補償生產(chǎn)套管所受的內(nèi)壓。生產(chǎn)套管選型為：外徑139.7 mm，鋼級P110，壁厚10.54 mm，無接箍內(nèi)平氣密扣，抗內(nèi)壓強度100.1 MPa，抗外擠強度100.3 MPa，抗拉強度3 377 kN。

2. 國內(nèi)外鉆井技術(shù)對比分析

國內(nèi)通過深層頁巖氣鉆井探索與實踐，取得了一定的成效和認識。

2.1 井身結(jié)構(gòu)

國內(nèi)在深層頁巖氣井主要采用“導管+四開”井身結(jié)構(gòu)。一開鉆頭尺寸?609.6 mm，下入?476.25 mm套管；二開鉆頭尺寸?406.4 mm，下入?339.7 mm套管；三開鉆頭尺寸?311.2 mm，下入?244.5 mm套管，四開鉆頭尺寸?215.9 mm，下入?139.7 mm套管，各開次水泥漿均返至地面。井眼尺寸均比國外大，并且水泥漿均返至地面，這給鉆井提速提效帶來不利影響。

2.2 鉆井參數(shù)

國內(nèi)受地面機泵條件、循環(huán)管匯、鉆具和鉆頭性能等限制，鉆井參數(shù)普遍比國外低。?215.9 mm井眼PDC鉆頭鉆壓8～10 kN，轉(zhuǎn)速50～60 r/min，最大頂驅(qū)扭矩10 kN·m，排量25～30 L/s，螺桿壓降2～3 MPa。

2.3 鉆井提速工具

研發(fā)了耐高溫等壁厚耐油螺桿(耐溫170℃，壽命150 h)、定向PDC鉆頭和水力振蕩器防托壓工具[6]，滿足了3 500 m以淺鉆井提速技術(shù)需求。適用于深層頁巖氣井的個性化PDC、高效輔助破巖工具缺乏。

2.4 軌跡設(shè)計與軌跡控制

軌跡設(shè)計造斜率一般為(4～6)°/30 m，較國外低，造成定向井段長。主要采用隨鉆伽馬+MWD+彎螺桿或常規(guī)造斜率旋轉(zhuǎn)導向進行軌跡控制，鉆井效率和精度低。

2.5 鉆井液技術(shù)

研發(fā)的油基鉆井液密度已達2.1 g/cm3，耐溫超過150℃，基本可滿足深頁巖氣鉆井需要，但是其綜合性能與國外相比仍有差距，特別是深層高壓頁巖氣地層主要采用過平衡鉆井，鉆井液密度偏高，尚未大面積應(yīng)用欠平衡/平衡控壓鉆井技術(shù)。

2.6 生產(chǎn)套管固井技術(shù)

國內(nèi)成功研發(fā)了彈韌性水泥漿體系和泡沫水泥漿體系，水泥漿返至地面。

二、深層頁巖氣地層特征與鉆井難點

我國深層頁巖氣主要集中在中石化的涪陵江東和平橋區(qū)塊、丁山、威榮、永川以及中石油的威遠等地區(qū)，深層頁巖氣全井平均機械鉆速4～5 m/h，鉆井周期普遍80 d以上。

1.深層頁巖氣地質(zhì)特征

與涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊中深層頁巖氣相比，深層頁巖氣地層特征有：

(1)地層層序增多、上部地質(zhì)條件更加復雜。深層頁巖氣隨著埋深的增加，所鉆遇地層層序增加，與涪陵焦石壩區(qū)塊相比，深層頁巖氣區(qū)塊上部增加了遂寧組-雷口組等地層，這些地層易出水、井壁易失穩(wěn)。

(2)龍?zhí)督M-石牛欄/小河壩組地層巖石強度高、可鉆性差。深層頁巖氣與焦石壩區(qū)塊相比地層雖然相似，但是巖性變化較大。龍?zhí)督M—茅口組上部地層巖石強度增加，研磨性增強；志留系石牛欄/小河壩組出現(xiàn)研磨性砂層，硬度達到6級，塑性系數(shù)低于2級，研磨性強，可鉆性差。

(3)深部地層構(gòu)造更加復雜，儲層預(yù)測精度低，實鉆與設(shè)計偏差大。四川盆地深部頁巖區(qū)塊構(gòu)造較復雜，地層產(chǎn)狀差異較大，儲層標志層不清晰，地質(zhì)預(yù)測偏差大。以涪陵頁巖氣田江東和平橋區(qū)塊為例，A靶點垂深實鉆與設(shè)計平均偏差達50 m，最大超過200 m。

(4)深層頁巖氣地層溫度和壓力高。隨著埋深增加深層頁巖氣地層溫度和壓力升高，丁山地區(qū)地層溫度90℃～120℃，地層壓力系數(shù)1.4～1.6，威榮地區(qū)地層溫度110℃～140℃，地層壓力系數(shù)1.7～1.9。

