焦石坝地区海相页岩气水平井优快钻井技术

2016-02-23沈彬亮刘新义

西部探矿工程 2016年6期

关键词：石坝井眼水平井

刘　虎，段　华，沈彬亮，刘新义

（中石化勘探分公司，四川成都610041）

焦石坝地区海相页岩气水平井优快钻井技术

刘虎*，段华，沈彬亮，刘新义

（中石化勘探分公司，四川成都610041）

川东南焦石坝地区海相页岩气井具有地表和地下地质条件复杂、井壁稳定困难、井眼轨迹要求高、造斜段及水平段钻进困难、长水平段固井难度大等特点及难点，经过攻关研究，配套形成了三开井身结构、浅层气安全钻井、气体钻井、复合钻井、水平井钻井、油基钻井液、弹塑性水泥浆体系、钻头选型及参数优化以及地质跟踪导向等钻井技术，实现了该地区勘探井的优快钻井，有效支撑了勘探工作。

海相页岩；水平井；优快钻井；焦石坝地区；勘探井

川东南焦石坝地区发育晚震旦世至三叠纪地层，自上而下钻遇了三叠系嘉陵江组、飞仙关组、二叠统长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组、石炭系黄龙组、志留系韩家店组、小河坝组、龙马溪组以及奥陶系五峰组、涧草沟组、宝塔组、十字铺组。目的层龙马溪组—五峰组位于深水陆棚有利沉积相带，TOC高、脆性好，具有良好的构造和底板保存条件［1］。

焦页1井是焦石坝地区第一口海相页岩气探井，之后又实施了焦页2HF井、焦页3HF井、焦页4HF井经分段压裂改造均获得了较高产页岩气商业气流，从而发现了涪陵气田。在这4口井勘探井的钻探过程中，工程技术人员攻坚克难，大胆探索，形成了适合于焦石坝地区海相地层特点的钻完井配套技术体系，有力支撑了后期勘探开发。

1　钻井工程技术难点

1.1地表和地下地质条件复杂，影响施工安全与钻井速度

（1）所钻遇地层年代老、硬度大、可钻性差，造成钻头跳钻严重、机械钻速慢。

（2）浅表地层溶洞、暗河发育，呈不规则分布，钻探过程易漏失，钻井难度大。

（3）上部地层中的三叠系存在水层，二叠系长兴组、茅口组、栖霞组在局部地区存在浅层气，部分井钻遇H2S显示。

（4）泥页岩地层粘土矿物含量较高，具中等偏强水敏特征，易发生地层垮塌、卡钻等工程复杂和事故。

（5）志留系地层坍塌压力与漏失压力之间的窗口较小，井壁容易失稳导致井下复杂。目的层龙马溪组底部页岩气层，油气显示活跃，气层压力系数1.55，而目的层之上为正常压力地层。

1.2轨迹控制要求高

主要目的层纵向上非均质性强，要保证钻井轨迹尽可能多的在水平段有利储层中穿越，要求较高的轨迹控制精度；页岩气井设计水平段长，套管与井壁间的摩阻大，套管下入难度大，对水平段井眼质量要求高。

1.3造斜段托压现象严重，定向钻进速度低

受大尺寸、大弯度螺杆和地层影响，造斜段定向钻进过程中会出现工具面不好控制、钻进过程托压等现象，机械钻速低。

1.4长水平段固井施工难度大，质量难以保证

（1）水平段套管重量作用于井壁，套管偏心严重，影响套管柱的居中度；

（2）油基泥浆在井壁形成了油膜层，油膜的清洗效果直接影响到水泥胶结质量；

（3）水平井段油气显示活跃，气测值较高，要求水泥浆防气窜能力强；

（4）页岩气水平井后期的大型分段压裂改造施工，要求水泥环必须具备较好的抗冲击能力和柔韧性。

2　井身结构优化

2.1井身结构优化方案

2.1.1导管

（1）通常提前进行地面浅层水文调查，优选井眼位置，为导管下深及一开避开溶洞和暗河提供依据。

（2）导管采用∅558.8mm（或∅660.4mm）钻头钻进，下入∅476.25mm套管，主要目的是建立井口及封隔浅表漏失层，防止浅表地层水污染。

（3）导管下深增加。为保证一开钻遇浅层气时的井口安全，导管下深一般50～100m。根据实钻情况，如在导眼完钻井深附近钻遇水层，可适当加深。

2.1.2一开

使用∅406.4mm（或∅444.5mm）钻头钻进，下入∅339.7mm表层套管，封隔龙潭组及以上地层（地表水、浅层气、煤层及易垮塌层），同时为二开气体钻创造条件。一开套管必须封住长兴组含H2S浅层气，在钻穿龙潭组易垮塌地层后中完。

