龍志平， 王彥祺， 周玉倉

(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)

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?鉆井完井?

隆頁1HF頁巖氣井鉆井關鍵技術

龍志平， 王彥祺， 周玉倉

(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)

摘要：隆頁1HF井是位于彭水區(qū)塊的一口頁巖氣預探井，鉆遇地層具有縫洞發(fā)育、傾角大、可鉆性差等特點，鉆井過程中面臨易漏失、易井斜、頁巖層易坍塌、機械鉆速低等難點。通過綜合應用近鉆頭地質導向鉆井技術、油基鉆井液、雙凝雙密度水泥漿等，并對井眼軌道、鉆頭和鉆具組合進行優(yōu)化設計，實現(xiàn)了安全、優(yōu)快鉆進。隆頁1HF井全井未發(fā)生惡性漏失，大斜度井段機械鉆速比相鄰地區(qū)頁巖氣井提高32%，儲層穿遇率達100%，鉆井周期縮短25.68%，固井質量優(yōu)秀。該井采用的鉆井關鍵技術能夠進一步降低彭水區(qū)塊頁巖氣開發(fā)成本。

關鍵詞：頁巖氣井；大斜度井；井身結構；井眼軌跡；鉆井液密度；隆頁1HF井

彭水區(qū)塊武隆向斜處于川東南-湘鄂西“槽-擋”過渡區(qū)，構造形態(tài)以北東向復向斜和復背斜相間分布為主，同時在背斜構造發(fā)育一系列北北東向或近北西向斷裂構造，區(qū)內向斜構造相對寬緩，有利于頁巖氣成藏。自該區(qū)塊的第一口頁巖氣參數(shù)井彭頁1井獲得良好的頁巖氣顯示后，按照“直井取參數(shù)，水平井求產(chǎn)能”的評價部署思路，在構造的不同位置先后部署實施了彭頁HF-1井、彭頁2HF井、彭頁3HF井、彭頁4HF井等4口頁巖氣水平井。這4口井在鉆進過程中主要存在以下問題：地層裂縫、溶洞發(fā)育，導致惡性漏失多發(fā)；地層傾角大，造成上部井段井斜難以控制；淺部地層普遍含水，有些同時含有淺層氣，造成泡沫/氣體鉆井技術應用受限，影響鉆井速度；中下部地層井漏、井壁垮塌等井下復雜情況時有發(fā)生[1-5]，造成鉆井成本居高不下，影響了開發(fā)進度。

隆頁1HF井是在實施導眼井的基礎上進行側鉆的一口大斜度井。導眼井為武隆向斜的一口區(qū)域探井，井型為直井，主要是為了獲取武隆向斜頁巖氣地質評價參數(shù)、落實頁巖氣勘探潛力，同時探索武隆向斜具有鼻狀構造背景目標頁巖含氣性，進行工程工藝降本方案現(xiàn)場試驗，以實現(xiàn)盆外頁巖氣勘探突破。導眼井采用φ406.4 mm鉆頭進行一開鉆進，鉆至井深1 400.00 m；二開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深2 736.00 m，換φ215.9 mm鉆頭鉆至井深2 872.00 m完鉆(含取心段鉆進)。鉆井周期為45 d(含取心時間)，相比設計提前7 d完鉆，平均機械鉆速為4.87 m/h。導眼井在目的層獲得厚度超過90 m的連續(xù)氣測異常井段。為了進一步探明武隆向斜頁巖氣勘探潛力，部署了隆頁1HF井。筆者在對彭水區(qū)塊鉆井完井遇到的技術難點進行總結和分析的基礎上，從井身結構、井眼軌跡控制、鉆頭優(yōu)選、鉆井液技術和長水平段固井技術等方面對隆頁1HF井所用鉆頭進行優(yōu)選，對鉆具組合鉆井參數(shù)等進行優(yōu)化，確保該井順利完鉆，達到地質目的。

1鉆井完井技術難點

隆頁1HF井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、龍?zhí)督M，下二疊統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組，中上志留統(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、臨湘組和中奧陶統(tǒng)寶塔組。該井主要目的層為龍馬溪組和五峰組，巖性以黑色碳質泥巖、頁巖為主，黏土礦物、石英等脆性礦物含量適中。該井設計采用三開井身結構(如圖1所示)，設計井深4 227.19 m。

