隆页2HF页岩气水平井钻井技术研究与实践

2018-09-06王彦祺龙志平

钻探工程 2018年7期

王彦祺，龙志平

(中石化华东油气分公司工程院，江苏南京 210031)

0 引言

常压页岩气通常指地层压力系数在0.8～1.2的页岩气藏，具有压力系数低、埋深适中、单井产量中低的特点。武隆向斜位于川东南利川-武隆复向斜南部，埋深2000～3500 m，地层压力系数1.05～1.1，属常压页岩气[1]。前期部署的隆页1HF井初期产量6万m3/d，稳产后产量3万m3/d，表明武隆地区常压页岩气资源丰富，具有良好的勘探潜能，但相对于本井的投入开发效益较差。为实现武隆地区常压页岩气的效益开发，中国石化华东油气分公司开展了常压页岩气低成本钻井技术研究，并部署了攻关试验井隆页2HF井，经现场实践取得了较好的提速降本效果。

1 钻井成本高的原因分析

通过对已钻井实钻资料分析，武隆地区钻井成本高主要表现在以下几个方面。

1.1 井身结构复杂

经过多年实践，渝东南地区页岩气井形成了比较统一的井身结构模式，即“导管+三开”模式[2-3]。由于井身结构复杂，造成了套管层次多、井眼尺寸大、钻井效率低、钻井周期长。

1.2 井下情况复杂

上部井段在三叠系的嘉陵江组、二叠系的吴家坪组、志留系的龙马溪组都存在不同程度的漏失。嘉陵江组、吴家坪组的溶洞性漏失堵漏时间长，造成钻井周期增加，龙马溪组漏失除增加堵漏时间外，油基钻井液的漏失也造成了钻井成本的增加。

1.3 机械钻速低

除井身结构复杂、井眼尺寸大之外，钻头选型、直井段防斜打直、水平段井眼轨迹控制等也是造成机械钻速低的主要原因。

1.4 测录井要求高

录井间距过密、取心井段过长、测井项目过多，这些成本的增加对于高压页岩气井的投入成本而言占比较小，但对于常压页岩气来说，成本增加的压力相对较大。

1.5 固井要求高

在固井方面对气井的要求是水泥浆返至地面，主要是防止生产过程中高压气体产生气串。对常压页岩气来说这方面的风险较小，水泥浆返至地面除了会造成成本增加外，还存在因水泥浆压力高增加固井过程中漏失的风险。

2 低成本钻井技术研究

针对上述问题，结合武隆区块的实际情况，对该区块下步钻井技术方案在井身结构、轨迹控制、钻井液、固井工艺、提速提效等方面进行了优化研究。

2.1 井身结构优化

(1)必封点分析。隆页1HF井在嘉陵江组漏失2次，一次位于8.24～9 m，漏失10 m3，另一次位于31～98 m，失返性漏失清水2700 m3，需采用套管封固；在吴家坪组漏失钻井液300 m3，清水200 m3，茅口组、长兴组等层系钻遇气测异常显示，需采用套管封固。

(2)井壁稳定性分析。邻区块的彭页1HF井在钻导眼井过程中，由于侧钻水平井实施较晚，导眼井裸眼在水基钻井液中浸泡约4个月，未发生井壁垮塌现象[4-5]。说明该区块志留系韩家店组、小河坝组等地层稳定性较好，不易垮塌。

综合上述分析，武隆地区具有将井身结构由三开制优化为二开制的条件。首先采用导管将上部浅表溶洞等漏失层封隔，建立井口；一开进入栖霞组下入表层套管，封隔三叠系、二叠系上部易漏失地层及气测异常层；二开钻至完钻井深，下入生产套管进行完井作业。

2.2 井眼轨迹控制优化

2.2.1 直井段井眼轨迹控制

武隆区块地层倾角较大，地层造斜能力较强，按相关标准控制井斜角，造成了纠斜时间长、机械钻速低、井眼轨迹差。可通过适当放宽对井斜角的限制、有利于降本增效、提高轨迹质量。

2.2.2 斜井段井眼轨迹控制

目前页岩气水平井目的层井眼轨迹控制常用的导向方式主要有3种，分别是常规LWD、近钻头测量系统以及旋转导向。3种导向工具在以下几方面存在差异。

(1)控制效果：常规LWD测量零长较长，在16～20 m之间；近钻头测量系统最近测量点仅为1.1 m左右；旋转导向工具最近测量零长为2.0～3.5 m。近钻头和旋转导向工具在轨迹预测及控制上相对于常规LWD更具优势，可减小井眼轨迹调整频次，提高钻井效率。

