張玉勝 劉 慶 朱禮平 胡大梁 江 波

（1.中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000；

2.中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工藝技術(shù)研究院，四川 廣漢 618300）

JY1HF頁巖氣水平井鉆井技術(shù)

張玉勝1劉 慶2朱禮平1胡大梁1江 波1

（1.中國石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川 德陽 618000；

2.中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工藝技術(shù)研究院，四川 廣漢 618300）

JY1HF井是部署在四川盆地川西南坳陷威遠(yuǎn)構(gòu)造井研—犍為探區(qū)的第一口頁巖氣水平井，目的層為寒武系筇竹寺組，完鉆井深4 623 m。該井鉆進(jìn)中面臨深部海相地層可鉆性差、研磨性強(qiáng)、水平段長度大、長裸眼油基鉆井液環(huán)境固井質(zhì)量差等難點(diǎn)。綜合應(yīng)用了高效鉆頭優(yōu)選、渦輪鉆井、PDC鉆頭配合耐油螺桿鉆井、強(qiáng)封堵油基鉆井液和優(yōu)化套管柱結(jié)構(gòu)—水泥漿體系等技術(shù)。結(jié)果表明，實(shí)鉆水平段長1 203.72 m，海相古老難鉆地層平均機(jī)械鉆速相比鄰井同尺寸井眼提高96%，頁巖層平均機(jī)械鉆速相比鄰井同尺寸井眼提高6.1倍，實(shí)鉆軌跡平滑，油層套管一次下入到位，固井質(zhì)量全優(yōu)。

頁巖氣水平井 孕鑲鉆頭 渦輪鉆井 油基鉆井液 JY1HF井

0 引言

自2001年以來，美國頁巖氣水平井?dāng)?shù)量大幅增加，國內(nèi)自“十二五”以來頁巖氣水平井鉆井技術(shù)迅猛發(fā)展，至今頁巖氣水平井單井鉆井技術(shù)已形成油基鉆井液、一趟鉆鉆井技術(shù)、個(gè)性化鉆頭研制與應(yīng)用、地質(zhì)導(dǎo)向鉆井等為先進(jìn)性代表的特色頁巖氣鉆井技術(shù)體系［1-7］。

1 工程地質(zhì)概況及區(qū)域鉆井難點(diǎn)分析

井研—犍為探區(qū)頁巖氣主力儲層為寒武系筇竹寺組，上部為灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、頁巖，中部、下部為灰黑、黑、深灰色頁巖、粉砂質(zhì)頁巖。地表出露為侏羅系沙溪廟組—須家河組地層，除石炭系、泥盆系完全缺失外，志留系、奧陶系、寒武系中上統(tǒng)在探區(qū)剝蝕尖滅，地層尖滅線沿北東向展布，其余地層區(qū)內(nèi)均有分布。儲層埋深約3 800 m，地層壓力系數(shù)為1.0～1.4。

前期該區(qū)域完鉆了JS1井、JY1井，綜合兩口井實(shí)鉆情況，該區(qū)鉆井主要難點(diǎn)是飛仙關(guān)組以下茅口組、棲霞組、洗象池組、遇仙寺組、筇竹寺組等地層可鉆性差，茅口組—棲霞組地層含黃鐵礦、隧石結(jié)核，寒武系羅漢坡組—筇竹寺組地層含石英、隧石，地層夾層多、研磨性強(qiáng)，鉆頭優(yōu)選困難［1-3］。機(jī)械鉆速普遍較低，?311.2 mm井眼平均鉆速為1.30 m/h；?215.9 mm井眼平均鉆速為1.11 m/h，尤其是洗象池組—遇仙寺組及鄰近層段，平均鉆速僅為0.79 m/h。

