四川盆地外緣常壓頁巖氣水平井低成本鉆井技術探討

陳安明，龍志平，周玉倉，王彥祺，彭 興，曹華慶

(1．中石化華東石油工程有限公司安全環(huán)保處，江蘇南京 210019；2.中國石化華東油氣分公司石油工程技術研究院，江蘇南京 210031；3．中石化華東石油工程有限公司六普鉆井公司，江蘇鎮(zhèn)江 212003)

截至目前，我國取得重大突破的頁巖氣區(qū)塊大部分位于四川盆地，如焦石壩、威遠、富順-永川、長寧等區(qū)塊，其儲層壓力系數(shù)高(>1.20)，屬于高壓頁巖氣儲層，單井產(chǎn)氣量(9～20)×104m3/d。四川盆地外緣也有很多頁巖氣藏，如彭水、武隆、黃平等區(qū)塊，盆地外緣構(gòu)造改造作用相對較強，頁巖氣儲層壓力系數(shù)為0.90～1.20，屬于常壓頁巖氣儲層，產(chǎn)氣量較低[1]。2012年7月，渝東南彭水區(qū)塊彭頁HF-1井獲得2.52×104m3/d產(chǎn)氣量，實現(xiàn)了盆地外緣志留系常壓頁巖氣的勘探突破;之后武隆區(qū)塊的探井隆頁1HF井獲得(4.2～6.0)×104m3/d的產(chǎn)氣量，進一步表明四川盆地外緣常壓頁巖氣具備良好的勘探開發(fā)潛力。目前國內(nèi)常壓頁巖氣開發(fā)主要采用高壓頁巖氣開發(fā)技術，單位產(chǎn)氣量的開發(fā)成本相對較高，亟需開展低成本鉆井技術、增產(chǎn)技術攻關。其中，降低鉆井成本更為直接和重要。為此，筆者從井身結(jié)構(gòu)、井眼軌道設計、鉆井液選用、固井工藝等方面探討了如何降低鉆井成本，以期為實現(xiàn)四川盆地外緣常壓頁巖氣的經(jīng)濟有效開發(fā)提供指導。

1 常壓高壓頁巖氣井鉆井的差異

以四川盆地外緣武隆常壓頁巖氣區(qū)塊為例分析常壓頁巖氣鉆井與高壓頁巖氣鉆井的差異。該區(qū)塊位于川東南利川-武隆復向斜南部，頁巖氣儲層埋深2 000.00～3 000.00 m，鉆遇地層自上而下依次為第四系淺表層，下三疊統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關組，上二疊統(tǒng)長興組、吳家坪組，下二疊統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組，中志留統(tǒng)韓家店組，下志留統(tǒng)小河壩組、龍馬溪組，上奧陶統(tǒng)五峰組、臨湘組，中奧陶統(tǒng)寶塔組等。從隆頁1HF井微壓測試結(jié)果看，儲層壓力系數(shù)為1.05～1.10，屬于常壓頁巖氣藏。

隆頁1HF井采用“導管+三開制”井身結(jié)構(gòu)，與涪陵、平橋等高壓頁巖氣區(qū)塊類似：一開，采用φ406.4 mm 鉆頭鉆進，下入φ339.7 mm表層套管封隔上部三疊系、二疊系易漏失的碳酸鹽巖及可能含淺層氣的地層；二開，采用φ311.1 mm鉆頭鉆入龍馬溪組地層50.00 m，下入φ244.5 mm 技術套管封固二疊系和志留系的韓家店組、小河壩組地層；三開，采用φ215.9 mm鉆頭鉆進，配備近鉆頭隨鉆測量系統(tǒng)，鉆至完鉆井深[2]。

隆頁1HF井的鉆井實踐表明，與涪陵、平橋、長寧-威遠等區(qū)塊高壓頁巖氣井相比，常壓頁巖氣井具有以下特點：

1) 地層壓力系數(shù)低。武隆區(qū)塊頁巖氣藏地層壓力系數(shù)僅為1.05～1.10，鉆井時使用鉆井液的密度比高壓頁巖氣井低，通常為1.10～1.35 kg/L，存在保持頁巖地層井眼穩(wěn)定需要提高鉆井液密度與防止井漏需要降低鉆井液密度的矛盾。

