黃志遠, 陳思安, 薛 龍

（1.中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院, 山東東營 257000；2.中石化勘探分公司, 四川成都 610000）

東溪氣田位于重慶市綦江區(qū), 于1955年開始勘探開發(fā), 截止2005年底共完鉆井27口, 其中獲氣井25口, 開發(fā)層段以嘉陵江組為主, 茅口組次之[1], 隨著產氣量的逐漸降低, 目前90%以上的井處于報廢或關停狀態(tài)。近年來, 隨著頁巖氣勘探的逐步深入, 特別是義和—鳳來褶皺帶平橋斷背斜以及涪陵褶皺帶焦石壩箱狀背斜兩個頁巖氣高產富集區(qū)的突破, 同屬于川東南盆內高陡褶皺帶二級構造單元的東溪氣田有望迎來新的機遇。2017年中石化部署的東頁深1井成功試獲日產31×104m3方高產工業(yè)氣流, 拉開了東溪氣田五峰—龍馬溪組深層頁巖氣勘探的序幕。

東頁深1井作為中石化在東溪氣田部署的第一口預探井, 設計之初面臨著鄰井鉆井資料不全、地質認識不全面等多方面的困難。設計使用的井身結構方案較好地滿足了安全鉆進的需求, 但仍存在優(yōu)化的空間, 實現(xiàn)安全性和經濟性[2]的雙贏。

1 東溪氣田地質情況

東溪氣田整體位于齊岳山斷裂下盤, 南部與齊岳山斷裂呈斷洼接觸, 可進一步細化為5個次級構造單元：西部向斜、東溪斷背斜、東部向斜、桃子蕩斷洼、東部抬升斷塊。東溪構造變形弱, 志留系地層平緩、傾角小, 斷層相對不發(fā)育。東溪斷背斜屬盆內高陡構造, 褶皺系數(shù)8.3, 閉合系數(shù)0.14, 向南、北翼傾覆, 東翼較平緩, 與向斜區(qū)呈斷層接觸, F1斷裂向上消失于嘉陵江組膏巖層。東部向斜寬緩, 最寬達17km, 內部發(fā)育少量小斷層, 東部與齊岳山斷層呈斷洼接觸。

地層自上而下鉆遇侏羅系沙溪廟組、涼高山組、自流井組, 三疊系須家河組（以上為陸相地層）、雷口坡組、嘉陵江組、飛仙關組, 二疊系長興組、龍?zhí)督M、茅口組、棲霞組、梁山組, 志留系韓家店組、石牛欄組、龍馬溪組, 奧陶系五峰組、臨湘組、寶塔組、十字鋪組、牯牛潭組、湄潭組[3]。其中頁巖氣目的層段五峰—龍馬溪組埋深約4021～4386m左右。

2 東溪氣田鉆井難點分析

東溪氣田深層頁巖氣探井目前采用導眼井+側鉆水平井模式實施勘探開發(fā), 在地質資料基礎上結合鄰井實鉆情況, 綜合分析鉆井施工中面臨的主要難點有以下幾個方面：

（1）地層壓力高, 壓力層系復雜。縱向上呈現(xiàn)出常壓—高壓—異常高壓—高壓走勢。須家河組及以上地層為常壓地層, 地層壓力系數(shù)1.10；雷口坡組—龍?zhí)督M為高壓地層, 地層壓力系數(shù)1.30～1.70, 其中嘉陵江組為早期開發(fā)主要產層, 東24井鉆進過程中發(fā)生強烈井噴, 東21、東24井也發(fā)生不同程度的井涌現(xiàn)象；茅口組為異常高壓層, 地層壓力系數(shù)1.85～2.00, 為早期開發(fā)另一次要產層, 東22、東24井鉆進過程中發(fā)生多次井噴；棲霞組—寶塔組為高壓地層, 地層壓力系數(shù)1.50～1.70, 目的層段地層壓力系數(shù)1.60左右。