茅口組、燈影組裂縫，溶蝕孔洞較為發(fā)育，實(shí)鉆容易出現(xiàn)井漏，并伴隨垮塌、卡鉆等復(fù)雜情況。JS1井茅口組反復(fù)6次井漏，累計(jì)處理復(fù)雜情況耗費(fèi)鉆井時(shí)間約6.5 d，漏失鉆井液545 m3。JY1井為減少茅口組井漏風(fēng)險(xiǎn)，采用較低密度鉆進(jìn)，出現(xiàn)茅口組井壁垮塌、卡鉆復(fù)雜情況；燈影組累計(jì)漏失鉆井液1 400 m3。

2 井身結(jié)構(gòu)及軌道設(shè)計(jì)

JY1井是JY1HF井（側(cè)鉆井）的直導(dǎo)眼井，完鉆井深3 940 m。JY1HF井在JY1井2 700～3 300 m打水泥塞，然后從?244.5 mm開窗側(cè)鉆水平井。

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

設(shè)計(jì)采用三開井身結(jié)構(gòu)：導(dǎo)眼，?660.4 mm鉆頭×47 m，?508.0 mm套管×46 m，封隔地表裂縫、坑洞。第一次開鉆，?444.5 mm鉆頭×506 m，?339.7 mm套管×504.1 m，封隔陸相、海相地層界面及上部漏層；第二次開鉆，?311.2 mm鉆頭× 2 797 m，?244.5 mm套管×2 700 m，封隔二疊系以上地層壓力較高地層；第三次開鉆，?215.9 mm鉆頭×3 940 m，完鉆后下入?177.8 mm尾管；測試評價(jià)后，開窗，采用?215.9 mm鉆頭，側(cè)鉆至井深4 683 m完鉆，下入?139.7 mm套管，下深4 681 m。

2.2 井眼軌道設(shè)計(jì)

按照避開套管接箍和井壁失穩(wěn)井段原則，開窗點(diǎn)選擇?244.5 mm套管內(nèi)井深2 700 m左右。側(cè)鉆后，先扭方位，再采用“增—穩(wěn)—增—平”四段制剖面，全角變化率分別為15.00°/100 m和20.00°/100 m（表1）。

表1JY1HF井井眼軌道設(shè)計(jì)表

3 主要鉆井技術(shù)難點(diǎn)

結(jié)合鄰井實(shí)鉆情況及JY1HF井特點(diǎn)，該井主要存在以下鉆井技術(shù)難點(diǎn)：

1）筇竹寺組以上造斜段共鉆遇二疊系、奧陶系、寒武系遇仙寺組等共13個(gè)層段，巖性以頁巖、灰?guī)r為主，局部富含石英砂巖、黃鐵礦、燧石等，巖性軟硬交錯(cuò)頻繁，地層研磨性強(qiáng)，可鉆性差［1-2］；導(dǎo)致該造斜段鉆頭使用壽命短、機(jī)械鉆速低（常規(guī)鉆井機(jī)械鉆速僅為0.79 m/h左右），鉆頭合理選型困難，鉆井提速難度大。

2）水平段長1 203.72 m，目的層段頁巖與石英砂巖互層，目的層展布存在不確定性。實(shí)鉆水平段上傾，井斜角平均值約為90.62°，重力作用下，鉆具始終靠在下井壁上，上翹井眼內(nèi)，鉆具與井壁間產(chǎn)生較大的摩擦阻力，水平段軌跡控制難度較大。

3）斜井段巖性主要以頁巖、灰?guī)r為主，筇竹寺組泥巖、頁巖與粉砂巖不等厚互層，其中黑色碳質(zhì)頁巖較發(fā)育，層理發(fā)育，在鉆井液浸泡下易于剝落掉塊。鄰井JS1井多次出現(xiàn)鉆進(jìn)后上提及起下鉆過程遇阻掛嚴(yán)重、甚至卡鉆等現(xiàn)象。

4）頁巖層存在坍塌周期，水平段鉆進(jìn)時(shí)間較長，井壁失穩(wěn)導(dǎo)致井眼不規(guī)則，在斜井段和水平段套管與井壁接觸段長，套管柱受到的側(cè)向力較大，套管很難順利下至預(yù)定位置。水平段較長且采用油基鉆井液，井壁界面油濕，套管居中度差，易造成頂替效率低和界而膠結(jié)強(qiáng)度差，固井質(zhì)量難以保證。

