袁明進(jìn)，童勝寶，丁錦鶴，何能舉

（中國石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇 南京 210031）

1 地質(zhì)特點(diǎn)及鉆井技術(shù)難點(diǎn)

渝東南彭水區(qū)塊構(gòu)造位于四川盆地東南緣，彭頁1井為該區(qū)塊的第一口頁巖氣參數(shù)井。該井自上而下鉆遇的地層依次為第四系，三疊系大冶組，二疊系長興組、吳家坪組、茅口組、棲霞組、梁山組，志留系韓家店組、小河壩組、龍馬溪組，奧陶系五峰組、臨湘組、寶塔組，龍馬溪組為主要目的層位。

通過彭頁1井的鉆探，在龍馬溪組獲得良好的氣顯示。按照“直井取參數(shù)，水平井求產(chǎn)能”的部署思路，優(yōu)選了彭頁1井優(yōu)質(zhì)頁巖段作為水平井靶窗，側(cè)鉆施工了彭頁HF-1井。通過彭頁1井以及彭頁HF-1井的鉆探，總結(jié)出該區(qū)塊存在以下鉆井技術(shù)難點(diǎn)。

1.1 地層可鉆性差，機(jī)械鉆速低

根據(jù)彭頁1井的鉆井及測井資料以及相關(guān)的室內(nèi)實(shí)驗研究，繪制了該區(qū)塊地層的可鉆性曲線，總體來說彭水區(qū)塊巖石可鉆性級值呈現(xiàn)上、下部高，中間低的特點(diǎn)。其中上部的長興組、茅口組地層由于富含燧石團(tuán)塊，是導(dǎo)致上部地層級值高、可鉆性較差的根本原因。龍馬溪組巖石屬于中高硬度、輕脆性巖石，可鉆性級值較高，達(dá)到7。

彭頁1井一開?444.5 mm×86.16m，平均機(jī)械鉆速0.9m/h；二開?311.1 mm×893.78m，平均機(jī)械鉆速2.03m/h；三開?215.9 mm×2 208m，平均機(jī)械鉆速3.46m/h，全井平均機(jī)械鉆速僅2.62m/h。

1.2 灰?guī)r縫洞發(fā)育，堵漏難度大

彭水區(qū)塊二疊系、三疊系地層巖性以灰?guī)r及泥質(zhì)灰?guī)r為主，常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)過程中很容易發(fā)生井漏現(xiàn)象。彭頁2HF井原井眼鉆進(jìn)過程中于井深132m處鉆遇大型裂縫性漏失，強(qiáng)鉆堵漏過程中漏失鉆井液3 028m3，清水5 890m3；井深345 ～ 379m處出現(xiàn)三次放空現(xiàn)象。

1.3 地層傾角大，井斜控制難

彭水區(qū)塊位于武陵褶皺帶的彭水—德江褶皺帶，處在“槽—檔”過渡區(qū)，構(gòu)造形態(tài)以NE向復(fù)向斜和復(fù)背斜相間分布為主。區(qū)塊內(nèi)地層普遍存在10°～48°的地層傾角，其中韓家店和小河壩組地層傾角較大。

彭頁1井實(shí)鉆過程中由于地層傾角大、地層造斜能力強(qiáng)，導(dǎo)致井斜控制難，最終井深1 270m處井斜角達(dá)到相對最大值15.829°，井底位移達(dá)240m（完鉆井深2 208m）。

1.4 頁巖層水平井鉆進(jìn)，井壁垮塌風(fēng)險大

彭頁1井主要目的層段龍馬溪組巖性主要為黑色碳質(zhì)頁巖、灰黑色頁巖，其中夾少量粉砂巖及泥巖，礦物含量主要以黏土礦物（18%～50%）、石英（26.6%～73.1%）為主。其中黏土礦物主要以伊利石（34% ～65%）、伊/蒙混層（24% ～57%）為主，綠泥石含量5%～15%，不含高嶺石。

結(jié)合黏土晶體的化學(xué)結(jié)構(gòu)特征和特性，認(rèn)為在龍馬溪組鉆水平井時，其主要的井壁穩(wěn)定風(fēng)險是因伊利石及伊蒙混層礦物晶體分散及表面吸水而產(chǎn)生的剝落掉塊[1]。

2 鉆井優(yōu)化設(shè)計

2.1 井身結(jié)構(gòu)

彭頁1井、彭頁2HF井原井眼鉆井過程中遇到的主要問題是淺表地層的溶洞性漏失以及上部灰?guī)r層段的縫洞性漏失。通過對彭水區(qū)塊地質(zhì)地層特點(diǎn)以及鉆井技術(shù)難點(diǎn)的綜合分析，認(rèn)為彭水區(qū)塊一開井深宜鉆穿上部灰?guī)r地層進(jìn)入韓家店組50m，采用空氣鉆井方式，解決淺表地層以及上部灰?guī)r地層存在的井漏問題，下表層套管封固，為二開鉆進(jìn)提供一個穩(wěn)定的井眼；二開鉆進(jìn)至造斜點(diǎn)上部30m，以降低施工風(fēng)險，避開大尺寸造斜井段，提高二開鉆進(jìn)效率；三開鉆進(jìn)至完鉆井深，井身結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1 彭水區(qū)塊頁巖氣水平井井身結(jié)構(gòu)Fig.1 Well bore configuration of horizontal wells in Pengshui shale gas

