頁(yè)巖氣水平井卡鉆主要原因及預(yù)防對(duì)策

孫永興 范生林 喬李華

1. 中國(guó)石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2. 樂山師范學(xué)院旅游學(xué)院

0 引言

四川盆地長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)國(guó)家級(jí)頁(yè)巖氣示范區(qū)目前已實(shí)現(xiàn)埋深3 500 m以淺海相頁(yè)巖氣規(guī)?；?、效益化開發(fā)；但隨著該地區(qū)頁(yè)巖氣水平井段的延伸，管柱下入過程中摩阻、扭矩增大，易造成頻繁遇阻、卡鉆等現(xiàn)象。

該區(qū)已有的研究成果表明，下志留統(tǒng)龍馬溪組具有微裂縫、層理發(fā)育[1-2]、含黏土礦物、具脆性、坍塌壓力高等易塌特點(diǎn)，地層易塌是本區(qū)頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井鉆井易發(fā)生卡鉆的先天影響因素；彭碧強(qiáng)等[2-5]從頁(yè)巖組成出發(fā)，研究了用于頁(yè)巖氣水平井的防塌水基鉆井液體系，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較好地解決了因鉆屑水化造漿而造成的鉆井液黏度升高、密度升高等問題；田中蘭等[6-8]在研究該區(qū)實(shí)際鉆完井?dāng)?shù)據(jù)后，認(rèn)為井眼受力變形是客觀存在的。這是該區(qū)頁(yè)巖氣水平井多次出現(xiàn)鉆井、通井、下套管過程阻卡頻繁，作業(yè)困難的根本原因。但井眼變形破壞又與時(shí)間和支撐井壁液柱壓力有關(guān)，目前由于研究不多，還沒有形成該區(qū)預(yù)防卡鉆的實(shí)用配套技術(shù)。

筆者從預(yù)防鉆井過程井眼力學(xué)變形角度出發(fā)，通過井身結(jié)構(gòu)、井眼軌跡、鉆井液性能優(yōu)化等技術(shù)措施，配套降摩減阻及提速配套工具，制訂了頁(yè)巖氣水平井防卡鉆技術(shù)措施，以期為該區(qū)頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段預(yù)防鉆井卡鉆問題的解決提供可行的方案。

1 卡鉆主要原因分析

長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)頁(yè)巖氣地層具有微裂縫、層理發(fā)育，含黏土礦物，具脆性，坍塌壓力高等易塌特點(diǎn)[1-2]，地層易塌是本區(qū)頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井鉆井易發(fā)生卡鉆的先天影響因素，沉砂、垮塌等類型卡鉆情況如表1所示。

因水基鉆井液封堵、潤(rùn)滑、抑制性能相對(duì)油基鉆井液差，威204H6平臺(tái)、長(zhǎng)寧H13平臺(tái)龍馬溪組頁(yè)巖水平段使用水基鉆井液試驗(yàn)，造成不同阻卡復(fù)雜。威204H6-1井水基鉆井液鉆至井深5 204.00～5 211.00 m，多次蹩停頂驅(qū)；劃眼扭矩18～32 kN·m，環(huán)空有憋泵現(xiàn)象，泵壓介于22～28 MPa波動(dòng)，無法正常鉆井，后被迫倒換為油基鉆井液完成后續(xù)井段鉆進(jìn)；長(zhǎng)寧H13-6井水基鉆井液鉆進(jìn)至4 313.00 m，起鉆異常困難，卡鉆，解卡后更換為油基泥漿完成后續(xù)井段鉆進(jìn)，長(zhǎng)寧H13-1井水基鉆井液完鉆后，起下鉆異常困難，被迫更換為油基鉆井液完成后續(xù)作業(yè)。

井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和井眼軌跡合理控制對(duì)頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井正常鉆完井作業(yè)非常重要，軌跡不光滑、狗腿度高等容易造成鉆井、通井、下套管過程中阻卡頻發(fā)，作業(yè)困難，嚴(yán)重影響鉆完井安全和施工效率。威202H1-1井由于?244.5 mm技術(shù)套管未將下二疊統(tǒng)棲霞組低壓易漏層段與龍馬溪組高密度鉆井液層段有效分隔，較低的鉆井液密度不能平衡龍馬溪頁(yè)巖段較高的坍塌壓力（頁(yè)巖段最高坍塌壓力在1.90 g/cm3左右），造成井下垮塌卡鉆。威204H6-6井鉆進(jìn)至4 834.76 m，扭矩由14～15 kN·m↗19～20 kN·m，因扭矩增大，蹩停頂驅(qū)，卡鉆，處理無效，切割鉆具提前完井。