4 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

4.1 鉆頭優(yōu)選

二疊系棲霞組至寒武系遇仙寺組，地層巖石抗壓強(qiáng)度高，研磨性強(qiáng)，可鉆性差，優(yōu)選?215.9 mm K607孕鑲金剛石鉆頭（圖1），該鉆頭切削齒熱穩(wěn)定性強(qiáng)，切削齒數(shù)量多，共布局 6個(gè)13 mm冠部切削齒，15個(gè)9 mm、63個(gè)13 mm面切削齒，帶6個(gè)螺旋保徑塊，保徑塊上共鑲嵌9個(gè)13 mm保徑切削齒，以減小鉆頭震動，增加鉆頭壽命和避免形成螺旋井眼。

圖1 K607孕鑲金剛石鉆頭圖

目的層筇竹寺組地層組巖性以頁巖、灰?guī)r為主，泥頁巖與粉砂巖不等厚互層，巖性不均勻，鉆頭選型需滿足泥頁巖地層破巖、清潔的要求，且兼有一定抗研磨性和穩(wěn)定性，以延長鉆頭壽命，提高單只鉆頭進(jìn)尺。優(yōu)選16 mm切削齒的MDSI系列PDC鉆頭（圖2），切削齒在胎體的鑲嵌深度較大，通過減小牙齒的高度以適應(yīng)非均質(zhì)性地層。該種功能減小了牙齒承受的載荷，使鉆井過程中牙齒承受的瞬變扭矩最小化?？蓽p少牙齒的損壞，延長牙齒壽命。鉆頭刀翼上定向布置了雙排切削齒，兩排切削齒互相加強(qiáng)各自的攻擊能力，定向布置特性增加了鉆頭噴嘴的水力清潔和冷卻效率，延長了鉆頭的使用壽命。每個(gè)刀翼的刃部布置了熱穩(wěn)定性金剛石，確保抗研磨性，井眼不縮頸，增加了鉆頭使用壽命。PDC切削齒后面的胎體上孕鑲了金剛石，減緩了PDC切削齒磨損的速度，增加鉆頭進(jìn)尺。

圖2MDSI系列金剛石鉆頭圖

4.2 軌跡控制技術(shù)

4.2.1 側(cè)鉆井段

1）套管開窗。套管開窗前掃水泥塞、座掛斜向器，導(dǎo)斜器方位333°，下入?216 mm銑錐至井深2 700 m進(jìn)行開窗作業(yè)，進(jìn)行初始、騎套、出套、修窗和試鉆5個(gè)階段，開窗試鉆進(jìn)至2 704.39 m，起鉆更換牙輪鉆頭進(jìn)行盲打。

2）盲打側(cè)鉆。側(cè)鉆點(diǎn)為灰?guī)r地層，夾灰黑色灰質(zhì)頁巖，頁巖易水化剝蝕掉塊、坍塌，該井段必須做好防塌、防漏、防卡的準(zhǔn)備。盲打使用帶近鉆頭扶正器鉆具，采用?215.9 mm牙輪鉆頭 + ?210 mm扶正器+?158.8 mm無磁鉆鋌×1根+?158.8 mm鉆鋌×3根+?127 mm加重鉆桿×30根+?127 mm鉆桿×39根+?139.7 mm鉆桿，控制鉆壓160 kN，控制轉(zhuǎn)盤轉(zhuǎn)速60 r/min，實(shí)鉆平均機(jī)械鉆速1.86 m/h。盲打鉆進(jìn)至井深2 736 m，測深2 723 m，井斜2.4°，方位332°，測量點(diǎn)處井底與原直導(dǎo)眼井眼中心距離為0.57 m，返出巖屑中無水泥成分，確認(rèn)側(cè)鉆成功，并轉(zhuǎn)換為油基鉆井液。

