王建龍，馬 凱，賈巍然，韓自立，柳 鶴，李 萍

（1.中國(guó)石油渤海鉆探工程有限公司工程技術(shù)研究院，天津 300280；2.中國(guó)石油渤海鉆探工程有限公司第一鉆井分公司，天津 300280；3.中國(guó)石油渤海鉆探工程有限公司職工教育培訓(xùn)中心，天津 300280；4.中國(guó)石油渤海鉆探工程有限公司國(guó)際鉆采物資供應(yīng)分公司，天津 300280）

四川盆地頁(yè)巖氣資源豐富，是目前中國(guó)最主要的頁(yè)巖氣勘探開發(fā)盆地[1-2]。近幾年隨著勘探開發(fā)的不斷深入，逐漸向深層（埋深超過3500.00~4500.00m）邁進(jìn)，也是今后一段時(shí)間內(nèi)頁(yè)巖氣持續(xù)上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的主要領(lǐng)域。近兩年，川渝地區(qū)深層頁(yè)巖氣開發(fā)力度逐漸加大，然而深層頁(yè)巖氣具有井眼深、巖石可鉆性差、軌跡控制難度高、井底溫度高等難題，制約了安全高效鉆井[3-6]。為此，優(yōu)化了井眼軌道控制技術(shù)，利用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向或“近鉆頭伽馬+螺桿+MWD”控制井眼軌跡，開展了減震推力器、同心式水力振蕩器、地面降溫等技術(shù)試驗(yàn)，優(yōu)化了鉆井液性能，優(yōu)化了鉆井參數(shù)，形成了深層頁(yè)巖氣水平井優(yōu)快鉆井配套技術(shù)，并進(jìn)行了試驗(yàn)，試驗(yàn)效果良好，滿足安全高效鉆井需求，可以在川渝地區(qū)推廣。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

川渝地區(qū)埋深超過3500.00m 的深層頁(yè)巖氣，井深超過5000.00m、裸眼段長(zhǎng)超過3500.00m、水平段長(zhǎng)超過1500.00m，須家河組、茅口組、棲霞組等地層硬度高、研磨性，井下溫度超過140.0℃，目的層斷層發(fā)育、傾角變化大，給安全高效鉆井帶來了極大挑戰(zhàn)。分析認(rèn)為，主要存在以下技術(shù)難點(diǎn)：

（1）井深、水平段和裸眼段長(zhǎng)，摩阻高、扭矩大，對(duì)鉆井設(shè)備要求高。在井斜角超過45.0°井段易形成巖屑床，且不易被清除，加之儲(chǔ)層斷層發(fā)育，交界面處巖石易剝落，井下卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高，處理難度大。

（2）須家河組地層石英含量高，膠結(jié)致密，硬度高、研磨性強(qiáng)，鉆具振動(dòng)大，易發(fā)生斷鉆具事故；茅口組、棲霞組地層含燧石結(jié)核、黃鐵礦，硬度高、研磨性強(qiáng)，鉆頭易崩齒，機(jī)械鉆速低。

（3）儲(chǔ)層薄、斷層發(fā)育、傾角變化大，為了提高儲(chǔ)層鉆遇率，需要頻繁調(diào)整井眼軌跡，對(duì)井眼軌跡控制要求高，且軌跡多成波浪形，后續(xù)施工難度高。井底溫度超過140.0℃，循環(huán)溫度130.0℃左右，對(duì)鉆井工具、鉆井液等抗溫性能要求高，常規(guī)定向井工具難以滿足要求，故障率高，嚴(yán)重影響鉆井速度。

（4）目的層以龍馬溪黑色頁(yè)巖層為主，具有較強(qiáng)的層理結(jié)構(gòu)，微裂縫和裂縫發(fā)育。鉆進(jìn)過程中鉆井液沿微裂縫和裂縫侵入地層，使井壁易發(fā)生層間剝落，造成井壁失穩(wěn)，提高鉆井液密度又會(huì)使微裂縫擴(kuò)展，誘發(fā)井漏。