2.1.3二开

二开使用∅311.2mm钻头钻进至设计井深裸眼完钻。

2.1.4三开（侧钻水平井）

根据直导眼井主要目的层显示情况，回填后实施侧钻水平井。

（1）侧钻点选择：在A靶点以上垂深450m左右岩性合适的井段选定造斜点，基本选择在小河坝组侧钻，一般要求水泥塞300m左右（在造斜点以下250m至造斜点以上50m注水泥塞）。

（2）斜井段：正常情况下用∅311.2mm钻头钻至A靶点，下入∅244.5mm套管。因二开大井眼定向困难，机械钻速低，又是使用水基钻井液，如果二开钻进至A点时间长，为防止定向段泥页岩水化后井壁垮塌造成井下情况复杂，可在井斜70°左右提前下入技术套管。技术套管必须封隔住龙马溪组页岩气层之上的易漏、易垮塌地层。

（3）水平段采用∅215.9mm钻头钻至设计井深完钻，一次性下入∅139.7mm套管，采用一次固井方式完井。全水平段钻井采用地质导向随钻测井，完钻后裸眼不测井。

2.2套管性能优化

（1）提高抗内压强度。为了提高套管的抗内压强度，页岩气水平井生产套管都采用壁厚、高抗内压强度的套管以满足钻井和后期大型压裂的需要。∅139.7mm生产套管采用壁厚12.34mm、抗内压强度117.3MPa的套管。

（2）优化抗硫套管。为了能够满足对H2S防护的需要，在安全的前提下同时减少经济投入，在井口800m段以及预测可能含有H2S的地层使用抗硫套管，其余井段均使用普通套管。

3　浅层安全钻井技术

3.1浅表层安全钻井技术

3.1.1前期水地下文勘测技术

为了有效规避地表溶洞、暗河等浅表复杂地层，降低钻井工程风险，在井场选址确定后首先对井场采用高密度电阻率法勘察后进行安全性评估，对不能满足条件的井位进行重新选址。

3.1.2清水强钻技术

根据焦石坝地区地表喀斯特地貌的特征，导管井段可采用清水钻进，通过清水强钻快速通过易漏地层，为避免污染地表水源，清水中不加其它化学添加剂，如钻遇大漏地层则通常采用玉米秸秆及棉絮堵漏。主要保障技术措施：一是现场备足清水及供水设备，要求储水量不小于1000m3，供水量不小于1000m3/d；二是加大泵入排量，以保证岩屑正常携出井筒。

3.1.3导眼封过地表漏失层位

为封隔地表易漏失和垮塌地层，提高一开钻遇浅层气的井口井控能力，导管下深根据地层情况确定，水泥返出地面。

3.2含硫气层安全钻井技术

针对长兴组含H2S的实际情况，主要通过优化钻井方式和细化含H2S气层钻井技术方案来实现安全快速钻进。进入长兴组气层前，由气体钻井方式转化成泥浆钻进。在长兴组、茅口组和栖霞组使用低密度无固相钻井液（密度小于1.30g/cm3），配合高效PDC+高效螺杆复合钻井技术，在保证安全的前提下提高钻井速度。进入含H2S地层钻进时，根据实际情况及时调整钻井液密度，以实现近平衡压稳不漏。现场加强H2S监测，钻井液中加足除硫剂。

4　气体钻井技术

焦石坝地区嘉陵江组、飞仙关组地层比较稳定，使用气体钻井技术，能够大幅度提高大尺寸井眼的机械钻速，减少钻井周期。如果在空气钻过程中，出现出水情况，根据出水程度转化成雾化钻或泡沫钻。焦页2HF、焦页3HF、焦页4HF井使用气体钻井技术，进尺1036.21m，纯钻时间122.83h，平均机械钻速8.44m/h，提速效果明显。

5　复合钻井技术

5.1工具优选

（1）定向段和水平段采用等壁厚高效螺杆（水平段使用油基钻井液螺杆），配合进口或国产优质PDC钻头，选用抗温抗压能力强、性能稳定的无线随钻仪器，加快定向段和水平段的钻井速度。

（2）加强螺杆的选型，解决定向托压难题。∅311.2mm井眼采用三瓣偏心扶正器的单弯螺杆，能够克服定向托压难题，工具面得到较好的控制，造斜率控制合理，井眼轨迹圆滑。使用∅216mm特殊形状扶正器螺杆配合定向PDC钻头，合理调整轨迹，解决大井眼定向托压，加快定向速度。

