王彥祺， 龍志平

(中石化華東油氣分公司工程院，江蘇 南京 210031)

0 引言

常壓頁巖氣通常指地層壓力系數(shù)在0.8～1.2的頁巖氣藏，具有壓力系數(shù)低、埋深適中、單井產(chǎn)量中低的特點。武隆向斜位于川東南利川-武隆復(fù)向斜南部，埋深2000～3500 m，地層壓力系數(shù)1.05～1.1，屬常壓頁巖氣[1]。前期部署的隆頁1HF井初期產(chǎn)量6萬m3/d，穩(wěn)產(chǎn)后產(chǎn)量3萬m3/d，表明武隆地區(qū)常壓頁巖氣資源豐富，具有良好的勘探潛能，但相對于本井的投入開發(fā)效益較差。為實現(xiàn)武隆地區(qū)常壓頁巖氣的效益開發(fā)，中國石化華東油氣分公司開展了常壓頁巖氣低成本鉆井技術(shù)研究，并部署了攻關(guān)試驗井隆頁2HF井，經(jīng)現(xiàn)場實踐取得了較好的提速降本效果。

1 鉆井成本高的原因分析

通過對已鉆井實鉆資料分析，武隆地區(qū)鉆井成本高主要表現(xiàn)在以下幾個方面。

1.1 井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜

經(jīng)過多年實踐，渝東南地區(qū)頁巖氣井形成了比較統(tǒng)一的井身結(jié)構(gòu)模式，即“導(dǎo)管+三開”模式[2-3]。由于井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜，造成了套管層次多、井眼尺寸大、鉆井效率低、鉆井周期長。

1.2 井下情況復(fù)雜

上部井段在三疊系的嘉陵江組、二疊系的吳家坪組、志留系的龍馬溪組都存在不同程度的漏失。嘉陵江組、吳家坪組的溶洞性漏失堵漏時間長，造成鉆井周期增加，龍馬溪組漏失除增加堵漏時間外，油基鉆井液的漏失也造成了鉆井成本的增加。

1.3 機械鉆速低

除井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜、井眼尺寸大之外，鉆頭選型、直井段防斜打直、水平段井眼軌跡控制等也是造成機械鉆速低的主要原因。

1.4 測錄井要求高

錄井間距過密、取心井段過長、測井項目過多，這些成本的增加對于高壓頁巖氣井的投入成本而言占比較小，但對于常壓頁巖氣來說，成本增加的壓力相對較大。

1.5 固井要求高

在固井方面對氣井的要求是水泥漿返至地面，主要是防止生產(chǎn)過程中高壓氣體產(chǎn)生氣串。對常壓頁巖氣來說這方面的風險較小，水泥漿返至地面除了會造成成本增加外，還存在因水泥漿壓力高增加固井過程中漏失的風險。

2 低成本鉆井技術(shù)研究

針對上述問題，結(jié)合武隆區(qū)塊的實際情況，對該區(qū)塊下步鉆井技術(shù)方案在井身結(jié)構(gòu)、軌跡控制、鉆井液、固井工藝、提速提效等方面進行了優(yōu)化研究。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

(1)必封點分析。隆頁1HF井在嘉陵江組漏失2次，一次位于8.24～9 m，漏失10 m3，另一次位于31～98 m，失返性漏失清水2700 m3，需采用套管封固；在吳家坪組漏失鉆井液300 m3，清水200 m3，茅口組、長興組等層系鉆遇氣測異常顯示，需采用套管封固。

(2)井壁穩(wěn)定性分析。鄰區(qū)塊的彭頁1HF井在鉆導(dǎo)眼井過程中，由于側(cè)鉆水平井實施較晚，導(dǎo)眼井裸眼在水基鉆井液中浸泡約4個月，未發(fā)生井壁垮塌現(xiàn)象[4-5]。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。

綜合上述分析，武隆地區(qū)具有將井身結(jié)構(gòu)由三開制優(yōu)化為二開制的條件。首先采用導(dǎo)管將上部淺表溶洞等漏失層封隔，建立井口；一開進入棲霞組下入表層套管，封隔三疊系、二疊系上部易漏失地層及氣測異常層；二開鉆至完鉆井深，下入生產(chǎn)套管進行完井作業(yè)。

2.2 井眼軌跡控制優(yōu)化

2.2.1 直井段井眼軌跡控制

武隆區(qū)塊地層傾角較大，地層造斜能力較強，按相關(guān)標準控制井斜角，造成了糾斜時間長、機械鉆速低、井眼軌跡差?？赏ㄟ^適當放寬對井斜角的限制、有利于降本增效、提高軌跡質(zhì)量。

