江 波 嚴焱誠

中國石化西南油氣分公司石油工程技術研究院

0 引言

隨著頁巖氣技術的不斷發(fā)展，國內(nèi)頁巖氣水平井數(shù)量大幅增加，目前在四川長寧、威遠、榮縣和重慶涪陵、永川等區(qū)域正開展以海相龍馬溪組頁巖氣為目的的大規(guī)模鉆探[1-2]。川東南赤水探區(qū)地層發(fā)育齊全，其中優(yōu)質(zhì)頁巖以深水陸棚亞相為主，探區(qū)與長寧同處含鈣質(zhì)硅質(zhì)深水陸棚，頁巖氣開采極具潛力。林頁1HF井是中石化西南油氣分公司部署在川東南林灘場構(gòu)造上的首口頁巖氣水平井，以鉆探志留系龍馬溪組頁巖氣藏為目的，鉆井過程中克服了易漏、易斜、頁巖地層易掉塊、軌跡控制難度大等難點，完鉆井深5 055 m。本文在介紹林灘場構(gòu)造地質(zhì)工程特征基礎上，深入分析了林頁1HF井中各項鉆井關鍵技術的運用和效果，積累了在林灘場構(gòu)造鉆頁巖氣水平井的經(jīng)驗，同時，對該區(qū)域后續(xù)水平井鉆井施工具有借鑒意義。

1 地質(zhì)概況及鉆井技術難點分析

1.1 地層特征

林灘場構(gòu)造為長軸呈北東—南西向展布的背斜構(gòu)造，長軸32.48 km，短軸7.42 km，地層傾角普遍在20°以上，構(gòu)造內(nèi)發(fā)育有4個斷層。林頁1HF井位于林灘場構(gòu)造東北翼部，地層層序自上而下依次為侏羅系下統(tǒng)自流井組，三疊系上統(tǒng)須家河組，中統(tǒng)雷口坡組，下統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關組；二疊系上統(tǒng)長興組、龍?zhí)督M，中統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組；志留系下統(tǒng)韓家店組、石牛欄組、龍馬溪組；奧陶系上統(tǒng)五峰組、澗草溝組、寶塔組。頁巖氣主力儲層為龍馬溪組，巖性以黑、灰黑色筆石頁巖、泥巖及粉砂質(zhì)泥巖為主，中上部夾少量泥質(zhì)粉砂巖薄層或條帶，頂部含少量串珠狀泥灰?guī)r透鏡體，與下伏地層呈整合接觸，地層壓力梯度1.30 MPa/100 m。

1.2 鉆井技術難點分析

結(jié)合林頁1HF地質(zhì)特點和鄰井實鉆資料，分析該井主要存在以下鉆井技術難點。

1）林頁1HF井地面海拔1 181.64 m，海拔較高，井口位于山坡上，鄰井隆盛2井和林1井分別在沙溪廟組井深30 m和茅口組井深14.2 m發(fā)生井漏，該井淺部地層發(fā)生漏失可能性大，安全鉆進風險較高。

2）陸相須家河地層預計厚約300 m，巖性主要以細砂巖、粉砂巖夾深灰色泥巖為主，砂巖石英含量在80%以上，膠結(jié)致密，研磨性強，可鉆性差，鉆頭使用壽命短，合理選型難度大。

3）受構(gòu)造影響，預測雷口坡組、飛仙關組和龍?zhí)督M地層傾角分別為23°、22°和23°，龍馬溪組地層傾角達到32°，地層傾角大，地層自然造斜能力強，直井段防斜打直難度大。

4）受鉆井液浸泡影響，龍馬溪組泥頁巖水化后易產(chǎn)生掉塊，地質(zhì)K靶點與A靶點之間地震剖面顯示可能有斷層，設計直導眼井中龍馬溪組有機質(zhì)頁巖段連續(xù)取心80 m，連續(xù)取心與側(cè)鉆水平段發(fā)生阻卡、井漏風險高。

5）區(qū)域完鉆井少，可供借鑒與對比分析資料少，同時，受地層傾角變化和斷層的影響，不利于認清地層具體空間展布，對斜井段準確中靶和水平段控制井眼軌跡在優(yōu)質(zhì)儲層中穿行難度大。