2.深層頁巖氣鉆井難點

(1)“導眼+三開”井身結(jié)構(gòu)不能完全滿足深層頁巖氣安全鉆井需要。深層頁巖氣與中淺層相比，上部增加了遂寧組-雷口坡組等地層，地層穩(wěn)定性差、易井漏，采用三開井身結(jié)構(gòu)在導管和一開鉆井過程中多次發(fā)生井漏、井壁垮塌等故障，被迫填井。因此在丁山等地區(qū)深層頁巖氣井中多采用四開井身結(jié)構(gòu)，增加了鉆井周期和鉆井成本。

(2)茅口-小河壩/石牛欄組等地層缺乏匹配的PDC鉆頭和提速技術(shù)，機械鉆速低。龍?zhí)督M-茅口組上部含硅質(zhì)條帶及結(jié)核，局部含黃鐵礦；茅口組下部-黃龍組硬夾層多，小河壩組/石牛欄地層分布有石英砂層，PDC鉆頭磨損快。統(tǒng)計表明，深層頁巖氣井全井平均機械鉆速較涪陵焦石壩區(qū)塊降低了40%，PDC鉆頭消耗增加3～4只。

(3)深層頁巖氣水平井井眼軌跡控制難度增大。深層頁巖氣地質(zhì)構(gòu)造更加復雜，地層傾角變化大，標志層不清晰，地質(zhì)預(yù)測偏差大，導致中靶困難，水平段軌跡調(diào)整頻繁，部分井托壓嚴重。焦頁89-1HF井因濁積砂標志層不清，3次上提A靶垂深，累計上提60 m，又將A靶垂深下調(diào)85 m，在100 m井段內(nèi)，調(diào)整A靶4次，導致起下鉆3次，耗時50 h，機械鉆速不足2 m/h，僅為平均機械鉆速的1/4。

(4)深層高溫高壓造成旋轉(zhuǎn)導向和近鉆頭儀器故障率升高，影響鉆井效率。地層溫度和壓力高，鉆井液密度高，造成旋轉(zhuǎn)導向或近鉆頭測量儀器故障率升高。據(jù)統(tǒng)計，涪陵地區(qū)17口深層頁巖氣井中10口井發(fā)生了近鉆頭儀器故障23次。威榮地區(qū)6口井發(fā)生了旋轉(zhuǎn)導向儀器失效15次。

(5)頁巖地層壓力高、氣測顯示活躍，鉆井液密度高，影響鉆井施工效率。深層頁巖裂縫較發(fā)育，地層壓力高，水平段施工氣測顯示活躍，鉆井液密度高、流變性變差，造成循環(huán)壓耗增大、泵壓升高，排量受限，并嚴重影響機械鉆速、定向儀器和旋轉(zhuǎn)導向工具的壽命。

(6)部分區(qū)塊套管變形和密封失效問題突出。深層頁巖氣井壓裂施工壓力高，普遍在60～95 MPa，最大超過110 MPa，這給生產(chǎn)套管帶來極大挑戰(zhàn)。中石油威遠地區(qū)開發(fā)前期套管變形井占到總井數(shù)的50%以上，中石化威榮地區(qū)前期完井的6口井，有5口井發(fā)生了生產(chǎn)套管變形。

三、深層頁巖氣鉆井技術(shù)對策

1. 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)設(shè)計

應(yīng)用高密度電法勘探、測井、鉆井、錄井等綜合技術(shù)手段[7-8]，弄清地表溶洞、裂縫的分布規(guī)律，明確地層出水、出氣以及壓力分布特征，將四開井身結(jié)構(gòu)簡化為三開，并持續(xù)優(yōu)化套管和鉆頭尺寸。通過上提技術(shù)套管下深、提高定向段造斜率等措施，將造斜點下移至技術(shù)套管鞋之下，定向段井眼尺寸由?311.2 mm縮小為?215.9 mm。

2.集成配套鉆井提速技術(shù)

2.1 研發(fā)和優(yōu)選適用于茅口-小河壩/石牛欄組的高效PDC鉆頭

針對龍?zhí)?、茅口組地層研制抗沖擊牙輪鉆頭，提高切削齒的耐磨性和韌性，適當降低齒的高度。茅口組下部-黃龍組地層研制斧形齒PDC鉆頭，斧形齒受力面積小，將破巖方式由單一剪切變形變?yōu)榍邢?擠壓復合破巖，提高齒的結(jié)構(gòu)強度和破巖效率；小河壩/石牛欄組地層研磨性較強，PDC鉆頭肩部磨損和縮徑問題突出，繼續(xù)攻關(guān)適用于小河壩/石牛欄組的混合鉆頭，提高單只鉆頭進尺和機械鉆速。

2.2 全面推廣“一趟鉆”技術(shù)