圖1　隆頁1HF井井身結構設計結果Fig.1　The casing program design of Well Longye 1HF

隆頁1HF井鉆井完井技術難點主要表現(xiàn)在以下方面：

1) 機械鉆速低。根據(jù)隆頁1HF井導眼井的實鉆情況，導眼井全井平均機械達到了4.87 m/h，但在鉆進下部志留系地層時平均機械鉆速僅為1.99 m/h(不含取心)，說明武隆向斜下部志留系地層巖石可鉆性較差，給水平井三開造斜段及穩(wěn)斜段的提速帶來了一定難度。

2) 井眼軌跡控制難。隆頁1HF井導眼井實鉆過程中，因地層傾角較大(25°～30°)，井斜不易控制，雖然采取了多種控制措施，但該井最大井斜仍然達到17.37°，井底位移為168.05 m。隆頁1HF井大斜度井段設計方位與導眼井實際軌跡方位相反，扭方位工作量大。因此，在鉆井過程中要求所選擇的鉆具組合能夠同時克服地層不易定向以及地層位置不確定所帶來的風險，井眼軌跡控制難度較大。

3) 井眼清潔難度大。隆頁1HF井設計大斜度段井斜角在70°左右，根據(jù)巖屑床堆積原理[6-9]，在井斜角為45°～60°井段最易形成巖屑床；且由于重力作用，鉆具在井眼中始終靠向下井壁，極易形成偏心環(huán)空。特別是在鉆井液停止循環(huán)或大斜度井段后期鉆進時，巖屑會快速聚集在下井壁處，加速了巖屑床的形成，嚴重影響了大斜度井井下作業(yè)安全。

4) 大斜度井段漏失風險大。彭水區(qū)塊武隆向斜泥頁巖地層的非均質性及各向異性較強，具有顯著的層理裂縫特征。從該區(qū)塊前期幾口井及鄰近焦石壩區(qū)塊頁巖氣井的施工經(jīng)驗來看[10-13]，目的層漏失概率達到20%左右。雖然隆頁1HF井導眼井鉆井過程中未發(fā)生漏失，但不能保證在大斜度井段鉆井過程中也不發(fā)生漏失；同時，大斜度井段越長，頁巖脆性垮塌和破裂的風險越大。因此，需要做好三開鉆進時的防漏堵漏工作。

5) 固井難度大。一是導眼井鉆井過程中目的層氣測顯示全烴含量較高，最高達28.8%，固井時易發(fā)生氣竄；二是大斜度井段漏失風險大，固井防漏堵漏難度大[14]；三是大斜度井段套管受重力影響不易居中，影響頂替效率；四是采用油基鉆井液鉆進時，易在井壁上形成油膜，第二界面膠結質量難以保證。

2關鍵技術措施

針對隆頁1HF井鉆井過程中可能存在的施工難點，探索性地應用了近鉆頭地質導向、國產(chǎn)油基鉆井液、雙凝雙密度水泥漿等技術；同時根據(jù)井眼軌道設計特點優(yōu)化鉆具組合和優(yōu)選鉆頭，合理控制鉆井液密度，達到安全、快速鉆進的目的。

2.1近鉆頭地質導向鉆井技術

近鉆頭地質導向鉆井技術是利用近鉆頭隨鉆測量系統(tǒng)進行井眼軌跡控制。近鉆頭隨鉆測量系統(tǒng)經(jīng)過高度集成優(yōu)化設計，將自然伽馬測井儀、電阻率儀和井斜儀等測量儀器集成于長1.0～2.0 m的短鉆鋌上，安裝在動力鉆具馬達和傳動軸之間，使各參數(shù)測點極大地靠近了鉆頭。近鉆頭地質導向鉆井技術可提高探井發(fā)現(xiàn)率和開發(fā)井的儲層鉆遇率，尤其適用于復雜地層、薄目的層水平井鉆井。與傳統(tǒng)LWD導向鉆井相比，近鉆頭地質導向鉆井技術要更加精確、及時，能夠大大提高井眼軌跡的控制精度，與國外旋轉導向鉆進相比具有較大的成本優(yōu)勢。

隆頁1HF井三開井段設計采用近鉆頭隨鉆地質導向鉆井技術，各參數(shù)測量零長控制在3.0～4.0 m，其中電阻率測量零長為3.1 m，井斜角測量零長為3.5 m，伽馬測量零長為3.8 m。