2) 游離氣含量較低。高壓頁巖氣藏游離氣含量通常在60%～75%，而常壓頁巖氣井游離氣含量較低，為30%～40%，鉆井井控風險和固井氣竄風險相對較低。

3) 井身結(jié)構(gòu)具有優(yōu)化空間。從隆頁1HF井及相鄰彭水區(qū)塊4口水平井的鉆井實踐看，下部志留系韓家店組和小河壩組等地層相對穩(wěn)定，漏失風險較小[3]。隆頁1HF井為封隔小河壩組及以上地層，技術套管進入龍馬溪組地層50.00 m，導致技術套管封固井段較長。由于常壓頁巖氣儲層的壓力較低，給生產(chǎn)套管固井水泥返高優(yōu)化留下空間。

4) 低成本鉆井要求更高。由于常壓頁巖氣井鉆遇地層及主要目的層與高壓頁巖氣井基本一致，目前常壓頁巖氣井所采用的鉆井、測井、錄井技術及采取的技術措施與高壓頁巖氣井差異很小[4-5]，但常壓頁巖氣井的產(chǎn)氣量低，因此要實現(xiàn)常壓頁巖氣的經(jīng)濟有效開發(fā)，必須要降低鉆井成本。

2 低成本鉆井關鍵技術

針對常壓頁巖氣田的特點，結(jié)合四川盆地外緣武隆區(qū)塊的實際情況，從井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、井眼軌跡控制、鉆井液、固井工藝、提速提效等方面探討適用于四川盆地外緣常壓頁巖氣井的低成本鉆井技術。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

井身結(jié)構(gòu)在一定程度上對鉆井提速提效及降低鉆井成本具有重要的影響，在滿足鉆井安全及后期壓裂作業(yè)需求的情況下，可采取縮小井眼直徑、縮短大直徑井段長度及避免在大直徑井段內(nèi)定向增斜或扭方位等措施，實現(xiàn)鉆井提速和降低鉆井成本。

隆頁1HF井鉆至嘉陵江組地層上部時發(fā)生了失返性漏失，采用導管封住了淺表易漏地層，為下部順利施工及井控安全提供了條件。在鉆至龍?zhí)督M地層時又鉆遇了裂縫漏失層，漏失鉆井液300 m3，鉆進棲霞組、茅口組和長興組等地層時氣測顯示異常，而鉆進志留系的韓家店組及小河壩組地層時未發(fā)生漏失。相鄰區(qū)塊的彭頁HF-1井在鉆完導眼井后，未及時側(cè)鉆水平井，裸眼導眼井在水基鉆井液中浸泡約了4個月，未發(fā)生井壁垮塌現(xiàn)象，說明該區(qū)塊志留系韓家店組、小河壩組等地層穩(wěn)定性較好，不易垮塌[6]。因此，鉆至韓家店組地層時，需對上部易漏地層及淺層氣地層進行封固。

根據(jù)隆頁1HF井實鉆情況，具有較大提速潛力的井段為φ311.1 mm井段。該井段鉆遇地層主要為茅口組、棲霞組、梁山組、韓家店組和小河壩組等地層。韓家店組和小河壩組地層厚度達800.00～900.00 m，以粉砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)粉砂巖為主，可鉆性差，機械鉆速慢，可通過縮小該井段井眼直徑及避免或減少在該段定向或扭方位來實現(xiàn)提速。

綜合上述分析，對井身結(jié)構(gòu)進行優(yōu)化，將“導管+三開制”井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為“導管+二開制”井身結(jié)構(gòu)。優(yōu)化前的“導管+三開制”井身結(jié)構(gòu)為：導管，采用φ609.6鉆頭鉆至井深60.00 m，φ473.1 mm套管下至井深60.00 m；一開，采用φ406.4 mm鉆頭鉆至井深1 648.00 m，φ339.7 mm套管下至井深1 646.00 m；二開，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深3 078.00 m，φ244.5 mm套管下至井深3 076.00 m；三開，采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 176.00 m，φ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。優(yōu)化后的“導管+二開制”井身結(jié)構(gòu)為：導管，采用φ406.4 mm鉆頭鉆至井深60.00 m，φ339.7 mm套管下至井深60.00 m；一開，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 600.00 m，φ244.5 mm套管下至井深2 598.00 m，封隔韓家店組上部易漏地層及淺層氣地層；二開，采用φ215.9 mm鉆頭鉆至井深5 176.00 m，φ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。與優(yōu)化前相比，導管段、一開段和二開段的井眼直徑縮小，二開鉆深增加，節(jié)省了一層技術套管，可以實現(xiàn)提高機械鉆速、縮短鉆井周期和降低鉆井成本的目的。