2 鉆井關鍵技術

2.1 井身結(jié)構(gòu)及井眼軌道設計技術

2.1.1 井身結(jié)構(gòu)設計優(yōu)化技術

林頁1HF井為區(qū)域探井，不可預見地質(zhì)因素多，確定井身結(jié)構(gòu)時充分考慮地層易漏、井壁失穩(wěn)、高壓油氣水層等情況，在確保能順利獲取地質(zhì)資料和完井的前提下[2]，設計三開制井身結(jié)構(gòu)，采取先鉆直導眼井獲取工程地質(zhì)資料，再側(cè)鉆水平井對龍馬溪組儲層進一步評價。直導眼井：導管，?660.4 mm鉆頭×62 m，?508.0 mm套管×58 m，封地表水層；一開，?406.4 mm鉆頭×1 002 m，?339.7 mm套管×1 000 m，封陸相與嘉陵江組三段以淺地層，不揭開嘉陵江組高壓或顯示層；二開，先用?311.2 mm鉆頭鉆至2 632 m，再用?215.9mm鉆頭鉆至3 150 m，測井解釋綜合評價后，下?244.5 mm套管至2 630 m，封石牛欄組以上地層，為側(cè)鉆水平段創(chuàng)造條件；側(cè)鉆水平井段：三開，先在2 550～3 000 m井段打懸空水泥塞，然后用?215.9 mm鉆頭掃水泥塞至側(cè)鉆點造斜，并側(cè)鉆水平段至井深5 046 m，下入?139.7 mm與?145.6 mm復合套管，下深5 044 m。

2.1.2 井眼軌道設計

林頁1HF井A、B靶點的設計垂深分別為3 084 m和3 280 m，A靶點靶前距離659.99 m?？紤]到該井是區(qū)域第一口探井，地層傾角變化大，地層縱向及橫向展布存在較大不確定性，為順利著陸中靶，在A靶點之前設置一控制點K靶點，垂深為3 050 m，通過先中K靶點獲得地質(zhì)工程信息，優(yōu)化待鉆軌道，再中A、B靶點。根據(jù)直導眼井實鉆石牛欄組巖性以灰色灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r為主，井壁較穩(wěn)定，對比在石牛欄組選擇不同造斜點與不同造斜率的幾種軌道設計，側(cè)鉆點選擇在井深2 665 m。采用“增—穩(wěn)—增—平”四段制剖面，兩增斜段全角變化率均設計為16°/100 m，設計水平段長1 512.931 0 m，最大井斜角83.17°（表1）。

表1 林頁1HF井井眼軌道設計

2.2 表層清水強鉆技術

受構(gòu)造影響，赤水林灘場構(gòu)造區(qū)域地表屬于中山、峽谷地貌，地勢東高西低，地面海拔較高，區(qū)域淺層裂縫、溶洞較為發(fā)育。林頁1HF井一開鉆進共發(fā)生5次井漏，均發(fā)生在嘉陵江組四段上部地層，巖性主要為深灰色白云巖與灰白色膏巖。其中前4次采用堵漏漿均能堵住，第5次鉆至井深658.19 m放空9 m，泵入堵漏漿103.2 m3仍不見液面，判斷鉆遇溶洞，另外西門1井、林1井等鄰井資料顯示嘉陵江組三段以淺地層不含氣層，鑒于以上情況，轉(zhuǎn)入“清水強鉆”剩余井段[1]。清水強鉆主要采取簡化鉆具組合，增大鉆頭水眼，優(yōu)化鉆井參數(shù)，鉆壓70～100 kN，轉(zhuǎn)速70 r/min，排量50～52 L/s，強鉆一段泵入濃度12%的高坂含鉆井液攜砂等措施。清水強鉆井段658.19～760.00 m，共用清水14 265.78 m3。

針對清水強鉆過程中巖屑無法返達地面，自制特殊撈砂筒獲取巖屑，根據(jù)地層巖性和鉆速、泵壓等變化，綜合判斷已進入嘉陵江組四段底部穩(wěn)定性地層，已達到能下套管封嘉陵江組三段以淺漏失層和能為下開次施工提供井控能力等條件。為確保套管順利下入和固井質(zhì)量，采取“穿鞋帶帽”方法固井。下套管前用密度1.30 g/cm3高坂含鉆井液清潔井眼，井內(nèi)鉆具起下無阻掛后，?339.7 mm套管一次性順利下至758.11 m。固井中先按整個環(huán)空容積量注入水泥漿，地面未見返出，完成穿鞋，接著從套管頭側(cè)閘門處注入水泥漿完成帶帽，固井質(zhì)量0～95.00 m和665.00～685.00 m為優(yōu)良，全井筒試壓10 MPa合格。