（2）地層承壓能力差, 易漏失。早期完鉆的東4-1井、東15井、東21井、東22井、東24井在沙溪廟組—茅口組均有不同程度的漏失。其中, 東22井在嘉陵江組一段共漏失鉆井液8363m3；東24井在須家河組漏失鉆井液1754m3, 嘉陵江組一段漏失鉆井液1033m3、清水6244m3, 茅口組漏失4196m3。茅口組以下地層鄰近無實鉆資料可參考, 雖然距離東溪氣田25km左右的丁山區(qū)塊、隆盛區(qū)塊茅口組及以下地層未出現(xiàn)惡性漏失的情況, 但仍需針對性做好防漏、堵漏的準備[4]。

（3）地層高含硫化氫, 井控風險高。東溪氣田嘉陵江組普遍含硫化氫, 嘉四—嘉三含量最高, 東4-1井嘉四硫化氫含量最高, 達到11400ppm。鄰區(qū)丁山地區(qū)隆盛3井茅口組硫化氫濃度達到81.2～172.3ppm, 丁頁4井在雷口坡組硫化氫含量最大達11ppm。鄰區(qū)焦石壩地區(qū)焦頁1井長興組硫化氫濃度也達到52～55ppm。綜合地質分析及鄰井實鉆情況, 三疊系雷口坡組、嘉陵江組可能鉆遇較高濃度的硫化氫, 在二疊系長興組、茅口組和志留系石牛欄組也有可能鉆遇硫化氫顯示。

（4）水平段較長, 井壁穩(wěn)定性存在不確定因素。東溪氣田頁巖氣目的層段五峰組—龍馬溪組埋深約4021～4386m左右, 設計井深5820～6195m, 水平段長度1500m左右。設計的東頁深1井為當時國內頁巖氣設計垂深、井深最深的頁巖氣水平井, 可供參考的資料較少, 井壁穩(wěn)定性無法判斷。

3 東頁深1井井身結構設計及實施效果

在綜合分析地質資料, 結合東溪氣田、丁山區(qū)塊鄰井實鉆情況, 東頁深1井井身結構設計方案如表1所示。

表1 東頁深1井井身結構設計方案表

導管目的是封隔淺層水和淺層漏失井段。

表層套管以封隔雷口坡組地層、不鉆開嘉陵江組任何產層為原則確定完鉆深度, 為下一開次打開嘉陵江組、茅口組高壓地層創(chuàng)造條件。

導眼井二開使用?311.2mm鉆頭鉆至設計井深, 裸眼完鉆。

側鉆井二開使用?311.2mm鉆頭鉆至A靶點, 下入?244.5mm技術套管, 為長水平段施工創(chuàng)造條件。

側鉆井三開采用?311.2mm鉆頭鉆至設計井深, 下入?139.7mm套管完井。

若導眼井二開鉆進過程中鉆遇惡性漏失、異常高壓等難以處理的復雜情況, 提前下入?244.5mm技術套管封隔復雜層位。導眼井三開使用?215.9mm鉆頭鉆至井深4426m, 裸眼完鉆。側鉆水平井使用?215.9mm鉆頭鉆至設計井深, 下入?139.7mm套管完井。

東頁深1井2017年10月28日開鉆, 于2018年6月20日完鉆, 實際鉆井周期215d, 平均機械鉆速3.31m/h。試獲日產31×104m3高產工業(yè)氣流, 取得深層頁巖氣勘探重大突破[5]。實鉆井身結構與設計井身結構對比如表2所示。

表2 東頁深1井身結構實鉆與設計對比表

可以看出東頁深1井導管、表層套管嚴格執(zhí)行設計下深原則。導眼井二開鉆進過程中嘉陵江組、茅口組等地層未出現(xiàn)任何井漏、井涌等井下復雜情況, 井眼情況良好, 二開裸眼完鉆。側鉆二開鉆進過程中, 由于大尺寸鉆頭定向困難, ?244.5mm技術套管未下到預定深度（A靶點）。側鉆三開使用油基泥漿+旋轉導向施工工藝, 順利完成長水平段井眼施工。