2.2 井眼軌道優(yōu)化設計

四川盆地外緣頁巖氣勘探階段通常采用常規(guī)二維水平井，鉆井過程中只增斜，方位角保持不變，設計和施工難度相對較低。開發(fā)階段一般部署叢式井，且多為三維水平井，鉆井過程中既要增斜又要扭方位，同時還要考慮防止與鄰井相碰及鉆具組合在三維井段的造斜能力和摩阻等問題，設計和施工難度均較大[7-9]。

為在鉆進韓家店組、小河壩組等可鉆性差地層時實現(xiàn)提速，進行井眼軌道設計時，要盡可能避免在該層段大角度扭方位。因此，采用“雙二維”模型進行井眼軌道設計?！半p二維”模型可以將三維水平井井眼軌道轉(zhuǎn)化成2個二維井眼軌道，鉆井過程中不需要扭方位，可大大減少扭方位帶來的工作量。表1為采用“雙二維”、“空間五段制(邊增斜邊扭方位)”和“空間六段制(純扭方位)”3種軌道模型設計X水平井的造斜點、完鉆井深、扭方位的角度和最大滑動摩阻。X井A靶點垂深2 800.00 m，偏移距300.00 m，閉合距430.00 m，水平段長1 500.00 m，方位角36°，井斜角86°。

表1 3種軌道模型設計井眼軌道的參數(shù)

從表1可以看出，3種軌道模型設計造斜點的井深差異較大，但設計完鉆井深差異較小，六段制的最大滑動摩阻最大，“雙二維”居中。采用“雙二維”模型設計井眼軌道可在上部井段以低造斜率((2°～3°)/30m)進行定向完成偏移距，避開在下部可鉆性差的地層進行定向扭方位，相比其他2種軌道模型可大大減少下部定向造斜的工作量，并且在淺部地層定向更有利于叢式井鉆井過程中的井眼防碰。

2.3 井眼軌跡控制方式優(yōu)選

目前水平井常用的井眼軌跡控制方式主要有常規(guī)LWD、近鉆頭測量系統(tǒng)及旋轉(zhuǎn)導向3種。3種控制方式所用工具的特點如下：

1) 測量零長不同。常規(guī)LWD測量零長較長，為16.00～20.00 m；近鉆頭測量系統(tǒng)最近測量點僅約1.10 m；旋轉(zhuǎn)導向工具測量零長為2.00～3.50 m。近鉆頭測量系統(tǒng)和旋轉(zhuǎn)導向工具在軌跡預測及控制方面相對于常規(guī)LWD更具優(yōu)勢，可減少井眼軌跡調(diào)整次數(shù)，提高鉆井效率。

2) 定向鉆進方式不同。利用常規(guī)LWD和近鉆頭測量系統(tǒng)定向時采用定工具面滑動鉆進，而利用旋轉(zhuǎn)導向工具定向時采用指向全旋轉(zhuǎn)式鉆進方式。在大斜度、扭方位和水平井段鉆進時，旋轉(zhuǎn)導向工具不僅可以提高定向鉆進效率，縮短定向時間，還可提高井眼的清潔效果，降低摩阻和扭矩，提高井身質(zhì)量和實現(xiàn)安全鉆井。

3) 綜合成本不同。以相鄰的平橋區(qū)塊頁巖氣水平井實際鉆井平均指標為測算依據(jù)，分析3種井眼軌跡控制方式的綜合成本。武隆區(qū)塊頁巖氣水平井二開井段一般長2 200.00 m左右，鉆井輔助成本按鉆機日費計算，以50ZJ型鉆機7.0萬元/d為例，在假定其他影響因素均相同的情況下計算3種井眼軌跡控制方式的綜合成本，結(jié)果見表2。

表2 3種井眼軌跡控制方式的綜合成本Table 2 Comprehensive costs of three types of wellbore trajectory control methods

從表2可以看出，單從儀器的服務成本看，近鉆頭測量系統(tǒng)和旋轉(zhuǎn)導向工具要高于常規(guī)LWD，但是由于旋轉(zhuǎn)導向工具全程采用復合方式鉆進，提速效果好，二開鉆井周期要遠比常規(guī)LWD和近鉆頭測量系統(tǒng)短，綜合成本得以降低。同時，旋轉(zhuǎn)導向軌跡控制方式下的井眼光滑度是3種控制方式中最好的，有利于后期完井作業(yè)。

因此，綜合分析上述3個方面的因素，為實現(xiàn)武隆區(qū)塊頁巖氣水平井高效、高質(zhì)、低成本鉆井，建議二開井段采用旋轉(zhuǎn)導向工具控制井眼軌跡。