2.2 鉆井方式

從該區(qū)塊的地質(zhì)特點(diǎn)分析以及彭頁1井、彭頁2HF井原井眼的鉆井過程來看，彭水區(qū)塊在淺表地層存在縫洞性漏失的可能性較大，同時該區(qū)塊上部地層主要為灰?guī)r，鉆進(jìn)過程中也很容易發(fā)生裂縫性漏失。進(jìn)入志留系韓家店組，地層傾角較大，造斜能力強(qiáng)，井斜難以控制。而采用空氣鉆井方式不僅能很好的解決該區(qū)塊的井漏問題，同時在防斜打直、提速提效方面有很好的技術(shù)優(yōu)勢。因此，彭頁2HF、3HF、4HF等井在一開、二開井段均設(shè)計采用空氣/空氣錘鉆井。

2.3 軌跡控制

水平井施工，井眼軌跡控制是一個難題，控制不好井眼軌跡不在目的層穿行會給后期施工造成困難。國外頁巖氣水平井施工為了提高井眼軌跡控制精度，降低鉆井過程中的扭矩磨阻，一般采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)[2-4]。彭頁HF-1井在借鑒國外成功開發(fā)頁巖氣的基礎(chǔ)上采用了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井技術(shù)，取得了良好的井眼軌跡控制和鉆井效果。為了對比旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向與滑動導(dǎo)向（LWD）控制井眼軌跡的效果，彭頁2HF設(shè)計采用了LWD控制井眼軌跡。

2.4 井壁穩(wěn)定

由于頁巖層層理結(jié)構(gòu)特征，在地層應(yīng)力被破壞后，很容易因應(yīng)力的釋放而產(chǎn)生剝落掉塊，也就是地層應(yīng)力失去平衡。從彭頁1井龍馬溪組頁巖取出的巖心觀察，可以看到很明顯的層理結(jié)構(gòu)，以及因地層應(yīng)力釋放后產(chǎn)生的橫向裂縫和巖心敲擊后產(chǎn)生的整體的剝落掉塊。

從彭頁1井龍馬溪組頁巖的特點(diǎn)可以看出，在龍馬溪組施工頁巖氣水平井，保持井壁穩(wěn)定需從兩個方面入手：①選擇強(qiáng)抑制性鉆井液體系，減少因鉆井液失水而造成的泥頁巖地層吸水膨脹而產(chǎn)生的剝落、掉塊；②確定合理的鉆井液密度，有效平衡上覆地層壓力，防止因地層被打開后而產(chǎn)生的應(yīng)力不平衡，導(dǎo)致井壁不穩(wěn)定。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

3.1 井身結(jié)構(gòu)

通過彭頁2HF、3HF、4HF三口井的現(xiàn)場應(yīng)用，該區(qū)塊采用優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)方案能夠滿足區(qū)塊勘探開發(fā)要求（表1）。

3.2 鉆井方式

彭頁2HF、3HF、4HF井在一開、二開井段均設(shè)計采用空氣/空氣錘鉆井。通過現(xiàn)場實(shí)踐，取得了良好的應(yīng)用效果?，F(xiàn)場統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明：?444.5井眼常規(guī)鉆井機(jī)械鉆速1～3.6m/h，空氣鉆井機(jī)械鉆速4～7m/h，相比提高了1～3倍。泡沫鉆井機(jī)械鉆速3.6m/h。? 311.1井眼常規(guī)鉆井機(jī)械鉆速2～3m/h，空氣鉆井機(jī)械鉆速12.5～15m/h，相比提高了3.2～6.5倍。泡沫鉆井機(jī)械鉆速5m/h，相比常規(guī)鉆井提高了0.7～1.5倍（圖2、圖3）。

表1 設(shè)計與實(shí)鉆井身結(jié)構(gòu)對比Table 1 Well bore configuration comparison of design wells and real drilling wells

圖2 ?444.5井眼機(jī)械鉆速Fig.2 ROP of?444.5 well bore

圖3 ?311.1井眼機(jī)械鉆速Fig.3 ROP of?311.1 well bore

同時采用空氣/空氣錘鉆井方式，井身質(zhì)量也得到了很好的控制。相比相同井段的彭頁1井采用常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)，于井深1 540m處井斜角達(dá)15.84°，而彭頁2HF、3HF、4HF三口井直井段最大井斜角均小于4°。

