李 奎

（中石化江漢石油工程有限公司鉆井一公司，湖北 潛江 433100）

0 引言

瀘州深層頁巖氣地處四川盆地川南構(gòu)造，中石油西南油氣田2017年開始在該區(qū)塊進(jìn)行深層頁巖氣大規(guī)?？碧介_發(fā)，目的層為龍馬溪組一號層①-②號小層。截至2021年底已完成200余口的頁巖氣水平井施工［1-7］，該區(qū)塊四開水平段井眼軌跡采用“低造斜點(diǎn)+高造斜率”的軌道設(shè)計(jì)，采用螺桿+定向儀器難以滿足軌跡控制要求，“造斜段+水平段”主要使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具進(jìn)行施工，部分井的機(jī)械鉆速雖得到了較大的提升，但總體提速效果不明顯，鉆井提速工作仍有較大空間。本文通過對瀘州深層頁巖氣大量的鉆井工程實(shí)踐，分析總結(jié)了該地區(qū)四開“造斜段+水平段”面臨的主要鉆井工程難點(diǎn)，并通過現(xiàn)場試驗(yàn)，形成了針對性的鉆井提速關(guān)鍵技術(shù)，以期為該地區(qū)的鉆井工程實(shí)踐提供借鑒。

1 瀘州深層頁巖氣井施工情況

瀘州區(qū)塊深層頁巖氣平均埋深3700～4100 m，水平段長度1500～2200 m，鉆遇地層及巖性情況如表1所示。

表1 瀘州深層頁巖氣地層情況（以Y101H37平臺為例）Table 1 Deep shale gas formation lithology in Luzhou(Taking Y101H37 platform for example)

瀘州深層頁巖氣井一般采用四開井身結(jié)構(gòu)（如圖1所示）。一開采用?660.4 mm井眼鉆至井深50～80 m，下入?508.0 mm導(dǎo)管建立井口；二開采用?406.4 mm井眼鉆至須家河組頂部，下入? 339.7 mm表層套管；三開采用?311.2 mm井眼鉆至棲霞組頂部下入?244.5 mm+?250.8 mm技術(shù)套管；四開采用?215.9 mm鉆頭鉆至完鉆井深，下入?139.7 mm產(chǎn)層套管。經(jīng)過幾年的勘探開發(fā)及提速，目前該區(qū)塊平均完鉆周期為118.63 d，全井平均機(jī)械鉆速5.96 m/h。各開次主要提速難題為：二開陸相地層縮徑及垮塌，起下鉆困難；三開嘉陵江及飛仙關(guān)組軌跡調(diào)整及定向困難；四開高溫高壓、儀器故障率高等［8-12］。其中前三開的技術(shù)難題已基本得到解決，區(qū)塊提速難點(diǎn)集中在四開，目前該井段平均周期55.2 d，平均機(jī)械鉆速只有8 m/h，因旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器信號問題平均起下鉆6.87趟鉆。

圖1 瀘州深層頁巖氣井身結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Structure diagram of deep shale gas wells in Luzhou

2 四開工程難點(diǎn)

2.1 地層壓力系數(shù)高

依據(jù)該地區(qū)鉆遇的地層情況和設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)，四開所鉆地層為棲霞組、石牛欄組、龍馬溪組，其中石牛欄組地層為含裂縫氣高壓層［13］，該地區(qū)內(nèi)多次發(fā)生溢流及高套壓情況；龍馬溪組目的層氣測顯示活躍，需要采用設(shè)計(jì)鉆井液密度的中上限進(jìn)行鉆進(jìn)，一般采用的鉆井液密度為2.20～2.37 g/cm3。受高密度鉆井液的影響，井底壓持效應(yīng)明顯，導(dǎo)致巖屑重復(fù)破碎，影響機(jī)械鉆速；同時巖屑的重復(fù)破碎導(dǎo)致油基鉆井液固相含量高（如表2所示），對井下儀器產(chǎn)生沖蝕破壞；此外鉆井液散熱性能差，導(dǎo)致鉆井循環(huán)系統(tǒng)降溫效果差，進(jìn)一步導(dǎo)致井底高溫。