2.3 鉆頭優(yōu)選技術

須家河組共計6小層段，巖性以高含石英砂巖為主，地層研磨性強，須家河組二段、四段石英含量相較其余小層段更高。通過調(diào)研川西等地區(qū)在須家河組強研磨性地層鉆頭運用情況[3]，林頁1HF井須家河組六段、五段、三段和一段優(yōu)選6刀翼、16 mm復合齒、抗研磨性和保徑能力強的ES1626E型PDC鉆頭；須家河組四段和二段選用HJT537GK鑲齒牙輪鉆頭，該鉆頭采用獨特金屬密封和高強度、高韌性硬質(zhì)合金齒，具有高耐磨性和優(yōu)異的切削能力。

2.4 防斜打直技術

目前,在高陡地層利用鉆柱動力學特征如鐘擺鉆具組合、滿眼防斜鉆具等防斜打直時，常吊打鉆進，機械鉆速慢，井斜控制常達不到預期效果。反饋式井斜控制技術，能根據(jù)測量值在不起鉆換用其他防斜工具的情況下，可實時通過改變井下工具鉆井方式實現(xiàn)對井斜的人工或者自動糾斜，包括POWER V等自動垂直鉆井系統(tǒng)及單彎或雙彎螺桿井下動力鉆具+MWD隨鉆測量設備構(gòu)成的導向鉆具組合防斜打快技術[4-5]。

針對林頁1HF井地層傾角普遍高于22°，地層易自然增斜，以及綜合考慮工具防斜打直能力和井漏等因素，林頁1HF井防斜打直方案為：上部一開?406.4 mm井眼自流井組至嘉陵江組四段，優(yōu)配外徑244.5 mm、彎度1.25°的單彎螺桿和228.6 mm、203.2 mm兩種鉆鋌，組成由?406.4 mmPDC鉆頭+?244 mm×1.25°單彎螺桿+?228.6 mm無磁鉆鋌+?228.6 mmMWD短節(jié)+?228.6 mm鉆鋌+?203.2 mm鉆鋌+旁通閥+?139.7 mm鉆桿的導向鉆具組合；中部二開?311.2 mm井眼嘉陵江組三段至龍?zhí)督M以釋放鉆壓，提高鉆井效率為主，主要采用?311.2 mmPDC鉆頭+POWER V垂鉆工具+?308 mm扶正器+?241.3 mmMWD+?228.6 mm鉆鋌+?203.2 mm鉆鋌+旁通閥+?139.7 mm鉆桿構(gòu)成的垂直鉆井組合；下部井段主要采用?311.2 mmPDC鉆頭+1.25°單彎螺桿+MWD等構(gòu)成的導向鉆具組合；若鉆遇井漏等復雜情況應簡化鉆具組合。

2.5 連續(xù)取心技術

龍馬溪組巖性以頁巖為主，地層傾角高達32°，為確保水基鉆井液中順利取心和提高取心效率，設計先用單取心筒試取一趟心，在了解巖心呈柱性、工具與地層配伍性的基礎上，剩余取心段優(yōu)化采用PDC取心鉆頭配合川7-5雙筒連續(xù)取心[6]。設計取心鉆具組合：?215.9 mm RC476取心鉆頭+?172 mm川7-5型雙取心筒+浮閥+?177.8 mm鉆鋌+?127 mm加重鉆桿+柔性短節(jié)+隨鉆震擊器+?127 mm加重鉆桿+旁通閥+?139.7 mm鉆桿。取心主要措施：①重視樹心，低鉆壓5～10 kN，慢轉(zhuǎn)速40～50 r/min，排量21 L/s，樹心進尺0.3～0.5 m為宜，確保巖心頭順利進入巖心筒；②重視割心，割心前0.3～0.5 m增加20 kN鉆壓繼續(xù)取心鉆進至割心井深，利于下部形成粗心，然后剎住剎把磨心15～20 min割心，有利于預防掉心和阻卡等；③取心時，由司鉆級別以上人員操控剎把，做到送鉆均勻，避免頓鉆和中途停頓，正常取心鉆壓40～50 kN，轉(zhuǎn)速60 r/min，排量23 L/s，每隔3 min中記錄一次鉆壓、轉(zhuǎn)速、排量、扭矩、泵壓等參數(shù)變化，并繪制曲線圖綜合判斷井筒情況；④每連續(xù)取心30 m或井下阻卡等用牙輪鉆頭通井修整井壁。