2 鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)

2.1 提速提效工具及裝備

為了解決須家河組地層鉆具振動(dòng)、茅口—棲霞組地層鉆研磨性強(qiáng)、定向托壓、高溫導(dǎo)致常溫旋導(dǎo)信號(hào)不穩(wěn)定的難題，開展了減震推力器、同心式水力振蕩器、地面降溫系統(tǒng)試驗(yàn)，取得較好的應(yīng)用效果。

（1）減震提速技術(shù)。減震推力器是一種由多級(jí)活塞、芯軸、壓力顯示結(jié)構(gòu)組成的液壓吸震工具，主要是利用螺桿鉆具或鉆頭的壓力降，給鉆頭施加柔性鉆壓，同時(shí)吸收井底軸向振動(dòng)能量，保護(hù)鉆頭和鉆柱。從自流井—須家河組地層底部，全井段使用3 級(jí)結(jié)構(gòu)的水力加壓器配合獅虎獸復(fù)合鉆頭。在?660.4mm 井眼直接與鉆頭連接，在?444.5mm 井眼中安放在螺桿鉆具之上[7]。

（2）振動(dòng)減阻技術(shù)。同心式水力振蕩器是近幾年新研發(fā)的振動(dòng)減阻工具，以多頭螺桿為旋轉(zhuǎn)動(dòng)力，以同心盤閥為截流載體。主要由芯軸、碟簧組、馬達(dá)總成、撓軸、旋轉(zhuǎn)閥門系統(tǒng)組成，如圖1 所示。其中馬達(dá)總成由5:6 多頭螺桿馬達(dá)提供啟動(dòng)旋轉(zhuǎn)閥門系統(tǒng)的動(dòng)力；旋轉(zhuǎn)閥門系統(tǒng)由同心動(dòng)閥和定閥組成。當(dāng)鉆井液流經(jīng)工具時(shí)，帶動(dòng)馬達(dá)總成內(nèi)部轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)，帶動(dòng)旋轉(zhuǎn)閥門系統(tǒng)內(nèi)的動(dòng)閥轉(zhuǎn)動(dòng)，與定閥間的節(jié)流面積產(chǎn)生周期性的變化，產(chǎn)生周期性的壓力脈沖，在芯軸和碟簧組組成的振蕩部分形成周期性壓力波動(dòng)釋放，從而實(shí)現(xiàn)整個(gè)工具規(guī)律的軸向振動(dòng)[8-10]。該工具具有壽命長(zhǎng)、振蕩力大、循環(huán)壓耗低的特點(diǎn)，振動(dòng)頻率15~20Hz，產(chǎn)生40.0~60.0kN振蕩力，壓耗3.0~5.0MPa，一般安放在距離鉆頭150.00~180.00m 之間，可以降低25.0%的摩阻。?215.9mm 井眼在韓家店—石牛欄組以2.4°~3.0°/30m造斜率增井斜時(shí)，使用該工具可以有效提高定向效率；在石牛欄—龍馬溪組以3.0°~4.5°/30m 高造斜率增井斜角時(shí)，可以配合振蕩螺桿集成應(yīng)用，降低摩阻效果更佳。