表2 不同密度油基鉆井液的固相含量Table 2 Solid content of oil-based drilling fluid at different densities

2.2 井底高溫，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率高

瀘州深層頁巖氣龍馬溪目的層平均埋深3700～4100 m，地溫梯度3.5oC/100 m，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器工作溫度高達(dá)150oC以上。受井下高溫的影響，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器平均工作壽命僅80 h，常出現(xiàn)導(dǎo)向頭失聯(lián)、測斜故障及地層伽馬異常等異常情況，故障率高達(dá)50%（見表3），導(dǎo)致頻繁進(jìn)行起下鉆作業(yè)，部分井須14趟鉆才完成四開水平段施工，四開平均鉆井周期高達(dá)55.2 d，嚴(yán)重影響了施工進(jìn)度。

表3 工區(qū)部分井旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率統(tǒng)計(jì)Table 3 Failure rates of rotary steering systems for some wells

2.3 造斜段高造斜率，水平段頻繁調(diào)整軌跡，下套管困難

受地層條件的制約，瀘州區(qū)塊頁巖氣水平井軌跡設(shè)計(jì)大多采用圓弧曲線剖面設(shè)計(jì)（如圖2所示），采用“低造斜點(diǎn)+高造斜率”；龍馬溪組以上地層為直井段，進(jìn)入龍馬溪后開始全力增斜鉆進(jìn)，造斜點(diǎn)至A靶點(diǎn)井段全力增 斜鉆進(jìn)［14-15］，造斜 率高達(dá)（5°～7°）/30 m，同時水平段受地層變化的影響，實(shí)鉆水平段軌跡頻繁調(diào)整，導(dǎo)致井眼摩阻大，進(jìn)入水平段起鉆摩阻最大達(dá)到700 kN，采用常規(guī)方法下產(chǎn)層套管難度大，卡鉆及卡套管風(fēng)險(xiǎn)高。

圖2 瀘州深層頁巖氣井剖面設(shè)計(jì)Fig.2 Profile of the deep shale gas well in Luzhou

3 提速關(guān)鍵技術(shù)及效果

3.1 降低鉆井液密度控壓鉆井

通過總結(jié)前期鉆井的施工經(jīng)驗(yàn)，降低鉆井液密度需要在滿足井控安全的前提下實(shí)施，通過對該地區(qū)地質(zhì)和工程條件分析，總結(jié)出該地區(qū)在四開鉆井過程中降低鉆井液密度需要具備的3個條件：一是采用2.25～2.30 g/cm3高密度鉆井液鉆石牛欄組地層過程中無油氣顯示，初步驗(yàn)證石牛欄組地層無溢流風(fēng)險(xiǎn)；二是根據(jù)龍馬溪地層地震剖面分析，無鉆遇高壓裂縫氣的風(fēng)險(xiǎn)；三是龍馬溪組目的層井壁穩(wěn)定，無掉塊及垮塌現(xiàn)象。具體實(shí)施方法如下：首先，在滿足前2個條件的前提下，為確保井控安全，在進(jìn)入龍馬溪組30～50 m后先將鉆井液密度從2.25 g/cm3降至2.15 g/cm3；然后著陸A靶點(diǎn)后再下調(diào)密度，每個循環(huán)周降低0.03 g/cm3，在滿足第三個條件且鉆具扭矩?zé)o異常的情況下，最終降密度至1.85 g/cm3。降密度后可大大減少鉆井液對井底的壓持效應(yīng)，避免巖屑重復(fù)破碎，以垂深4000 m井為例，鉆井液密度從2.25 g/cm3降至1.85 g/cm3，井底壓力可降低13 MPa，從而達(dá)到提高機(jī)械鉆速的目的。

同時，降低鉆井液密度還需要配套旋轉(zhuǎn)防噴器和地面控壓管匯以保障井控安全。如鉆遇高壓氣層或者裂縫氣發(fā)生氣侵或者溢流時，可通過旋轉(zhuǎn)控制頭和控壓管匯，給井口施加3～5 MPa的回壓確保井控安全的前提下，實(shí)現(xiàn)控壓鉆進(jìn)；如井口回壓超過5 MPa仍無法壓穩(wěn)地層，則采取正常的井控程序關(guān)井，然后提高鉆井液密度實(shí)現(xiàn)平衡鉆井。