2.4 鉆井液及固井工藝優(yōu)化

2.4.1 降低鉆井液費用

為快速鉆穿淺層漏失層，導管段和一開直井段上部采用清水鉆進，下部采用KCl聚合物鉆井液鉆進，一是降低鉆井液費用，二是實現(xiàn)綠色鉆井。

二開井段鉆遇的志留系地層為水敏性較強的泥頁巖地層。目前高壓頁巖氣區(qū)塊主要采用油基鉆井液和高性能水基鉆井液鉆進志留系地層，其中油基鉆井液因具有抑制性較強、重復利用率高、井眼穩(wěn)定性和潤滑性好等特點被廣泛應用，但其成本較高且不利于環(huán)保[10-12]。為降低油基鉆井液成本，在目前成熟的油基鉆井液基礎上，可通過選用國產(chǎn)低價優(yōu)質(zhì)處理劑和降低油基鉆井液的油水比(油水比控制在75/25～60/40)等方法，降低油基鉆井液成本，單位體積成本可降低10%以上。

高性能水基鉆井液目前正處于試驗階段，CQH-M1和DRHPW-1水基鉆井液在四川長寧-威遠區(qū)塊取得了一定的進展：威遠區(qū)塊應用CQH-M1高性能水基鉆井液最深鉆至井深5 250.00 m、頁巖地層進尺最長2 238.00 m、井溫最高達130 ℃；長寧區(qū)塊應用DRHPW-1高性能水基鉆井液創(chuàng)造了水平段穿越頁巖地層進尺、鉆井液浸泡時間等多項紀錄。高性能水基鉆井液為解決油基鉆井液成本高、環(huán)保壓力大等難題提供了一種新的技術途徑[13-15]。常壓頁巖氣區(qū)塊可以結(jié)合前期高性能水基鉆井液試驗成果，進一步優(yōu)選環(huán)保型處理劑，使用來源豐富、價格低廉的配伍材料，以滿足常壓頁巖氣開發(fā)的低成本、環(huán)保要求，提高整體開發(fā)效益。

2.4.2 優(yōu)化生產(chǎn)套管固井水泥返高及水泥漿

頁巖氣井固井行業(yè)標準對頁巖氣井固井水泥漿返高的要求為：水泥漿應返至造斜點以上300.00 m，封固上層套管的長度不小于300.00 m，以滿足壓裂要求。因此，可對生產(chǎn)套管水泥漿返高進行優(yōu)化，由原先的返至地面優(yōu)化為返至表層套管鞋以上500.00 m。

針對常壓頁巖氣井易漏失和降低成本的需求，根據(jù)機械發(fā)泡原理，利用氮氣、發(fā)泡劑和充氮發(fā)泡裝置，配制密度1.20～1.50 kg/L的泡沫水泥漿。泡沫水泥漿具有可膨脹和防氣竄的特性，適宜封固龍?zhí)督M和茅口組地層的低壓淺層氣。采用泡沫水泥漿部分替代減輕劑，固井成本可降低9%以上[16-17]。

2.5 提速降本技術措施

1) 優(yōu)選高效鉆頭。武隆區(qū)塊龍?zhí)督M、吳家坪組地層為含粉砂巖、硅質(zhì)條帶及燧石團塊的灰?guī)r地層，PDC鉆頭對其適應性較差。韓家店組和小河壩組地層為灰色泥巖和灰色粉砂質(zhì)泥巖互層，粉砂質(zhì)含量高，研磨性強，采用PDC鉆頭鉆進時機械鉆速低，單只鉆頭進尺短。綜合考慮地層巖性和巖石力學參數(shù)，優(yōu)選鉆頭型號：a)二疊系吳家坪組和茅口組地層可鉆性級值5～6，硬度2 300～2 600 MPa，研磨性指數(shù)30～40，塑性系數(shù)1.05～1.37，要求鉆頭具有較好的抗沖擊性和保徑性能，最好有適用于硬脆性地層的錐球齒。因此，推薦采用PDC鉆頭，用牙輪鉆頭過渡，以獲取較高的機械鉆速，如采用S1665FGA型、KMD1652ADGR型PDC鉆頭和HJT617GL型牙輪鉆頭。b)志留系韓家店組、小河壩組地層可鉆性級值5～8，硬度2 500～3 100 MPa，研磨性指數(shù)40～50，塑性系數(shù)1.04～1.28，要求鉆頭具有較好的耐磨性、抗震性和定向穩(wěn)定性能，且布齒密度較高。推薦采用MDSI616型PDC鉆頭和KPM1633DST型牙輪-PDC混合鉆頭等。