2.2.2 斜井段井眼軌跡控制

目前頁巖氣水平井目的層井眼軌跡控制常用的導(dǎo)向方式主要有3種，分別是常規(guī)LWD、近鉆頭測量系統(tǒng)以及旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向。3種導(dǎo)向工具在以下幾方面存在差異。

(1)控制效果：常規(guī)LWD測量零長較長，在16～20 m之間；近鉆頭測量系統(tǒng)最近測量點僅為1.1 m左右；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具最近測量零長為2.0～3.5 m。近鉆頭和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具在軌跡預(yù)測及控制上相對于常規(guī)LWD更具優(yōu)勢，可減小井眼軌跡調(diào)整頻次，提高鉆井效率。

(2)控制方式：常規(guī)LWD和近鉆頭導(dǎo)向工具在定向時采用定工具面滑動鉆進，而旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具定向時采用的是全旋轉(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(dǎo)向工具不僅可以提高定向鉆進效率，縮短定向時間，還可提高對井眼的凈化效果，降低摩阻和扭矩，提高井眼質(zhì)量和實現(xiàn)安全鉆井[6]。

(3)綜合成本：以相鄰區(qū)塊——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)，對3種導(dǎo)向方式進行綜合成本分析。武隆區(qū)塊頁巖氣水平井二開井段段長一般在2200 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/天為例，綜合成本見表1。

表1 3種導(dǎo)向方式對比分析

從表1可以看出，單從儀器的服務(wù)成本上看，近鉆頭和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具要高于常規(guī)LWD，但是從平橋的實鉆情況來看，由于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向提速效果好，二開鉆井周期要遠低于常規(guī)LWD和近鉆頭，鉆井綜合成本旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向與常規(guī)LWD基本持平，近鉆頭導(dǎo)向鉆井綜合成本最高。

綜合上述3個方面因素的分析，在保證頁巖氣水平井鉆遇率高、井眼光滑以及周期短等指標情況下，二開推薦采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具進行軌跡控制。

2.3 鉆頭優(yōu)選

二疊系吳家坪組和茅口組過程中，地層為含粉砂巖、硅質(zhì)條帶及燧石團塊灰?guī)r地層，鉆頭選型難度大。志留系韓家店組和小河壩組地層粉砂質(zhì)含量高，研磨性強，PDC鉆頭機械鉆速低。針對該2套地層，需進行鉆頭選型優(yōu)化。

(1)吳家坪組、茅口組鉆頭選型。建議PDC鉆頭結(jié)構(gòu)特征為：五刀翼、中密度布齒、大后傾角(漸變)、減震托(齒)、復(fù)合保徑。切削齒要求：外錐段主切削齒采用抗研磨齒，整體可混布。鉆具組合：縱向“減震”、鉆壓穩(wěn)定加載。本階段地層以PDC鉆頭為主，采用牙輪鉆頭過渡，可獲取較高的機械鉆速。推薦鉆頭：KMD1652ADGR、S1665FGA、HJT617GL等。

(2)韓家店組、小河壩組鉆頭選型。本段地層需要兼顧定向需求，PDC鉆頭選型以提高鉆頭的穩(wěn)定性和抗沖擊性為主。PDC鉆頭結(jié)構(gòu)特征：六刀翼16 mm(副切)+六刀翼13 mm(單排+減震)的PDC序列。鉆具組合：減少扭矩波動或防粘滑。推薦鉆頭型號：KMD1652ADGR、MDSi616L等。

2.4 漏失層位對策

針對淺表縫洞型漏失一般采用清水強鉆，若發(fā)生惡性漏失，可采用速凝水泥漿、高固結(jié)堵漏漿、可控凝膠等堵漏工藝。針對滲漏型漏失采用高濃度復(fù)合橋接堵漏漿，靜止堵漏或承壓堵漏，配套井下旁通閥隨鉆堵漏，在不起鉆情況下，可多次進行高濃度、大顆粒堵漏施工[7]。

2.5 測錄井項目優(yōu)化

對預(yù)探井和開發(fā)井采取不同的測錄井項目，優(yōu)化組合，降低費用。在錄井項目上，預(yù)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、靶窗優(yōu)化為主。在完井測井方面，一開、二開裸眼進行標準測井及各開次的固井質(zhì)量測井，開發(fā)井只對一開和二開進行固井質(zhì)量測井。