2.2井眼軌道設計及井眼軌跡控制技術

2.2.1井眼軌道設計

為了保證φ311.1 mm井眼內側鉆的成功率，對比不同造斜點、不同造斜率下各井眼軌道設計的優(yōu)缺點，最終確定隆頁1HF井采用“增—穩(wěn)—增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”六段制井眼軌道。該井眼軌道充分利用導眼井產(chǎn)生的反向位移，使設計靶前位移控制在200 m以內，增大了大斜度井段的有效長度，在一定程度上降低了鉆井成本。

該井設計造斜點井深2 430.00 m，采用φ311.1 mm鉆頭側鉆，完成第一增斜段、進入第一穩(wěn)斜段10.00～20.00 m后(預計進入龍馬溪組地層60.00 m，測深2 610.00 m)下入φ244.5 mm技術套管，三開采用φ215.9 mm鉆頭進行后續(xù)“增—穩(wěn)—增—穩(wěn)”段鉆進，最大限度地預留安全空間。隆頁1HF井井眼軌道設計結果見表1。

表1　隆頁1HF井井眼軌道設計結果

2.2.2井眼軌跡控制技術

隆頁1HF井為預探井，附近沒有可參考的鄰井，導眼井的施工為該井大斜度井段井眼軌跡的精確控制起到了重要的借鑒作用。在側鉆造斜段，根據(jù)設計大斜度井段方位與導眼井實鉆井眼方位的關系，優(yōu)化最佳扭方位施工方案，充分利用導眼井的反向位移，縮減了靶前位移。應用國產(chǎn)大功率等壁厚單彎螺桿，配合近鉆頭隨鉆測量儀器，利用隨鉆測量儀監(jiān)測到的儲層伽馬值、電阻率等參數(shù)來調整井眼軌跡，確保井眼在儲層內穿行。另外，根據(jù)綜合錄井儀實時監(jiān)測到的鉆時和返出巖屑，可以進一步判斷鉆頭的準確位置。

2.3鉆頭優(yōu)選

隆頁1HF井側鉆井段鉆遇地層主要為志留系小河壩組和龍馬溪組地層。根據(jù)導眼井鉆井情況，小河壩組上部地層巖性以灰色、灰綠色泥巖為主，下部地層巖性以灰色、灰綠色粉砂巖與泥質粉砂巖互層為主，可鉆性級值為4.8～6.0，考慮該地層主要采取定向鉆進，推薦采用HJT537型三牙輪鉆頭及五刀翼T1655B型PDC鉆頭。龍馬溪組地層巖性以灰黑色頁巖、粉砂質頁巖夾灰色粉砂巖為主，可鉆性級值為4.5～5.5，該地層主要采取復合鉆進，為大斜度井段，推薦采用五刀翼T1655B型PDC鉆頭，以提高機械鉆速。

2.4鉆具組合優(yōu)化

大斜度井鉆井中，需根據(jù)不同施工井段的特點采用不同的鉆具組合。結合前期已鉆井的鉆進情況，隆頁1HF井各井段鉆具組合優(yōu)化結果為：側鉆鉆具組合采用φ311.1 mm牙輪鉆頭+1.75°彎接頭+直螺桿；二開造斜段采用φ311.1 mm PDC/牙輪鉆頭+1.25°單彎螺桿+LWD鉆具組合；三開造斜段及大斜度井段采用PDC+近鉆頭地質導向鉆具組合，保證井眼軌跡的精確控制。

三開造斜段及大斜度井段鉆具組合為：φ215.9 mm PDC鉆頭+近鉆頭測量系統(tǒng)(1.25°×φ172.0 mm單彎螺桿)+鉆具止回閥+φ172.0 mm接收短節(jié)+φ172.0 mm懸掛短節(jié)+φ127.0 mm無磁承壓鉆桿×1根+φ127.0 mm加重鉆桿×29根+φ127.0 mm斜坡鉆桿×若干根。

2.5油基鉆井液

與水基鉆井液相比，油基鉆井液具有較強的抑制性，同時具有抗高溫、有利于井壁穩(wěn)定、潤滑性好和對儲層損害程度較小等優(yōu)點，特別適用于水敏性頁巖地層[15-18]。