2.6 軌跡控制技術

2.6.1 側(cè)鉆段

直導眼井中2 550～3 000 m井段打懸空水泥塞，侯凝后下鉆探、掃塞至套管鞋位置，轉(zhuǎn)換油基鉆井液，繼續(xù)掃塞至側(cè)鉆造斜點2 660 m（實鉆側(cè)鉆點）。設計優(yōu)選“?215.9 mm牙輪鉆頭+?172 mm直螺桿+2.25°彎接頭”滑動側(cè)鉆鉆具組合，鉆壓10～30 kN，排量29 L/s，控制鉆時為150～300 min/m，滑動側(cè)鉆15～25 m。每側(cè)鉆1 m撈取一次巖樣，通過元素錄井分析出不同井深獲取的巖樣中水泥石增減變化[7]，判斷是否已側(cè)鉆出新井眼。林頁1HF井側(cè)鉆中隨井深增加返出巖屑含量相應增加，側(cè)鉆至井深2 675.94 m，元素錄井分析巖屑占比高達95%，側(cè)鉆成功。

2.6.2 造斜段和水平段

為降低地層傾角變化和斷層位置不確定性對軌跡控制的影響，確保順利中A靶點和水平段軌跡盡可能在目標頁巖層段中穿行，通過造斜段先中K靶點過程中掌握的地質(zhì)工程等信息，細化地質(zhì)資料，觀察巖性的變化趨勢是否符合預判，對地層傾角進行反演推算，優(yōu)化A、B靶點軌跡和優(yōu)配造斜能力合宜的工具，利于軌跡控制和減少起下鉆次數(shù)。井斜45°前采用1.5°單彎螺桿結(jié)合MWD造斜，井斜45°至A靶點和水平井段采用地質(zhì)旋轉(zhuǎn)導向LWD技術。建立造斜段著陸與水平段導向兩大模型[8]，通過實時獲取近鉆頭附近的地層巖性信息和井眼數(shù)據(jù)等，不斷優(yōu)化模型，實時為待鉆井眼軌跡的優(yōu)化和控制提供指導。針對著陸垂深的不確定性，把控好井下鉆具的造斜能力，從A靶點處對應的上靶框入靶，入靶角控制在比設計最大井斜角小2°～3°為宜。設計地質(zhì)旋轉(zhuǎn)導向LWD鉆具組合：?215.9 mm鉆頭+旋轉(zhuǎn)導向LWD（帶方位伽馬）+?127 mm無磁承壓鉆桿+?127 mm鉆桿+旁通閥+?127 mm加重鉆桿+?159 mm震擊器+?127 mm加重鉆桿+?139.7 mm，鉆井參數(shù)：鉆壓70～100 kN，轉(zhuǎn)速90～100 r/min，排量30 L/s。

2.7 強封堵油基鉆井液技術

直導眼井在目的層獲取到的巖心顯示龍馬溪組地層層理和裂縫發(fā)育，大斜度井段、水平段泥頁巖在水基鉆井液中易水化膨脹，井壁穩(wěn)定差，為實現(xiàn)造斜段、水平段安全鉆進，選用具有抑制、封堵、抗污染能力強、潤滑性好等特點的油基鉆井。配方：80%～90%柴油+25%～35%氯化鈣鹽水+2%～3%有機土+2%～3%石灰+1%～3%主乳化劑+1%～3%輔乳化劑+1%～2%潤濕劑+0.2%增粘劑+3%降濾失劑+3%封堵劑+重晶石，密度1.58 g/cm3，黏度88 s，高溫高壓濾失量2.4 mL。強化油基鉆井液密度、失水控制，增強對井壁封堵與穩(wěn)定。鉆進中，堿度控制在1.0～2.5之間，每天應根據(jù)檢測堿度情況添加石灰；若發(fā)現(xiàn)破乳電壓指標呈下降趨勢或濾液中含有水相，需及時加大對乳化劑的補充；若出現(xiàn)濾失量呈增大趨勢，需及時補加降濾失劑；若出現(xiàn)攜帶巖屑困難或巖屑黏糊振動篩現(xiàn)象，可適當補充乳化劑、潤濕劑和有機土，提高鉆井液的乳化穩(wěn)定性和攜巖能力，并可加強短程起下鉆，用稠漿洗井等，保持井眼清潔與通暢[9]。