圖1 同心式水力振蕩器結(jié)構(gòu)示意圖

（3）地面降溫技術(shù)。目前，川渝頁(yè)巖氣用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具耐溫性能一般在125.0℃~130.0℃之間，當(dāng)井底循環(huán)溫度超過125.0℃開始出現(xiàn)信號(hào)傳輸不穩(wěn)定、壽命短等問題，嚴(yán)重影響了鉆井時(shí)效。然而，耐高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具服務(wù)費(fèi)用昂貴，且工具數(shù)量少，保障能力不足。為此，開展了地面鉆井液冷卻系統(tǒng)的先導(dǎo)試驗(yàn)，該冷卻系統(tǒng)采取開式冷卻方式（圖2），主要由循環(huán)泵、換熱器、溫控系統(tǒng)、壓力系統(tǒng)、載冷劑箱、散熱器等組成，包含鉆井液和載冷劑兩個(gè)循環(huán)回路。工作原理是鉆井液從鉆井液循環(huán)罐中抽出進(jìn)入換熱器，再注回到鉆井液循環(huán)罐中，而鉆井液的部分熱量通過換熱器被載冷劑帶走，由于現(xiàn)場(chǎng)條件和環(huán)保要求限制，現(xiàn)場(chǎng)采用水作為載冷劑，載冷劑水與鉆井液進(jìn)行換熱之后，循環(huán)經(jīng)過散熱器進(jìn)行自然冷卻，再循環(huán)至換熱器與鉆井液進(jìn)行熱交換。在現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中，該系統(tǒng)從2號(hào)鉆井液循環(huán)罐抽出，冷卻后再注入3號(hào)鉆井液循環(huán)罐之中，與鉆井液進(jìn)行混合后再注入井筒中，該系統(tǒng)的鉆井液處理排量約為0.8～1.5m3/min，在正常鉆井施工排量1.8m3/min的情況下，能夠?qū)?0.0℃的鉆井液降溫至40.0℃左右。

圖2 地面降溫系統(tǒng)流程示意圖

2.2 井眼軌跡控制技術(shù)

（1）?660.4mm 井眼。采用塔式鉆具組合，加入?228.0mm和?203.0mm鉆鋌，配合水力加壓器為鉆頭提供足夠鉆壓，同時(shí)減少鉆頭振動(dòng)，防斜打直，確保上部井眼打直，為后續(xù)生產(chǎn)施工提供保障?？刂沏@壓40.0~80.0kN，轉(zhuǎn)速40.0~60.0r/min，排量60.0~65.0L/s。

（2）?444.5mm 井眼。采用1.25°彎角?244.5mm中速螺桿+?436mm穩(wěn)定器+MWD，既保證定向增斜時(shí)側(cè)向支撐力滿足增斜要求，又能起到穩(wěn)斜作用?？刂沏@壓120.0~160.0kN，轉(zhuǎn)速60.0~80.0r/min，排量60.0~65.0L/s。采用MWD 監(jiān)測(cè)軌跡，測(cè)斜間距不大于30m，分離系數(shù)小于2的井段，測(cè)斜間距不大于10m。

（3）?311.1mm井眼。采用1.25°彎角?244.5mm振蕩螺桿+?305.0mm穩(wěn)定器+MWD，螺桿自帶?308.0mm穩(wěn)定器，同時(shí)MWD 之上加入隨鉆堵漏閥，提高堵漏效率?？刂沏@壓120.0~160.0kN，轉(zhuǎn)速60.0~100.0r/min，排量55.0~60.0L/s。采用MWD 監(jiān)測(cè)軌跡，測(cè)斜間距不大于30m，分離系數(shù)小于2 的井段，測(cè)斜間距不大于10m。跟蹤測(cè)點(diǎn)數(shù)據(jù)和地層自然漂移趨勢(shì)，及時(shí)采取措施糾正。結(jié)合地質(zhì)資料和鄰井資料，優(yōu)選機(jī)械鉆速高的地層或井段進(jìn)行軌跡調(diào)整，提高軌跡控制效率。