彭水區(qū)塊前期頁巖氣水平井鉆井過程中多采用國外技術服務公司的油基鉆井液，成本相對較高。為進一步降低鉆井成本，隆頁1HF井三開井段設計采用國內公司自主研發(fā)的油基鉆井液，其配方為：80.00%柴油+3.50%膨潤土+3.50%乳化劑+3.50%潤濕劑+4.30%油基降濾失劑+4.30%乳化封堵劑+2.14%氧化瀝青+CaCl2溶液；主要性能：漏斗黏度為50～80 s，塑性黏度小于40 mPa·s，固相含量小于25%，破乳電壓大于400 V，油水比為80/20～85/15。其主要特點是成本低、性能穩(wěn)定和配制簡單。

彭水區(qū)塊前期所鉆4口井三開井段龍馬溪組地層實測壓力系數(shù)為0.95～1.10，但實鉆鉆井液密度控制在1.25～1.35 kg/L，要高于氣井鉆井液密度上限，這也是造成水平段漏失頻繁和機械鉆速較低的主要原因之一[19]。隆頁1HF井大斜度井段方位是沿最小水平主應力方向，防止井壁坍塌所需要的鉆井液密度要小于直井，但發(fā)生井漏的可能性要大于直井。因此，為降低三開井段鉆井過程中的漏失風險，參考導眼井實鉆情況，控制鉆井液密度小于導眼井鉆進時的鉆井液密度。隆頁1HF井實鉆過程中未發(fā)生井漏和井壁掉塊情況。

2.6固井技術

為了滿足后期壓裂作業(yè)的要求[20-21]，同時防止固井施工中漏失和氣竄現(xiàn)象的發(fā)生，隆頁1HF井設計應用雙凝雙密度水泥漿，領漿采用低密度水泥漿，尾漿采用彈性防氣竄水泥漿，雙凝分界點在井深2 400.00 m左右。領漿配方為嘉華G級水泥+5.0%DZJ-Y+0.6%G33S+1.0%DZX+62.0%水，密度1.50 kg/L，API濾失量38 mL，稠化時間236 min，72 h頂部抗壓強度9.0 MPa。尾漿配方為嘉華G級水泥+4.0%SFP-1+2.0%DZP+4.0%DZJ-Y+1.0%H+1.0%消泡劑+40.0%水，密度1.90 kg/L，API濾失量47 mL，稠化時間155 min，72 h頂部抗壓強度15.2 MPa。

為提高大斜度井段套管串居中度，整體式穩(wěn)定器和樹脂旋流穩(wěn)定器配合使用，并優(yōu)化穩(wěn)定器安放位置，以提高頂替效率和封固質量。為了有效清除油基鉆井液在套管和井壁上形成的油膜，采用柴油、加重沖洗液和沖洗水泥漿的三級沖洗工藝。

3現(xiàn)場應用

隆頁1HF井側鉆點位于井深2 430.50 m處，為保證側鉆的成功率，應用2.25°彎接頭配合直螺桿進行側鉆。采用控時側鉆，側鉆開始時鉆時控制在1.5～2.0 h/m，之后根據(jù)巖屑返出情況逐漸縮短控時時間，提高機械鉆速。鉆至井深2 443.97 m側鉆成功，起鉆更換常規(guī)定向鉆具組合，鉆至井深2 679.00 m二開中完(進入龍馬溪組地層60.00 m)，井斜角為17.36°，方位角由側鉆點的162.18°扭轉為341.23°，整個過程以扭方位増斜為主，隆頁1HF井實鉆井眼軌跡垂直投影及水平投影如圖2所示。

圖2　隆頁1HF井實鉆井眼軌跡投影示意Fig.2　The drilled trajectory of Well Longye 1HF

三開鉆進選用T1655B型PDC鉆頭配合近鉆頭測量系統(tǒng)，提速效果較為明顯，期間因儀器故障原因起鉆3趟，同時對鉆具組合進行了優(yōu)化，以達到快速、精確控制井眼軌跡的目的。固井時先后泵入柴油、加重沖洗液和沖洗水泥漿進行三級沖洗，然后泵入低密度領漿和高密度尾漿，用清水頂替，水泥漿返出地面，碰壓23 MPa。

3.1鉆井時效分析

隆頁1HF井設計鉆井周期37.00 d，實際鉆井周期36.77 d。因二開加深以及三開加深鉆進額外耗時1.50 d，折算后鉆井周期35.27 d。二開鉆遇小

河壩組地層，受滑動扭方位鉆進及鉆頭選型的影響，鉆時較長，總進尺為248.50 m，平均機械鉆速僅為1.01 m/h。三開鉆時較短，鉆井進尺為1 699.00 m，平均機械鉆速達7.23 m/h。該井與彭水區(qū)塊前期4口井水平段鉆進時效的對比結果見表2，可以看出隆頁1HF井大斜度井段機械鉆速最高，比前期4口井平均機械鉆速提高了32%，鉆井周期縮短了25.68%，說明該井鉆頭選型及鉆井提速技術措施較為合理。