（3）使用PDC+弯螺杆+水力推进器不仅能够解决托压定向的相关难题，同时提高定向钻进速度。

（4）三开优化钻具结构，水平段以上使用5-1/2″钻杆，加大排量提高水力参数，充分发挥井下动力工具的功率。

5.2应用情况

复合钻井技术在焦石坝地区4口预探井应用，进尺3673.09m，纯钻时间493.51h，平均机械钻速7.44m/h。

6　水平段优快钻井技术

6.1主要技术保障措施

6.1.1优化钻井液参数

为解决井斜角45°～60°的井段“岩屑床”问题，水平段采用国产油基钻井液体系。

根据地层压力系数，合理调整钻井液密度，防止井眼坍塌。

6.1.2优选螺杆

水平段使用油基螺杆配合PDC钻头钻进，可以在提高机械钻速的同时，保证井眼轨迹质量。

6.1.3优化钻具组合

在水平井段采用双稳定器组合钻具，通过调整两稳定器之间、钻头与稳定器之间的距离及钻进参数，可实现旋转控制井眼轨迹。

6.2实施效果

4口预探井均顺利中靶，井眼轨迹完全满足设计要求，目的层（页岩气层）钻遇率100%。其中焦页1HF井水平段钻井时间10.35d，平均机械钻速6.05m/h，最高日进尺155m，最高机械钻速6.9m/h，使用1只PDC钻头钻完了全部水平段。

7　钻头优选

7.1钻头优选主要措施

（1）一开空气钻井段地层硬度大、研磨性强，气体钻进过程中憋跳钻，钻头受冲击作用强，使用短齿强保径SKH537CGK钻头。

（2）海相地层研磨性强，牙轮钻头定向钻进巴掌磨损快，易掉牙轮，优选PDC钻头。

7.2现场应用情况

（1）∅311.2mm井眼优选T1365B或EM1655SE型号的PDC钻头，单只钻头平均机械钻速最高达到18.28m/h。

（2）∅215.9mm井眼主要岩性为龙马溪组黑色泥页岩，岩性脆、可钻性较好，优选T1655B或T1665B型号的PDC钻头，单只钻头平均机械钻速最高达到8.92m/h。

8　地质跟踪导向技术

地质跟踪导向技术在钻具底部配备能测试自然伽马和电阻率等参数的随钻测井仪器，从而快速地识别页岩地层，进行水平井轨迹的控制，提高中靶精度，目前该项技术已被广泛应用于页岩气水平井钻井中。4口探井从造斜开始全部使用LWD技术，均顺利中靶。

9　油基钻井液技术

9.1基油选择

综合考虑后选择5#白油和0#柴油作为全油基钻井液体系基油。

9.2有机土选择

选用有机阳离子型表面活性剂（如有机胺）作为膨润土有机改性剂，通过阳离子交换实现对膨润土的改性。

9.3油基钻井液体系

采用了全油基钻井液体系。油基钻井液性能稳定、抑制性强、润滑性好，有利于钻井液对井壁的保护和井眼清洁，对产层起到了良好的保护作用。

10　水平井固井技术

10.1井眼准备

做好通井前地层承压实验，避免套管下入过程中发生井漏。采用一柱钻铤带三螺旋扶正器通井，确保井眼顺畅，以保证套管的顺利下入。

10.2套管抬头、居中、漂浮技术

（1）套管抬头。在浮鞋上接一根1m短套管，安装旋流刚性扶正器一只，用卡箍固定，确保套管“抬头”和“引鞋居中”，减少下套管摩阻。

（2）套管居中。优化使用扶正器，选用大斜度（30°）螺旋刚性扶正器。

（3）套管漂浮。在套管串结构中加入漂浮接箍，利用漂浮接箍与套管鞋中间套管内封闭的空气或低密度钻井液的浮力作用，来减小套管下入过程中井壁对套管的摩阻。

（4）四级油膜清洗技术。针对油基钻井液，优选高效前置液，采用四级冲洗技术。该技术是用高效前置冲洗液驱替套管壁和井壁油膜，利用化学冲洗作用来冲洗泥饼，改善泥饼的亲水能力，在化学作用和水力冲洗的同时，增加物理冲洗泥饼，提高水泥石与套管壁、井壁的界面胶结质量。高效前置液利用表面活性剂所特有的表面活性（润湿性、渗透性及乳化性等）作用于井壁和套管壁，降低二界面的表面张力，增强冲洗液对界面的润湿作用和冲洗作用。