2) 采用國產(chǎn)鉆具。國內(nèi)已出現(xiàn)較為成熟的射流沖擊器[18]、水力振蕩器、定向儀器等鉆具，在滿足鉆井要求的前提下，盡量選擇國產(chǎn)鉆具。如中國石化石油工程技術研究院研制的φ172.0 mm水力振蕩器在焦石壩區(qū)塊的焦頁X-1HF井、焦頁X-2HF井成功應用，相對于常規(guī)導向鉆具組合鉆井周期縮短5 d左右，工具面調(diào)整時間縮短約30%，且成本也相對較低，可替代國外同類鉆具。對類似鉆頭、螺桿等使用數(shù)量較多的鉆具可以與生產(chǎn)廠家合作采用單井大包模式，進一步降低綜合成本。

3) 淺表縫洞型漏失一般采用清水強鉆，若發(fā)生惡性漏失，則采用速凝水泥漿、高固結(jié)堵漏漿、可控凝膠等進行堵漏[19]。滲漏性漏失采用高濃度復合橋接堵漏漿進行靜止堵漏或承壓堵漏，或配套井下旁通閥進行隨鉆堵漏，這樣可在不起鉆的情況下多次進行高濃度、大顆粒堵漏施工。

4) 由于常壓頁巖氣要控制開發(fā)成本，開發(fā)階段更適合采用“井工廠”鉆井模式[20]?！熬S”鉆井模式是一個平臺布井5～6口，采用流水線作業(yè)方式，通過交叉作業(yè)，縮短輔助工作時間，提高鉆井效率，降低鉆井成本。針對武隆區(qū)塊常壓頁巖氣水平井所采用的二開井身結(jié)構(gòu)，根據(jù)相同井段鉆井方式和鉆井液一致的原則，可將施工工序分為導管與表層段作業(yè)、二開井段作業(yè)和完井作業(yè)3步。同時，可根據(jù)平臺第一口井導管段和一開鉆進過程中的氣、水顯示及井漏情況，對鄰井各開次的套管下深與作業(yè)內(nèi)容進一步優(yōu)化，以實現(xiàn)提速和降低鉆井成本的目的。采用“井工廠”鉆井模式還可以實現(xiàn)各開次鉆井液的重復利用，進一步降低鉆井成本。

5) 優(yōu)化測錄井項目。預探井和開發(fā)井的測錄井項目不同，應進行優(yōu)化組合，以降低測錄井費用。錄井方面，預探井從取全資料的目的出發(fā)，進行全井段綜合錄井獲取主要地質(zhì)參數(shù)；開發(fā)井從二開井段只進行氣測錄井，以卡層、優(yōu)化靶窗為主。測井方面，一開、二開裸眼進行標準測井，各開次固井后進行固井質(zhì)量測井，開發(fā)井只對一開和二開進行固井質(zhì)量測井。同時，同一平臺的開發(fā)井原則上只錄取一口井的資料，其他井不再重復錄取；錄井能夠取得的資料，不進行測井。通過優(yōu)化測錄井項目，測錄井費用預計可降低40%以上。

6) 細化管理。強化生產(chǎn)組織協(xié)調(diào)，發(fā)揮技術區(qū)域一體化管理優(yōu)勢，組織專家團隊全程跟進提速提效工作，及時解決鉆井過程中出現(xiàn)的難題，提供全方位技術支撐。另外，可統(tǒng)一采用電網(wǎng)供電、鋪設供水管道，這樣既可以滿足鉆井施工，還可以供后續(xù)的壓裂、采氣等使用。

3 結(jié)論與建議

1) 四川盆地外緣武隆常壓頁巖氣區(qū)塊雖然與盆地內(nèi)的涪陵、長寧-威遠等高壓頁巖氣區(qū)塊鉆遇地層層系基本一致，但受地層壓力系數(shù)及含氣性質(zhì)的影響，所應用的鉆井技術存在一定的差異，對低成本鉆井的要求更高。

2) 針對四川盆地外緣常壓頁巖氣區(qū)塊地質(zhì)特征及鉆井特點，將三開井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為二開井身結(jié)構(gòu)，采用“雙二維”模型設計井眼軌道、利用旋轉(zhuǎn)導向技術控制二開井眼軌跡，以及使用低油水比油基鉆井液和優(yōu)化生產(chǎn)套管水泥漿返高等降低鉆井成本的技術措施和方案。

3) 頁巖氣鉆井投資大、風險高，采取降低鉆井成本的技術措施時應首先保證鉆井安全和井身質(zhì)量，建議在武隆區(qū)塊進行低成本鉆井技術現(xiàn)場試驗，驗證低成本鉆井技術的可行性。