在瀘州區(qū)塊多口水平井試驗(yàn)了降低鉆井液密度控壓鉆井技術(shù)，機(jī)械鉆速獲得了明顯提升，大幅度降低了鉆井周期，整體應(yīng)用效果較好。從表4的5口井提速效果來看，5口井的平均完鉆井深6269 m，平均水平段長2076 m，在鉆井液密度平均降低至1.92 g/cm3后，機(jī)械鉆速11.44 m/h，比未降低鉆井液密度提高43%，四開鉆井周期27.1 d，同比縮短了51%。同在Y101H37-a井和Y101H65-a井分別創(chuàng)下了? 215.9 mm井眼單趟鉆進(jìn)尺最長2010 m、周期最短2項(xiàng)區(qū)塊紀(jì)錄。

表4 降密度提速效果Table 4 Effect of density reduction on speed increase

3.2 配套地面降溫系統(tǒng)

瀘州區(qū)塊深層頁巖氣埋藏深且地溫梯度大，同時為了提速采用“直螺桿+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具”的鉆井方式，儀器從造斜段進(jìn)入水平段后溫度逐漸從120oC漲至145oC以上。而目前國內(nèi)使用的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器大部分耐溫性能≯135oC，當(dāng)儀器溫度＞125oC之后容易出現(xiàn)信號傳輸不穩(wěn)定、伽馬數(shù)據(jù)異常、導(dǎo)向頭失聯(lián)等故障，鉆進(jìn)中途須定時進(jìn)行循環(huán)降溫，且儀器失效后導(dǎo)致頻繁起下鉆，嚴(yán)重影響鉆井時效。為降低鉆井液循環(huán)系統(tǒng)溫度，提高旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器的穩(wěn)定性和壽命，配套了鉆井液地面降溫系統(tǒng)。

該降溫系統(tǒng)主要由循環(huán)泵、散熱器、換熱器、溫控系統(tǒng)組成（如圖3所示），一般處理量為120 m3/h，鉆井液密度降低后處理量最大可達(dá)到180 m3/h。其工作原理為：循環(huán)泵將從井口返出的鉆井液抽入熱交換器與冷卻水接觸，鉆井液的部分熱量被帶走，冷卻后的鉆井液通過管線流至循環(huán)罐再進(jìn)入井筒；冷卻水吸收熱量后流回散熱器進(jìn)行散熱降溫，再循環(huán)至熱交換器進(jìn)行吸收熱量，從而達(dá)到降低地面鉆井液溫度的效果。地面降溫系統(tǒng)冷卻效果顯著，鉆井液出口溫度在50oC，經(jīng)過熱交換器散熱后溫度能降至30oC左右，可使儀器溫度有效降低，進(jìn)而降低旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器的故障率。

圖3 地面降溫系統(tǒng)示意Fig.3 Schematic diagram of the surface cooling system

工區(qū)內(nèi)已使用100多口井，通過地面降溫系統(tǒng)，鉆井液處理量從原來的120 m3/h提高到180 m3/h，對比使用前后，鉆井液出口溫度從50oC降至45oC，進(jìn)口溫度從37oC降至30oC，有效減緩了旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器升溫，儀器溫度可下降2～3oC，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率從50%下降至30%，平均起下鉆次數(shù)從使用前的6.87趟降至3.76趟，其中Y101H37-a井僅用2趟鉆便完成了水平段鉆井施工，Y101H65-a井造斜段至水平段實(shí)現(xiàn)了一趟鉆的目標(biāo)。

3.3 旋轉(zhuǎn)下套管工藝

受高造斜率及軌跡頻繁調(diào)整的影響，該地區(qū)水平段鉆井具有摩阻大的難點(diǎn)，如圖4所示，Y101H37-1井下鉆最大摩阻達(dá)400～500 kN，起鉆摩阻最大可達(dá)700 kN，且通井劃眼效果甚微，采用常規(guī)下套管方法下鉆至A點(diǎn)或進(jìn)入水平段500 m后摩阻可達(dá)到500 kN以上，導(dǎo)致套管下放困難，常規(guī)采取多次上提下放活動的方法，容易造成卡套管故障或損壞套管質(zhì)量。