鉆井參數(shù)不合理易引起卡鉆。由于頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井鉆井具有易阻卡的特殊性，儲(chǔ)層鉆進(jìn)時(shí)遇顯示后采取的常規(guī)壓井工藝措施，可能會(huì)因?yàn)閴壕畷r(shí)間長(zhǎng)、關(guān)井后鉆具長(zhǎng)期靜置、鉆井液性能嚴(yán)重變化、巖屑重晶石沉淀等造成黏附、沉砂、井壁垮塌等不同形式的卡鉆。威204H4-5井采用壓井時(shí)間長(zhǎng)，關(guān)半封防噴器后，鉆具靜置時(shí)間長(zhǎng)達(dá)16 h；從停鉆到關(guān)井循環(huán)7 min，井內(nèi)尚有巖屑（理論計(jì)算為0.1 m3），可能發(fā)生黏附或沉砂卡鉆；壓井后，油基鉆井液破乳電壓由540↘385 V，低于標(biāo)準(zhǔn)值400 V，破乳電壓低可能導(dǎo)致重晶石析出發(fā)生沉淀導(dǎo)致卡鉆。

表1 長(zhǎng)水平段水平井鉆井發(fā)生卡鉆統(tǒng)計(jì)表

卡鉆井大量采用PDC＋螺桿＋鉆鋌＋加重鉆桿等滑動(dòng)定向鉆具組合鉆進(jìn)，該組合鉆出井眼為螺旋形，長(zhǎng)水平段作業(yè)中管柱摩阻、扭矩大，加上頁(yè)巖儲(chǔ)層的易碎、易垮特點(diǎn)，容易發(fā)生阻卡復(fù)雜；且鉆具組合中未配置隨鉆震擊器，遇阻、卡后，不能及時(shí)、有效的震擊解卡。

2 長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)防卡鉆技術(shù)措施

水平井鉆井技術(shù)已是四川盆地頁(yè)巖氣常用開發(fā)技術(shù)[9-11]，長(zhǎng)水平段水平井卡鉆主要影響因素，從鉆井液性能優(yōu)化、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、降摩減阻鉆井工藝、鉆井參數(shù)優(yōu)化、壓井防卡鉆工藝等方面開展防卡鉆技術(shù)對(duì)策研究。

2.1 鉆井液性能優(yōu)化

預(yù)防下志留統(tǒng)龍馬溪組頁(yè)巖垮塌，除了合理設(shè)計(jì)鉆井液密度，另外一條重要的途徑就是提高封堵效果，針對(duì)部分井龍馬溪組水平段儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，水基鉆井液封堵性能難以滿足要求的特點(diǎn)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，在水基鉆井液基漿中優(yōu)選加入2%Soltex瀝青類封堵材料，2%微米石蠟，配合1%～3%不同粒徑剛性粒子，大大增強(qiáng)鉆井液的封堵性能，且不會(huì)對(duì)鉆井液流變性造成較大的影響。

2.1.1 水基鉆井液穩(wěn)定性控制

針對(duì)水基鉆井液[2,12]在頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段鉆進(jìn)后期劣質(zhì)固相大量侵入，流變穩(wěn)定性控制難度大的難題，通過采用加入適量復(fù)合鹽抑制劑，配合優(yōu)化封堵性能、加強(qiáng)固控措施，提高鉆井液流變性控制能力。

1）復(fù)合鹽抑制劑：通過多種復(fù)合鹽的作用，加強(qiáng)了水基鉆井液抑制性，巖屑滾動(dòng)回收率大幅增加，劣質(zhì)固相得到一定控制，調(diào)節(jié)了水基鉆井液的流變性，增強(qiáng)了水基鉆井液的穩(wěn)定性。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2所示。

2）固控措施：鉆進(jìn)期間100%使用振動(dòng)篩。?215.9 mm井段選用200目及以上篩布；鉆進(jìn)期間100%使用除砂除泥器；鉆進(jìn)過程中堅(jiān)持使用好高速和中速離心機(jī)，保證含砂量低于0.3%，如果含砂量過大，則增加離心機(jī)的使用時(shí)間。

2.1.2 油基鉆井液穩(wěn)定性控制

針對(duì)油基鉆井液[13-14]在威204H4-5井出現(xiàn)破乳電壓值嚴(yán)重降低的情況，通過提高油水比、增加乳化劑等方式提高破乳電壓值，增強(qiáng)油基鉆井液穩(wěn)定性，試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表3、4所示。