4.2.2 硬地層造斜井段

目的層筇竹寺組以上造斜井段，地層巖性致密、堅(jiān)硬，地層可鉆性差而研磨性強(qiáng)，為配合孕鑲鉆頭破巖，優(yōu)選1.25°渦輪定向造斜，采用?215.9 mm孕鑲鉆頭+1.25°渦輪+?158.8mm無磁鉆鋌×1 根+MWD+?158.8 mm鉆鋌×2根+?127加重鉆桿×10根+?167mm隨鉆震擊器+?127加重鉆桿×5根+?127 mm鉆桿×39根+?139.7 mm鉆桿，以減少起下鉆次數(shù)，提高造斜段純鉆效率和造斜率。鉆進(jìn)中及時(shí)調(diào)整工具面及鉆井參數(shù)，每10 m進(jìn)行測斜，在造斜初期控制鉆壓、排量，避免鉆具反扭矩過大給施工帶來不利和不安全因素。在摩阻變大、返砂量減少的情況下及時(shí)進(jìn)行短程起鉆下鉆拉井壁、循環(huán)排砂，確保井眼暢通。

4.2.3 大斜度井段及水平段

大斜度井段和水平段均在目的層筇竹寺組，為適應(yīng)PDC鉆頭破巖鉆進(jìn)，優(yōu)選1.15～1.75°耐油螺桿，配合LWD尋找高伽馬值優(yōu)質(zhì)頁巖地層鉆進(jìn)，大井斜段和水平段采用倒裝鉆具組合以減小摩阻。

4.3 強(qiáng)封堵油基鉆井液技術(shù)

開窗完成，盲打側(cè)鉆出新井眼后，即轉(zhuǎn)換為油基鉆井液。油基鉆井液具有抑制性強(qiáng)、對儲層損害小、抗污染能力強(qiáng)、潤滑性能好等優(yōu)點(diǎn)。配方：75%柴油+25%鹽水（25%氯化鈣）+1.5%主乳化劑+2.2%輔乳化劑+1.8%潤濕劑+3%生石灰+ 2.2%有機(jī)土+5%降濾失劑+2%QS-2+2%油溶瀝青，密度1.50 g/cm3，漏斗黏度為53 s，高溫高壓濾失量2.5 mL。強(qiáng)化鉆井液密度控制技術(shù)，維護(hù)井壁穩(wěn)定。適時(shí)調(diào)整流變參數(shù)，針對性采用洗井?dāng)y屑技術(shù)手段，防止鉆屑堆積和形成巖屑床；排量方面，盡可能確保具有較高的排量、提高環(huán)空返速，加強(qiáng)對井眼的沖刷及凈化作用；加強(qiáng)短起、及時(shí)修整井壁，預(yù)防起下鉆阻卡。

4.4 長水平段全管柱固井技術(shù)

該井水平段長1 203.72 m，為確保套管順利下至井底，先用通井鉆具組合充分通井。下套管時(shí)在浮鞋上接一根長1.0 m的短套管，安裝旋流剛性扶正器1只，確保套管“抬頭”和引鞋居中。水平段1根套管加1只聚酯旋流剛扶，斜井段2根套管加1只聚酯旋流剛扶，以確保套管居中。采用油基沖洗液、油基沖刷液、水基隔離液、水基清洗液、低密度水泥漿沖洗工藝保證井眼清洗效果。領(lǐng)漿和尾漿均采用高性能彈塑性防氣竄水泥漿體系，雙凝界面設(shè)計(jì)2 700 m，領(lǐng)漿和尾漿密度均設(shè)計(jì)為1.90 g/cm3，優(yōu)選水泥外加劑，拉開領(lǐng)漿與尾漿水泥稠化時(shí)間，保證在尾漿失重的情況下，領(lǐng)漿對地層流體的靜態(tài)壓穩(wěn)，保證水泥漿與地層、鉆井液的配伍性。水泥漿性能要求低濾失量（＜50 mL）、零游離液、沉降穩(wěn)定性小于0.02 g/cm3、做好水泥漿發(fā)散實(shí)驗(yàn)和混漿實(shí)驗(yàn)。