4 井身結構設計優(yōu)化方案

東頁深1井實施較為順利, 未出現(xiàn)井下復雜情況, 后期部署新井井身結構存在優(yōu)化的空間。

4.1 導管

東頁深1井導管鉆進過程中未鉆遇淺層地表水及淺層漏失層位, 且在沙溪廟組未鉆遇氣層及其它復雜情況。因此, 可減少導管下深至30～60m, 建立循環(huán)。

4.2 表層套管

東頁深1井表層套管以封隔雷口坡組及以上地層為原則, 目的是保證二開打開嘉陵江組、茅口組高壓地層時的井控能力。實際鉆進過程中, 嘉陵江組、茅口組最高鉆井液密度2.00g/cm3, 未發(fā)生溢流、井涌、井噴等復雜情況。此外, 從區(qū)域鉆探經驗來看, 涼高山組—雷口坡組地層承壓能力較高, 可以與嘉陵江組、茅口組地層放在同一開次[6]。因此, 表層套管下深可適當減少, 根據(jù)地層埋藏深度, 封過下沙溪廟組即可（至少下深700m）。

4 .3技術套管

（1）套管尺寸。若二開嘉陵江組漏失嚴重, 提前下入?244.5mm技術套管至茅口組頂部, 后續(xù)鉆井施工過程中再鉆遇難以處理的復雜情況, 還需補下一層技術套管封隔復雜層位時, 必然會導致生產套管尺寸的減?。?114.3mm或更?。? 影響后期產能[7]。

因此, 二開將技術套管尺寸由?244.5mm優(yōu)化成?273.1mm。若嘉陵江組漏失嚴重, 提前下入本層套管至茅口組頂部, 之后采用?241.3mm鉆頭鉆進, 再鉆遇復雜層位可懸掛一層?193.7mm技術套管進行封隔。后續(xù)使用?165.1mm鉆頭鉆進, 下入?139.7mm+?127mm端部鐓粗套管完井, 保證完井套管尺寸, 滿足后期采氣產能的需求。

（2）套管下深。東頁深1導眼井實施順利, 二開裸眼完鉆。側鉆二開設計使用?311.2mm鉆頭鉆至A靶點, 下入?244.5mm技術套管, 但在實際鉆進過程中?311.2mm大尺寸鉆頭定向困難, 鉆至井斜角47°左右提前下入?244.5mm技術套管。

從鉆進效果來看, 韓家店組、石牛欄組地層穩(wěn)定性較好, 側鉆斜井段井徑擴大率小于15%, 未發(fā)生坍塌、掉塊等情況。因此, 技術套管可以考慮下在直井段, 在留足側鉆空間的前提下盡量下深, 避免大尺寸井眼定向, 減少鉆井周期。

5 井身結構優(yōu)化方案

由于東頁深1井的重大突破, 中石化加大了東溪氣田深層頁巖氣的開發(fā)力度, 先后部署了東頁深2、東頁深3以及東頁深4井, 采用優(yōu)化后的井身結構設計方案, 具體參數(shù)如表3所示。

表3 井身結構優(yōu)化方案

6 實施效果分析

東頁深3、東頁深4井均于2019年開鉆, 2020年完鉆, 東頁深2井開鉆時間較晚, 于2020年開鉆, 2021年完鉆, 三口井各開次鉆井周期與東頁深1井的對比情況如圖1所示。其中, 東頁深3井鉆井周期180.97d（除去組織停工時間）, 與東頁深1相比, 鉆井周期降低16.12%, 全井平均機械鉆速3.67m/h, 較東頁深1井提高10.88%。東頁深4井鉆井周期133.17d（除去組織停工時間）, 與東頁深1相比, 鉆井周期降低47.16%, 全井平均機械鉆速4.43m/h, 較東頁深1井提高33.84%。在充分總結分析東頁深3、東頁深4實鉆資料的基礎上, 東頁深2井綜合應用高壓噴射鉆井技術、多筒取芯等技術, 鉆井周期進一步縮短至113.99d, 與東頁深1相比, 鉆井周期降低47.16%, 全井平均機械鉆速7.00m/h, 較東頁深1井提高111.5%。

圖1 東溪氣田深層頁巖氣探井各開次鉆井周期對比圖

7 結論與建議

（1）優(yōu)化后的井身結構方案減少了各層套管的下入深度, 在保證安全鉆進的同時, 大幅降低了鉆井成本；

（2）優(yōu)化后的井身結構方案大尺寸鉆頭進尺減少, 極大提高了機械鉆速, 減少了鉆井周期；

（3）從現(xiàn)場實施效果來看, 井身結構優(yōu)化方案滿足安全、快速鉆進的要求, 可以在東溪氣田深層頁巖氣探井中推廣使用。