表2　各井三開大斜度(水平)井段鉆井時效對比

3.2井眼質量分析

從井眼軌跡控制、固井質量和儲層穿遇率等方面分析隆頁1HF井的實鉆井眼質量：造斜段(2 680.00～3 061.00 m)最大狗腿度小于6.0°/30m，井徑擴大率1.85%；大斜度井段(3 061.00～4 378.00 m)最大狗腿度小于3.0°/30m，井徑擴大率2.22%。固井質量評價表明，二開井段(1 399.60～2 679.00 m)和三開井段(2 679.00～4 378.00 m)的第一、二膠結面質量均為優(yōu)。3 061.00～4 378.00 m井段的優(yōu)質頁巖鉆遇率為100%?？梢钥闯?，該井完井井眼質量較好，不僅能夠滿足工程質量要求，也滿足地質質量要求。

4認識與建議

1) 隆頁1HF井鉆井過程中通過對井身結構、鉆頭、鉆具組合進行優(yōu)化或優(yōu)選，并應用了近鉆頭地質導向鉆井技術、油基鉆井液體系等，有效提高了機械鉆速、縮短了鉆井周期，可以在相鄰區(qū)塊頁巖氣水平井鉆井中推廣應用。

2) 導眼井的施工為隆頁1HF井側鉆施工的安全、快速實施發(fā)揮了重要借鑒作用。建議先期進行一體化設計，充分利用導眼井地層造斜趨勢有意識地控制井斜角和方位角，為側鉆水平井(大斜度井)做好充分準備。

3) 采用雙凝雙密度水泥漿、樹脂旋流穩(wěn)定器等特色固井技術保證了頂替效率和套管的居中度，固井過程中未發(fā)生漏失，水泥漿正常返至地面，固井質量較好。

4) 確定頁巖氣井目的層段的鉆井液密度是大斜度井段或水平段安全鉆進的關鍵。合理的鉆井液密度不僅能夠有效降低漏失發(fā)生的概率，同時還能夠在一定程度上提高機械鉆速。建議在未鉆導眼井的情況下進一步加強頁巖層水平井鉆井液密度窗口的理論研究，給鉆井設計和現(xiàn)場施工提供理論指導。

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[編輯滕春鳴]

Key Drilling Technologies for Shale Gas Well Longye 1HF

LONG Zhiping，WANG Yanqi，ZHOU Yucang

(PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitution，SinopecEastChinaCompany,Nanjing,Jiangsu,210031,China)

Abstract:Well Longye 1HF is a shale gas wildcat well in the Pengshui block and its formations are characterized by well-developed fractures and pores, large dip angles and poor drillability, so the following technical difficulties tended to occur during its drilling, e.g. leakage, deflection, shale collapse and low ROP (rate of penetration). After the well trajectory, bits and drilling assembly were optimized, the drilling was performed safely and quickly by applying comprehensively near-bit geosteering drilling technique, oil-based drilling fluid and double coagulation-double density cement slurry. It was shown in Well Longye 1HF that no serious leakage occured in the whole well interval and its ROP at highly deviated well interval was 32% higher than those of the shale gas wells in its adjacent area. And furthermore, its reservoir penetrating ratio was up to 100%, drilling cycle was shortened by 25.68% and cementing quality was good. Based on these key drilling technologies adopted in this well, the development cost of shale gas in Pengshui Block could be reduced further.

Key words:shale gas well；high angle well；casing program；hole trajectory；drilling fluid density；Well Longye 1HF

中圖分類號：TE242

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0016-06

doi:10.11911/syztjs.201602003

基金項目：中國石化科技攻關項目“彭水區(qū)塊頁巖氣水平井高效鉆井技術研究”(編號：P13025)部分研究內容。

作者簡介：龍志平(1986—)，男，江西廣昌人，2010年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，助理研究員，主要從事非常規(guī)油氣鉆井工程工藝技術研究工作。E-mail：longzphaha@126.com。

收稿日期：2015-11-15；改回日期：2016-01-18。