圖4 ?139.7 mm套管下入摩阻及屈曲分析Fig.4 Friction and buckling analysis while running?139.7mm casing

針對下套管困難的問題，通過在頂驅(qū)上安裝旋轉(zhuǎn)下套管裝置，試驗(yàn)了旋轉(zhuǎn)下套管工藝。旋轉(zhuǎn)下套管裝置的工作原理是：裝置本體上方通過配合接頭與鉆機(jī)頂驅(qū)系統(tǒng)連接，裝置本體下方配置液壓卡瓦，該卡瓦結(jié)構(gòu)尺寸與生產(chǎn)套管尺寸相匹配，當(dāng)井口套管緊扣后，下放鉆機(jī)游動系統(tǒng)使套管節(jié)箍和本體緩慢進(jìn)入液壓卡瓦，再利用配套液壓系統(tǒng)施加10～12 MPa的壓力推動液壓卡瓦夾緊套管，進(jìn)而可以利用頂驅(qū)轉(zhuǎn)動套管串，從而實(shí)現(xiàn)旋轉(zhuǎn)下套管。旋轉(zhuǎn)下套管過程中頂驅(qū)轉(zhuǎn)速在30～50 r/min，扭矩控制在25 kN·m以內(nèi)，套管串可以勻速下放至井底。

在瀘州區(qū)塊長水平井下套管過程中應(yīng)用旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)有效減少了井下卡套管風(fēng)險(xiǎn)。通過采用該工藝技術(shù)，使得下套管摩阻從未使用前的400 kN以上下降至160 kN以內(nèi)，下放時旋轉(zhuǎn)扭矩在26 kN·m以內(nèi)，使套管順利下入長水平段，下套管時間從原來的65 h降至45 h，滿足了6800 m井深及2600 m長水平段深層頁巖氣水平井產(chǎn)層套管安全順利下入的要求。旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)應(yīng)用效果如表5所示。

表5 旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用效果Table 5 Field application effect of rotary casing placement technology

3.4 應(yīng)用效果

通過應(yīng)用以上3項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)，四開井段機(jī)械鉆速總體從8 m/h提升至11.44 m/h，四開井段平均周期從55.2 d下降至27.1 d，平均完鉆周期118.63 d下降至93.92 d，提速提效顯著。

4 結(jié)論及建議

針對瀘州深層頁巖氣鉆井過程中鉆井液密度高導(dǎo)致機(jī)械鉆速低、井底高溫導(dǎo)致旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率高、長水平段產(chǎn)層套管下放困難等3項(xiàng)難題，形成了降鉆井液密度控壓鉆井、地面降溫系統(tǒng)、旋轉(zhuǎn)下套管等關(guān)鍵技術(shù)，通過現(xiàn)場試驗(yàn)，有效縮短了鉆井周期，能夠應(yīng)用于深層頁巖氣鉆井提速提效。

（1）瀘州深層頁巖氣目的層龍馬溪組地層井壁及地層壓力較穩(wěn)定，具備降鉆井液密度控壓鉆井的條件，可將鉆井液密度從2.35 g/cm3最低降至1.82 g/cm3，配合控壓鉆井系統(tǒng)，提速效果顯著。

（2）配套地面降溫系統(tǒng)，有效降低鉆井液出入口溫度，從而降低旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器的工作溫度，可降低儀器故障率，從而減少起下鉆次數(shù)，縮短四開鉆井周期。

（3）針對瀘州深層頁巖氣長水平段摩阻大的問題，應(yīng)用旋轉(zhuǎn)下套管技術(shù)，可大幅降低下產(chǎn)層套管摩阻，同時可避免套管損壞及失效，保障井筒完整性。

（4）建議繼續(xù)研發(fā)更強(qiáng)的地面冷卻系統(tǒng)，進(jìn)一步降低井底鉆井液溫度，使旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器故障率進(jìn)一步降低。