(2)控制方式：常规LWD和近钻头导向工具在定向时采用定工具面滑动钻进，而旋转导向工具定向时采用的是全旋转式钻进方式。在大斜度、扭方位和水平井段钻进时，旋转导向工具不仅可以提高定向钻进效率，缩短定向时间，还可提高对井眼的净化效果，降低摩阻和扭矩，提高井眼质量和实现安全钻井[6]。

(3)综合成本：以相邻区块——平桥区块页岩气水平井实际钻井平均指标为测算依据，对3种导向方式进行综合成本分析。武隆区块页岩气水平井二开井段段长一般在2200 m左右，钻井辅助成本按钻机日费计算，以50ZJ型钻机7.0万元/天为例，综合成本见表1。

表1 3种导向方式对比分析

从表1可以看出，单从仪器的服务成本上看，近钻头和旋转导向工具要高于常规LWD，但是从平桥的实钻情况来看，由于旋转导向提速效果好，二开钻井周期要远低于常规LWD和近钻头，钻井综合成本旋转导向与常规LWD基本持平，近钻头导向钻井综合成本最高。

综合上述3个方面因素的分析，在保证页岩气水平井钻遇率高、井眼光滑以及周期短等指标情况下，二开推荐采用旋转导向工具进行轨迹控制。

2.3 钻头优选

二叠系吴家坪组和茅口组过程中，地层为含粉砂岩、硅质条带及燧石团块灰岩地层，钻头选型难度大。志留系韩家店组和小河坝组地层粉砂质含量高，研磨性强，PDC钻头机械钻速低。针对该2套地层，需进行钻头选型优化。

(1)吴家坪组、茅口组钻头选型。建议PDC钻头结构特征为：五刀翼、中密度布齿、大后倾角(渐变)、减震托(齿)、复合保径。切削齿要求：外锥段主切削齿采用抗研磨齿，整体可混布。钻具组合：纵向“减震”、钻压稳定加载。本阶段地层以PDC钻头为主，采用牙轮钻头过渡，可获取较高的机械钻速。推荐钻头：KMD1652ADGR、S1665FGA、HJT617GL等。

(2)韩家店组、小河坝组钻头选型。本段地层需要兼顾定向需求，PDC钻头选型以提高钻头的稳定性和抗冲击性为主。PDC钻头结构特征：六刀翼16 mm(副切)+六刀翼13 mm(单排+减震)的PDC序列。钻具组合：减少扭矩波动或防粘滑。推荐钻头型号：KMD1652ADGR、MDSi616L等。

2.4 漏失层位对策

针对浅表缝洞型漏失一般采用清水强钻，若发生恶性漏失，可采用速凝水泥浆、高固结堵漏浆、可控凝胶等堵漏工艺。针对渗漏型漏失采用高浓度复合桥接堵漏浆，静止堵漏或承压堵漏，配套井下旁通阀随钻堵漏，在不起钻情况下，可多次进行高浓度、大颗粒堵漏施工[7]。

2.5 测录井项目优化

对预探井和开发井采取不同的测录井项目，优化组合，降低费用。在录井项目上，预探井从取全资料的目的出发，进行全井段综合录井获取主要地质参数，开发井从二开井段只进行气测录井，以卡层、靶窗优化为主。在完井测井方面，一开、二开裸眼进行标准测井及各开次的固井质量测井，开发井只对一开和二开进行固井质量测井。

2.6 固井工艺优化

根据最新颁布的页岩气井固井行业标准，对页岩气固井水泥浆返高要求为：水泥浆应返至造斜点以上300 m，并封固上层套管不少于300 m，满足压裂要求[8-9]。因此，可对生产套管水泥浆返高进行优化，由原先的返至地面优化为返至表套鞋以上1000 m。

3 现场实践与效果分析

攻关试验井隆页2HF井由导眼井与侧钻水平井组成，导眼井井深为2548 m，平均机械钻速6.99 m/h，较邻井提高49.68%，钻完井周期40.42 d，较邻井缩短25.28%；侧钻水平井井深为4613 m，平均机械钻速8.14 m/h，较邻井提高105.04%，钻完井周期为38.70 d，相比邻井缩短34.15%。采用的提速降本措施主要如下。