“一趟鉆”是指一個鉆頭一次下鉆打完一個開次的所有進尺?！耙惶算@”已經(jīng)成為國外頁巖油氣水平井鉆井降本增效的重要途徑。2016年美國在俄亥俄州Utica頁巖氣產(chǎn)區(qū)鉆成了一口總井深達8 244.2 m的水平井，水平段長5 652.2 m，“一趟鉆”完成。Marcellus地區(qū)日進尺最快達1 774.2 m，單趟鉆進尺達4 597.6 m。近期完鉆的深層頁巖氣井丁頁5井實現(xiàn)了水平段“一趟鉆”，水平段長 1 635 m，平均機械鉆速6.59 m/h，施工時間同比縮短36.57%。

3. 優(yōu)化井眼軌跡控制工藝

3.1 優(yōu)化井眼軌跡

采用“雙二維井眼軌跡”代替三維井眼軌跡設(shè)計[9]。與三維井眼軌跡設(shè)計相比，雙二維井眼軌跡提高了造斜點深度、增大了直井段鄰井間距，降低了防碰風險；在兩個鉛垂面內(nèi)只有井斜變化沒有方位角變化，避免了常規(guī)三維水平井的大量扭方位作業(yè)。

3.2 合理優(yōu)選軌跡控制方式

針對深層頁巖氣井旋轉(zhuǎn)導向和近鉆頭工具故障率高、費用高，且工具仍處于供不應(yīng)求的局面的問題，在地質(zhì)情況簡單、傾角平緩的井或井段優(yōu)先使用“隨鉆伽馬+MWD+彎螺桿”導向方式，在傾角變化復雜的地層使用旋轉(zhuǎn)導向工具。

3.3 應(yīng)用高造斜率螺桿鉆具

短彎螺桿是指螺桿鉆具彎點距離轉(zhuǎn)子輸出端的距離較常規(guī)螺桿短的一種新型螺桿。常規(guī)單彎螺桿的彎點距離1.5～2.0 m，短彎螺桿彎點距離為1.0～1.2 m。因此，在彎角相同的情況下，可獲得更高的造斜率，從而減少滑動鉆進進尺。該工具在焦頁184-4HF井試驗井段3 292～3 540 m，純鉆時間41 h，進尺248 m，其中定向進尺113 m，復合進尺136 m。應(yīng)用表明，1.25°?172 mm短彎螺桿平均造斜率為0.31°/m，較常規(guī)螺桿提高了105.49%。

4. 應(yīng)用控壓鉆井技術(shù)降低水平段的鉆井液密度

針對深層頁巖氣鉆井液密度高，機械鉆速低的問題，采用控壓鉆井技術(shù)降低鉆井液密度，可顯著提高鉆井速度。元壩地區(qū)在元壩10井等5口井實施了控壓降密度鉆井技術(shù)，平均機械鉆速同比提高了26.4%～47.4%。焦石壩區(qū)塊在焦頁49-3HF井、焦頁33-4HF等進行了控壓降密度鉆井技術(shù)試驗，應(yīng)用后鉆井液密度降低了0.08～0.11 g/cm3，機械鉆速同比提高29.89%，復雜時效降為零。

5. 優(yōu)化套管柱設(shè)計和防控措施

深層頁巖氣生產(chǎn)套管變形問題突出，目前對套管變形原因認識尚不明確。相關(guān)學者研究認為，引起套變的可能原因為：①壓裂過程中造成的地層剪切滑移；②壓裂過程中井筒壓力急劇變化可能導致套管疲勞損傷發(fā)生套變。以威頁23-1HF井為例，第1段在測試壓裂實施變排量瞬時停泵壓力測試，短期內(nèi)5次突然停泵，井口泵壓變化52 MPa；第1段加砂壓裂過程出現(xiàn)砂堵，瞬時高壓達125 MPa，超過了套管抗外擠強度，瞬時停泵引起的水擊效應(yīng)造成套管變形。但是中石化威遠地區(qū)套變位置與裂縫發(fā)育情況、地應(yīng)力、應(yīng)力差、固井質(zhì)量、井眼曲率等關(guān)系不明顯，呈現(xiàn)與中石油威遠地區(qū)不同的失效特征，需要開展專題攻關(guān)研究。

四、結(jié)論及建議

(1)深層頁巖氣地質(zhì)和構(gòu)造條件復雜、地層可鉆性差，井身結(jié)構(gòu)和PDC鉆頭適應(yīng)性差、軌跡控制困難、旋轉(zhuǎn)導向和近鉆頭儀器故障率高、鉆井液密度高、套管變形問題突出是深層頁巖氣鉆井面臨的主要技術(shù)難題。

(2)高效PDC鉆頭、旋轉(zhuǎn)導向工具/近鉆頭測量儀器等技術(shù)仍是制約深層頁巖氣高效鉆井的瓶頸技術(shù)，亟待攻關(guān)突破；分井段鉆井提速技術(shù)、控壓降密度鉆井技術(shù)、“一趟鉆”鉆井技術(shù)是實現(xiàn)深層頁巖氣鉆井提速的重要途徑，建議加快試驗和推廣力度。

(3)中石化威榮地區(qū)深層頁巖氣套管變形規(guī)律不同于其他地區(qū)，建議開展專題研究，形成適合該地區(qū)的套管柱設(shè)計方法和套變預(yù)防與控制管理對策。