2.6 固井工藝優(yōu)化

根據(jù)最新頒布的頁巖氣井固井行業(yè)標準，對頁巖氣固井水泥漿返高要求為：水泥漿應(yīng)返至造斜點以上300 m，并封固上層套管不少于300 m，滿足壓裂要求[8-9]。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)化為返至表套鞋以上1000 m。

3 現(xiàn)場實踐與效果分析

攻關(guān)試驗井隆頁2HF井由導(dǎo)眼井與側(cè)鉆水平井組成，導(dǎo)眼井井深為2548 m，平均機械鉆速6.99 m/h，較鄰井提高49.68%，鉆完井周期40.42 d，較鄰井縮短25.28%；側(cè)鉆水平井井深為4613 m，平均機械鉆速8.14 m/h，較鄰井提高105.04%，鉆完井周期為38.70 d，相比鄰井縮短34.15%。采用的提速降本措施主要如下。

3.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

隆頁2HF井優(yōu)化采用“導(dǎo)管+二開”井身結(jié)構(gòu)，實際鉆井過程中一開采用“?406.4 mm+?311.2 mm”復(fù)合井眼，以防止嘉陵江組發(fā)生惡性漏失，預(yù)留下入?339.7 mm套管方案，如圖1所示。

圖1隆頁2HF井與隆頁1HF井井身結(jié)構(gòu)對比

較以往采用的“導(dǎo)管+三開”井身結(jié)構(gòu)，導(dǎo)管井眼尺寸由?660.4 mm縮小為?609.6 mm；表套由?339.7 mm縮小為?244.5 mm；側(cè)鉆井段尺寸由?311.2 mm縮小為?215.9 mm；?406.4 mm井眼、?311.2 mm井眼進尺減少。

3.2 鉆頭及工具優(yōu)選

導(dǎo)眼井二開優(yōu)選國產(chǎn)五刀翼PDC鉆頭KMD1652ADGR型與等壁厚螺桿配合使用，單只鉆頭進尺達到1065 m，相繼鉆穿棲霞組、梁山組、韓家店組、小河壩組、龍馬溪組等層位，平均機械鉆速11.62 m/h，其中鉆進龍馬溪組的機械鉆速相比隆頁1導(dǎo)眼井提高262.22%。

側(cè)鉆水平井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具進行定向施工，大幅度降低摩阻扭矩且提高機械鉆速。二開機械鉆速為10.17 m/h，相比隆頁1HF井三開(7.04 m/h)提高44.5%，且目的層鉆遇率達到100%。

3.3 防漏堵漏措施

鉆進過程中使用近平衡鉆進，導(dǎo)眼井實鉆鉆井液密度控制在1.02～1.30 g/cm3，水平井實鉆鉆井液密度控制在1.31～1.35 g/cm3，始終控制在鄰井發(fā)生漏失鉆井液密度以內(nèi)。同時在鉆井液中添加隨鉆堵漏材料，全井段未發(fā)生惡性漏失與井壁失穩(wěn)復(fù)雜的情況，為快速鉆進提供了安全的井下環(huán)境。

3.4 測井項目優(yōu)化

隆頁2HF井在測井項目上相比隆頁1井進行了優(yōu)化，取消了VSP測井等項目，節(jié)約了完井時間，降低了費用。隆頁2HF井導(dǎo)眼井完井時間相比鄰井縮短了45%。

3.5 固井措施優(yōu)化

生產(chǎn)套管水泥返高優(yōu)化至距地面1000 m，固井質(zhì)量優(yōu)良，滿足后期壓裂要求。

4 認識與建議

(1)常壓頁巖氣鉆井提速降本是集鉆井、鉆井液、固井、測井、錄井以及管理于一體的系統(tǒng)工程，周密的整體設(shè)計是實現(xiàn)低成本鉆井的關(guān)鍵，只有將工程技術(shù)與科學管理有效地結(jié)合起來才能真正達到降低成本、提高效益的目的。

(2)“導(dǎo)管+二開”制井身結(jié)構(gòu)能夠滿足武隆地區(qū)常壓頁巖氣安全鉆進的需求，為今后該地區(qū)實現(xiàn)效益開發(fā)起到了很好的借鑒作用。

(3)建議開發(fā)階段引入“井工廠”鉆井模式，一個平臺部署多口井，采用流水線作業(yè)模式，可進一步提高施工效率，降低施工成本。