3.3 軌跡控制

彭頁HF-1、2HF、3HF、4HF四口井水平段采用不同方式控制井眼軌跡，使用效果見表2。從井身質(zhì)量上來看，彭頁HF-1、3HF二口井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，狗腿度普遍要比采用滑動導(dǎo)向（LWD）高，主要是由于在實(shí)鉆過程中目的層的變化導(dǎo)致井眼軌跡調(diào)整。總體來看，采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和滑動導(dǎo)向（LWD）都能夠很好的滿足井眼軌跡控制質(zhì)量要求，井眼軌跡均較光滑。但在機(jī)械鉆速方面，采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向機(jī)械鉆速普遍要比采用滑動導(dǎo)向（LWD）高，是其1～2倍。

3.4 水平段鉆井液

彭頁HF-1、2HF、3HF、4HF各井三開井段均采用油基鉆井液。其中彭頁HF-1、4HF采用的是進(jìn)口油基鉆井液（體系1），彭頁2HF、3HF采用的是國產(chǎn)油基鉆井液（體系2）。從現(xiàn)場應(yīng)用情況來看，4口井鉆井過程中油基鉆井液均表現(xiàn)出較好的性能（表3），特別是抗失水性、抑制頁巖膨脹、潤滑性方面表現(xiàn)出優(yōu)越的性能，保證了鉆井過程的順利進(jìn)行。

表2 水平段旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向與滑動導(dǎo)向（LWD）使用效果對比Table 2 Usage effects comparison of rotary steering and slide-and-guide in horizontal sections

表3 不同油基鉆井液性能對比Table 3 Performance comparison of different oil base drilling fluids

4 存在問題

4.1 漏失嚴(yán)重

彭頁HF-1、2HF、3HF和4HF各井三開井段均發(fā)生井漏現(xiàn)象，其中彭頁HF-1漏失19次，漏失油基鉆井液357.7m3；彭頁2HF漏失15次，漏失油基鉆井液293.68m3；彭頁4HF漏失12次，漏失油基鉆井液489.5m3。從漏失的井深和層位分析，漏失主要發(fā)生在目的層龍馬溪組中下部灰質(zhì)泥巖及粉砂質(zhì)泥巖段。

4.2 地層出水

彭頁3HF井一開鉆至37.14m處地層出水，隨后轉(zhuǎn)成泡沫鉆進(jìn)，鉆至74.17m處地層出水量增大至32m3/h，泡沫鉆井不能正常施工，轉(zhuǎn)換成常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)。二開后采用空氣鉆進(jìn)+空氣錘施工，鉆至井深1 890m后起鉆換空氣錘，下鉆到底后開氣循環(huán)，發(fā)現(xiàn)返砂成團(tuán)，判斷井下存在出水情況。繼續(xù)鉆進(jìn)至1 961m時，鉆時升高，起出空氣錘，發(fā)現(xiàn)空氣錘泥包，為了避免出現(xiàn)復(fù)雜事故，二開余下井段轉(zhuǎn)換成常規(guī)鉆井液施工。

5 結(jié)論及建議

1）彭水區(qū)塊頁巖氣水平井采用三級井身結(jié)構(gòu)、空氣鉆井方式、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向/滑動導(dǎo)向（LWD）、油基鉆井液等方法，很好地解決了前期鉆井過程中的灰?guī)r縫洞性漏失、頁巖層井壁穩(wěn)定等問題。但目前將技術(shù)套管下至造斜點(diǎn)上部，三開井段鉆進(jìn)過程中油基鉆井液漏失嚴(yán)重，需進(jìn)一步對井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計和研究，為鉆井作業(yè)安全、高效、順利進(jìn)行進(jìn)一步提供支持。

2）彭頁3HF井由于處于構(gòu)造的低部位，地層埋深較深，在采用空氣鉆井過程中地層出水嚴(yán)重，導(dǎo)致空氣鉆井無法進(jìn)行。因此，需進(jìn)一步深化認(rèn)識該區(qū)塊的地質(zhì)構(gòu)造特點(diǎn)及地層含水特點(diǎn)，為空氣鉆井在該區(qū)塊的合理應(yīng)用奠定基礎(chǔ)。

3）彭水區(qū)塊頁巖氣水平井采用油基鉆井液能很好的滿足頁巖層水平鉆進(jìn)需要，但漏失嚴(yán)重，且成本較高，需進(jìn)一步開展水基鉆井液以及聚胺仿油基鉆井液的室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗工作，為該區(qū)塊降本增效，實(shí)現(xiàn)頁巖氣商業(yè)開發(fā)提供保障。

[1]鄢捷年.鉆井液工藝學(xué)[M].山東東營∶石油大學(xué)出版社，2001：27-43.

[2]趙金海，唐代緒,朱全塔,等.國外典型的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)[J].國外油氣田工程,2002，18（11）：33-36.

[3]狄勤豐，張紹魁，周鳳岐,等.旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具設(shè)計及其旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向機(jī)理研究[J].西北大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版）,1998，28（4）：299-302.

[4]姜政華，童勝寶，丁錦鶴.彭頁HF-1頁巖氣水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)[J].石油鉆探技術(shù),2012，40（4）：28-31.