表2 復(fù)合鹽抑制劑性能室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表

表3 油基鉆井液在不同攪拌時(shí)間下穩(wěn)定性能數(shù)據(jù)表

表4 油基鉆井液加入不同量乳化劑后穩(wěn)定性數(shù)據(jù)表

實(shí)驗(yàn)表明隨著乳化劑的加入，油基鉆井液破乳電壓顯著升高，但加入少量乳化劑，對(duì)油基鉆井液的流變性影響很小，加入量增多時(shí)，對(duì)流變性影響較大，因此乳化劑加量應(yīng)具體根據(jù)各井基漿情況，做室內(nèi)試驗(yàn)確定，確保在具有較高破乳電壓的同時(shí)，保證鉆井液具有良好的流變性能。

2.2 井眼軌道優(yōu)化

針對(duì)前期威遠(yuǎn)井區(qū)采用高密度鉆井液棲霞組鉆井易漏，與龍馬溪組放在同一裸眼段鉆進(jìn)易造惡性井漏、垮塌卡鉆等復(fù)雜事故。結(jié)合本區(qū)塊上三疊統(tǒng)須家河組—下二疊統(tǒng)梁山組孔隙壓力系數(shù)，將244.5 mm技術(shù)套管下深由棲霞組頂部?jī)?yōu)化下至龍馬溪組頂，使棲霞組易漏層與下部龍馬溪組易塌層有效封隔[12]，為龍馬溪組高密度鉆井液安全鉆進(jìn)提供井眼條件。

根據(jù)前期作業(yè)經(jīng)驗(yàn)[15-17]，為避免在大井斜角（40°以上）進(jìn)行長(zhǎng)段大幅度扭方位作業(yè)，以及造斜段、水平段狗腿度大造成鉆井管柱阻卡問題，通過“三維軌跡二維化”設(shè)計(jì)[12]，采用小井斜角消耗掉靶前橫向偏移距，在小井斜條件下進(jìn)行扭方位作業(yè)，并嚴(yán)格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m，計(jì)算對(duì)比表明，同一口井，采用常規(guī)三維軌跡設(shè)計(jì)與“三維軌道二維化設(shè)計(jì)”對(duì)比，“三維軌道二維化設(shè)計(jì)”對(duì)比鉆柱最大摩阻同比優(yōu)化前降低20%。

在軌道設(shè)計(jì)時(shí)采用“直—增—穩(wěn)—降—增—水平段”井眼軌跡剖面。綜合考慮本平臺(tái)井位布局情況，為滿足地質(zhì)靶區(qū)要求、降低威204H9-4井與平臺(tái)先期井的相碰風(fēng)險(xiǎn)，并有效避免在大井斜條件下進(jìn)行扭方位作業(yè)，設(shè)計(jì)在井深70 m左右朝262°方向預(yù)增斜至井斜6°左右穩(wěn)斜至784 m，再增斜至19°并穩(wěn)斜1 450 m，后吊直鉆進(jìn)至井深3 036.00 m向0.04°方向增斜中靶，然后穩(wěn)斜完成1 500.00 m左右水平段，軌道設(shè)計(jì)嚴(yán)格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m。

2.3 防卡鉆主要技術(shù)措施

2.3.1 降摩減阻鉆井工藝鉆具組合優(yōu)化

針對(duì)螺桿＋加重鉆桿等滑動(dòng)定向鉆具井眼不光滑，作業(yè)摩阻、扭矩大，易阻卡，遇阻卡后，無隨鉆震擊器震擊解卡的問題，結(jié)合工區(qū)建設(shè)方要求，配置了高效隨鉆震擊器，優(yōu)化組合，達(dá)到降摩減阻、防卡鉆的目的，威204H9-4井模擬計(jì)算表明，在井深5 200.00 m，密度2.10 g/cm3同等條件下，采用優(yōu)化后鉆具組合如圖1所示，起下鉆摩阻降低2.26%～9.65%（圖2、3）。

2.3.2 鉆井排量?jī)?yōu)化

為保證提速效果，減輕鉆桿、套管磨損，根據(jù)國(guó)外頁(yè)巖氣實(shí)鉆經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)頂驅(qū)控制轉(zhuǎn)數(shù)（50～100 r/min），確定頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段優(yōu)化排量為30 L/s左右（螺桿轉(zhuǎn)數(shù)約130 r/min），鉆柱＋螺桿復(fù)合轉(zhuǎn)數(shù)增加到200 r/min以上時(shí)，能達(dá)到高效破巖的效果。