（4）?215.9mm 井眼。采用大扭矩長(zhǎng)壽命直螺桿+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具控制軌跡，配合TK56 PDC鉆頭，提高機(jī)械鉆速,控制鉆壓120.0~150.0kN，轉(zhuǎn)速100.0~120.0r/min，排量30.0~35.0L/s。當(dāng)鉆進(jìn)至五峰組、寶塔組，或者水平段軌跡調(diào)整幅度大，起下鉆困難或有卡鉆風(fēng)險(xiǎn)時(shí)，采用“近鉆頭伽馬+1.5°彎角振蕩螺桿（本體無穩(wěn)定器）+MWD+水力振蕩器”，提高井眼軌跡控制效率和精度。控制鉆壓100.0~150.0kN，轉(zhuǎn)速40.0~60.0r/min，排量30.0~35.0L/s。實(shí)鉆過程中，結(jié)合地質(zhì)導(dǎo)向指令實(shí)時(shí)調(diào)整軌跡，正常情況下水平段調(diào)整控制狗腿不超過3.0°/30m，結(jié)合伽馬值和巖屑元素分析，控制井眼軌跡在優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層內(nèi)鉆進(jìn)。

2.3 鉆井液控制技術(shù)

綜合考慮抑制性、抗高溫性、井壁穩(wěn)定、攜巖能力等因素，?215.9 mm 井眼選用OBM 油基鉆井液，具體配方為：基礎(chǔ)油+25.0%~35.0% CaCl2鹽水+2.0%~3.0%BZ-OPE+1.5.0%~2.5%BZ-OSE+0.4%BZ-OWA+2.5%~3.0% Ca(OH)2+0.5%~2.5% BZ-OC+1.5%~2.5% BZOFL+0.2%~0.4%BZ-ORM+重晶石，根據(jù)油水比例的變化，調(diào)整基礎(chǔ)油、鹽水加量。具體鉆井液維護(hù)處理措施如下：

（1）強(qiáng)化井壁穩(wěn)定性?？刂朴退壤?0∶20）~（95∶5）；水平段鉆井液含水量不大于5.0%，進(jìn)一步降低自由水進(jìn)入地層；同時(shí)有利于鉆井液流變性的調(diào)控，降低ECD?？刂扑嘀新然}濃度不小于25.0%，降低活度，控制水相活度平衡。補(bǔ)充加入主乳化劑BZOPE、輔乳化劑BZ-OSE、潤(rùn)濕劑BZ-OWA，保持鉆井液具有良好的穩(wěn)定性，減少自由水進(jìn)入地層，保證ES大于800.0V。

（2）強(qiáng)化封堵性。保持體系中不同粒徑的封堵材料（BZ-OFL、BZ-OFL 復(fù)合納米型、細(xì)目鈣）含量，不同粒度分布封堵微裂縫，減少壓力傳遞；控制HTHP 失水不大于2.0mL。

（3）強(qiáng)化抗高溫性能。井底溫度異常140.0℃~150.0℃保持體系中抗高溫材料濃度，控制降濾失劑BZ-KLS-I含量1.0%~1.5%、抗高溫降濾失劑SMP-II含量2.0%~3.0%、BZ-FFT-I 含量2.0%~3.0%、抗高溫SN樹脂含量2.0%~3.0%。

（4）強(qiáng)化攜巖能力。采用油基泥漿流型調(diào)節(jié)劑調(diào)整鉆井液動(dòng)切力，保證鉆井液動(dòng)切力不低于8.0Pa、動(dòng)塑比不小于0.5，以提高其攜巖能力。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

在2 口井中試驗(yàn)了深層頁(yè)巖氣水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)，平均井深5808.50m、水平段長(zhǎng)1955.00m，鉆井過程中未發(fā)生井下故障，機(jī)械鉆速6.31m/h，鉆井周期縮短至114.26d，整體效果良好，如表1所示。與未使用該項(xiàng)技術(shù)的井相比，機(jī)械鉆速提高14.70%，鉆井周期縮短6.71%。其中A井完鉆井深6180.00m，水平段長(zhǎng)2010.00m，鉆井周期125.61d，創(chuàng)當(dāng)時(shí)區(qū)塊完鉆井深最深、水平段最長(zhǎng)、鉆井周期最短3 項(xiàng)記錄。B 井使用了地面降溫系統(tǒng)，自4300.00m開始使用地面降溫系統(tǒng)，井底循環(huán)溫度128.00℃，處理量0.8~1.5m3/min，設(shè)備入口鉆井液溫度76.0℃，出口溫度42.0℃，井底循環(huán)溫度降至124.0℃。當(dāng)使用地面降溫設(shè)備鉆進(jìn)至完鉆井深5437.00m 時(shí)，井底溫度高達(dá)128℃，基本達(dá)到常規(guī)旋導(dǎo)工具耐溫極限。