5 應(yīng)用效果

通過綜合應(yīng)用優(yōu)選高效鉆頭、渦輪鉆井、強(qiáng)封堵油基鉆井液、滑動導(dǎo)向、LWD地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)、長水平段套管下入等多項(xiàng)技術(shù)，克服了地層巖石可鉆性差、研磨性強(qiáng)、地質(zhì)條件復(fù)雜、水平段上傾且長度大等鉆井技術(shù)難點(diǎn)，JY1HF井順利鉆至井深4 623 m完鉆。優(yōu)選孕鑲金剛石配合渦輪定向鉆進(jìn)，單只鉆頭入井兩次，鉆穿棲霞組—遇仙寺組等13個(gè)地層，累計(jì)進(jìn)尺488 m，相比鄰井同尺寸井眼單只鉆頭使用壽命提高3.0倍，進(jìn)尺提高8.2倍，平均機(jī)械鉆速提高96%。針對頁巖層優(yōu)選PDC鉆頭，配合耐油螺桿，與鄰井相同尺寸井眼相比，筇竹寺組平均機(jī)械鉆速提高6.08倍。造斜段實(shí)鉆平均全角變化率為10.6°/100 m，A靶點(diǎn)準(zhǔn)確中靶，并根據(jù)實(shí)鉆LWD資料等地質(zhì)信息，跟蹤優(yōu)質(zhì)頁巖儲層，動態(tài)調(diào)整了水平段傾角方向和待鉆井眼軌跡，實(shí)現(xiàn)了地質(zhì)目標(biāo)中靶，未中B靶點(diǎn)（圖3）。鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用中，通過四級固控，降低鉆井液中的無用固相，鉆井液性能穩(wěn)定，抑制封堵能力強(qiáng)，濾餅薄、韌、光滑。實(shí)鉆中，井壁非常穩(wěn)定，尤其是筇竹寺組井段，在大段頁巖情況下，極少出現(xiàn)掉塊，垮塌現(xiàn)象，井眼通暢，摩阻基本控制在200 kN以下。完鉆后，通井及測井過程中均順利、無阻卡，下套管過程中下入摩阻最大300 kN，無掛卡套管現(xiàn)象，順利一次下入至井深4 616.58 m，油層套管固井質(zhì)量綜合評價(jià)為“優(yōu)秀”。

圖3 井眼軌跡垂直剖面圖

6 結(jié)論

1）JY1HF井通過綜合應(yīng)用優(yōu)選高效鉆頭、渦輪鉆井、滑動鉆井、LWD地質(zhì)導(dǎo)向、油基鉆井液等關(guān)鍵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了順利完鉆，為威遠(yuǎn)構(gòu)造同類井鉆井施工積累了經(jīng)驗(yàn)。

2）孕鑲鉆頭+彎外殼渦輪鉆井，單趟進(jìn)尺長，機(jī)械鉆速高，實(shí)現(xiàn)了川西南海相古老難鉆地層提速重大突破，為該區(qū)定向鉆井提供了借鑒經(jīng)驗(yàn)。

3）優(yōu)質(zhì)強(qiáng)封堵油基鉆井液和密度控制技術(shù)，實(shí)現(xiàn)井壁穩(wěn)定和確保井眼規(guī)則，軌跡控制光滑，可降低長水平段鉆井施工摩阻，是套管順利下入的重要保障因素。

4）套管扶正器的合理安放、多級沖洗工藝、雙凝水泥漿體系可保證油基鉆井液條件下的固井質(zhì)量。

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（編輯：李臻）

B

2095-1132（2016）05-0040-04

10. 3969/j. issn. 2095-1132. 2016. 05. 010

修訂回稿日期：2016-05-05

張玉勝（1980-），工程師，從事鉆井設(shè)計(jì)和科研工作。E-mail：351975365@qq.com。