圖1 鉆具組合優(yōu)化示意圖

圖2 滑動(dòng)定向鉆具組合模擬作業(yè)摩阻圖

圖3 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合模擬作業(yè)摩阻圖

2.3.3 轉(zhuǎn)速優(yōu)化

根據(jù)軟件計(jì)算結(jié)果，在排量不能滿足攜巖要求時(shí)（圖4-a），增加鉆井轉(zhuǎn)數(shù)，可以使井底大尺寸井下鉆具組合（BHA）附近巖屑床厚度降低甚至消失（圖4-b），但其余大斜度井段，巖屑床厚度無法改變；而鉆井排量達(dá)到無巖屑床排量以上后，則井眼清潔基本不受轉(zhuǎn)速影響。

目前長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)井區(qū)現(xiàn)場(chǎng)頁(yè)巖水井段排量一般均在25 L/s以上，如圖5所示，已達(dá)到無巖屑床排量，本區(qū)鉆井頂驅(qū)轉(zhuǎn)速控制主要根據(jù)設(shè)備能力和提速需要綜合考慮，推薦頂驅(qū)轉(zhuǎn)速控制在50～100 r/min。

2.3.4 鉆壓控制

圖4 威204H9-1井井底大尺寸井下鉆具組合（BHA）附近巖屑床高度計(jì)算圖

圖5 威204H9-1井排量25 L/s、轉(zhuǎn)數(shù)40～120 r/min條件下巖屑床高度計(jì)算圖

鉆壓對(duì)井眼清潔的影響，主要是通過改變鉆壓來控制鉆時(shí)實(shí)現(xiàn)。軟件模擬計(jì)算表明：同等條件下，鉆時(shí)越快，環(huán)空巖屑濃度越高，越易形成巖屑床，所需要的攜巖排量更高；該區(qū)頁(yè)巖層段實(shí)鉆鉆時(shí)最快小于等于20 m/h，排量也在25 L/s以上。因此本區(qū)通過鉆壓控制鉆時(shí)，對(duì)井眼清潔影響不大。

鉆壓變化對(duì)井眼清潔的影響，還體現(xiàn)在鉆壓加大到一定程度，造成鉆柱屈曲后，鉆具在環(huán)空偏心度及鉆柱與井壁的接觸面積增加，增加攜巖難度。經(jīng)校核，長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)頁(yè)巖井眼旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)時(shí)，鉆壓超過140 kN會(huì)發(fā)生正旋屈曲，170 kN左右會(huì)發(fā)生螺旋屈曲。綜上所述，推薦鉆頭鉆壓介于80～140 kN。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

通過長(zhǎng)寧H5和威204H9兩個(gè)平臺(tái)12口井試驗(yàn)，威遠(yuǎn)地區(qū)水平段鉆井期間平均單井降低阻卡時(shí)間1.57 d，降低通井、下套管時(shí)間2.18 d，即平均單井降低周期3.75 d，長(zhǎng)寧地區(qū)水平段鉆井期間平均單井降低阻卡時(shí)間0.18 d，降低通井、下套管時(shí)間1.07 d，即平均單井周期減少1.25 d，試驗(yàn)井累計(jì)降低周期30 d，有效降低了試驗(yàn)井頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井阻卡等時(shí)間，提高了鉆井速度，為頁(yè)巖氣效益開發(fā)提供了重要參考。

探索形成的長(zhǎng)寧—威遠(yuǎn)地區(qū)頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井防卡鉆技術(shù)，為國(guó)家頁(yè)巖氣示范區(qū)大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)目標(biāo)提供技術(shù)支撐。

4 結(jié)論與建議

水基鉆井液采用加入適量復(fù)合鹽抑制劑配合固控設(shè)備、油基鉆井液采用提高油水比、增加乳化劑等方式，提高了長(zhǎng)水平井頁(yè)巖井段的封堵效果，有效控制了頁(yè)巖垮塌，降低了卡鉆事故。

井眼軌道設(shè)計(jì)優(yōu)化為三維軌道二維化，應(yīng)用帶高效隨鉆震擊器的鉆具組合，配合合理的鉆井參數(shù)控制機(jī)械鉆速，降低了鉆柱摩阻、提高了井眼環(huán)空攜巖能力、減少了巖屑床的堆積。

形成了以“鉆井液性能、井身結(jié)構(gòu)、軌道設(shè)計(jì)、鉆井參數(shù)、鉆具組合優(yōu)化等”為主體的頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段水平井防卡鉆技術(shù)，水平井段阻、卡復(fù)雜事故得到了有效控制，為解決頁(yè)巖氣長(zhǎng)水平段卡鉆難題提供了重要技術(shù)支撐。