表1 深層頁(yè)巖氣水平井鉆井提速提效關(guān)鍵技術(shù)試驗(yàn)結(jié)果

A 井?444.5mm 和?311.1mm 井眼自流井—須家河井段使用水力加壓器+獅虎獸鉆頭，總進(jìn)尺384.00m，平均機(jī)械鉆速7.25m/h，與鄰井相比，機(jī)械鉆速提高32.0%以上；?215.9mm 井眼使用水力振蕩器，總進(jìn)尺1734.00m，平均機(jī)械鉆速4.41m/h，與鄰井相比，機(jī)械鉆速提高18.7%。3476.00~4296.00m 使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向控制軌跡，4296.00~6180.00m 使用1.25°振蕩螺桿（無穩(wěn)定器）+水力振蕩器控制井眼軌跡，水平段長(zhǎng)2210.00m、平均機(jī)械鉆速4.20m/h。施工中鉆遇三處斷層，進(jìn)入寶塔組366.00m，地層褶皺較多，起伏變化大，地質(zhì)導(dǎo)向下達(dá)調(diào)整井斜角指令46 次，水平段最大井斜角97.10°，增斜井段狗腿度在5.0°~8.0°/30m，水平段調(diào)整井斜角狗腿度在2.0°~3.0°/30m，未出現(xiàn)井下復(fù)雜，順利鉆達(dá)設(shè)計(jì)井深。

該井?215.9mm 井眼采用BH-OBM油基鉆井液體系，控制鉆井液密度2.23~2.27g/cm3、塑性粘度65.0~75.0mPa·s、動(dòng)切力8.5~10.5Pa、高溫高壓失水1.0~1.5mL、油水比85.0~95.0/5.0~15.0、固相含量45%~50%、破乳電壓800.0~1450.0V，有效降低了井下摩阻，摩阻系數(shù)0.07，抑制了頁(yè)巖層水化膨脹，平均井徑擴(kuò)大率3.17%，保證了安全高效鉆完井。

4 結(jié)論與建議

（1）深層頁(yè)巖氣水平井井眼深、裸眼段長(zhǎng)，摩阻高、扭矩大，加之目的層龍馬溪頁(yè)巖易坍塌，井下卡鉆風(fēng)險(xiǎn)高，給安全高效鉆井帶來了極大的挑戰(zhàn)。井底溫度高，對(duì)鉆井工具、鉆井液等抗溫性能要求高。須家河、茅口、棲霞組等硬地層機(jī)械鉆速低，影響鉆井周期。儲(chǔ)層薄、斷層發(fā)育、地層傾角變化大，頻繁調(diào)整軌跡，軌跡控制難度高。

（2）深層頁(yè)巖氣水平井優(yōu)快鉆井配套技術(shù)可以解決鉆井中存在的技術(shù)難題，尤其是鉆井提速提效工具及設(shè)備、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向軌跡控制、OBM 油基鉆井液等方面，實(shí)現(xiàn)了川渝深層頁(yè)巖氣藏的安全高效開發(fā)。

（3）為了達(dá)到更好的冷卻降溫效果，鉆井液冷卻系統(tǒng)下步的優(yōu)化改進(jìn)方向提高鉆井液處理量，同時(shí)采取增加散熱器的方式提升載冷劑的冷卻能力，另外要改善油基鉆井液在循環(huán)回路中的流動(dòng)能力，避免發(fā)生管路堵塞問題。