3 應用效果

通過合理設計井身結(jié)構(gòu)和綜合應用清水強鉆、防斜打直、連續(xù)取心、軌跡控制、強封堵油基鉆井液等關鍵技術，克服了林頁1HF井施工中溶洞性井漏、地層可鉆性差、易井斜、頁巖穩(wěn)定性差、水平段長、軌跡控制等技術難點，順利鉆至井深5 055 m完鉆。

一開表層清水強鉆穿越溶洞性漏失井段，并鉆至穩(wěn)定地層，穿鞋帶帽固井，為后續(xù)井段鉆進提供了條件。實鉆須家河組四段和二段共長146 m，使用3只HJT537GK牙輪鉆頭鉆進136.75 m，平均機械鉆速1.27 m/h，出井鉆頭軸承均完好，齒有少量蹦斷；剩余須家河組井段使用3只ES1626E型PDC鉆頭鉆進，進尺201.04 m，平均機械鉆速2.81 m/h；PDC鉆頭在須家河組四段和二段鉆進，僅取得9.25 m進尺，出井檢查鉆頭復合片被磨光，不適應在以上兩段中鉆進。

單彎螺桿+MWD導向防斜打直鉆具組合一開鉆遇漏失層后簡化為塔式鉆具組合，最大井斜角1.78°，二開進尺1 052.6 m，最大井斜角4.5°，符合設計規(guī)定實鉆井斜角不超5°的要求；二開垂直鉆井組合進尺920.40 m，平均鉆速8.98 m/h，運用段井斜角小于0.84°；通過運用防斜打直技術控制井斜，直導眼井底水平位移59.03 m，滿足設計直導眼井底水平位移小于80 m的要求（圖1）。

圖1 直導眼井水平位移圖

雙取心筒連續(xù)取心，實際取心進尺74 m，巖心總長度70.4 m，平均取心收獲率95.14%，高于設計取心率不低于90%的要求。實鉆水平段長1 524.19 m，準確中K靶點后（圖2），利用地質(zhì)導向LWD實鉆信息，優(yōu)化A、B靶點，兩靶點垂深均下移約15 m，實現(xiàn)了軌跡在水平段優(yōu)質(zhì)頁巖層中穿行。油基鉆井液乳化性能穩(wěn)定，抑制性、封堵性強，具有良好的井壁穩(wěn)定能力和潤滑性能，極少出現(xiàn)掉塊，起下鉆順暢，摩阻基本控制在200 kN以下，油層套管一次下到位。

圖2 設計軌道與實鉆軌道對比圖

4 結(jié)論

1）林頁1HF井通過綜合應用清水強鉆、防斜打直、連續(xù)取心、地質(zhì)旋轉(zhuǎn)導向LWD、合理優(yōu)選鉆頭、強化油基鉆井液性能等關鍵技術，實現(xiàn)了順利完鉆，為林灘場構(gòu)造同類井鉆井施工積累了經(jīng)驗。

2）清水強鉆技術應對林灘場構(gòu)造淺部井段溶洞性漏失效果明顯，清水強鉆中自制撈砂筒獲取巖屑判斷地層層位和穿鞋帶帽固井技術的配套使用，為下開次安全鉆井提供了條件。

3）高效的油基鉆井液性能控制技術和井眼軌跡優(yōu)化控制技術，確保了林頁1HF井井壁穩(wěn)定和井眼通暢，實現(xiàn)了順利中靶和軌跡光滑，井眼摩阻小，為套管一次性下入提供了保障。

4）垂直鉆井工具在林灘構(gòu)造大傾角地層運用，實現(xiàn)了防斜打直和快速鉆進，建議增加垂直鉆井工具在雷口坡組四段以下不漏失地層運用井段。

5）須家河組地層研磨性強、可鉆性差，為提高機械鉆速，降本增效，建議進一步針對性開展個性化鉆頭設計研究。