深层页岩气钻井技术难点与对策

2019-01-13樊好福臧艳彬张金成张海平

钻采工艺 2019年3期

樊好福，臧艳彬，张金成，张海平

(1中石化中原石油工程有限公司钻井一公司 2中国石化石油工程技术研究院)

在国土资源部颁布的地矿行业标准《页岩气资源储量计算与评价技术规范》(DZT 0254-2014)中[1]，将深层页岩气定义为“储层埋藏深度3 500～4 500 m的页岩气”，垂深超过4 500 m的定义为超深层。我国深层页岩气资源量巨大[2]，据测算，中国石化在川东南地区深层页岩气资源量高达4 612×108m3，主要分布于涪陵页岩气田江东和平桥、丁山、威荣、永川等地区。这些地区将成为中石化未来页岩气勘探开发的重点和热点。

中国已在涪陵页岩气田焦石坝、长宁等区块实现了中浅层页岩气的商业化开发，形成了3 500 m以浅页岩气优快钻井技术[3-6]。但深层页岩气的地质特征与中浅层存在较大差别，目前深层页岩气钻井仍面临着机械钻速低、钻井周期长、成本高、套管变形等挑战，无法满足经济有效开发要求。

为此，笔者在调研对比国内外深层页岩气钻井技术的基础上，总结分析了国内深层页岩气钻井存在的技术难点，提出了针对性的技术措施，以期为深层页岩气钻井技术方案的优化和钻井提速提效提供指导和借鉴。

一、国内外深层页岩气钻井技术对比

1. 国外开发现状及钻井技术

美国的Eagle Ford、Haynesville和Cana Woodford区块[3-5]埋深深度3 500～4 100 m，压裂后单井产量在5×104m3/d以上，平均钻井周期35～55 d，钻井成本250～450万美元，获得了经济开发。国外形成了成熟的深层页岩气钻井技术体系，主要包括以下5个方面。

1.1 井身结构

通常采用三开井身结构：一开钻头尺寸Ø342.9 mm，下入Ø273.1 mm套管；二开钻头尺寸Ø250.8 mm，下入Ø193.7 mm套管(直井段)，水泥返高1 000 m；三开钻头尺寸Ø171.45 mm，下入Ø139.7 mm套管，水泥返高2 000 m。

1.2 钻井参数

为提高机械钻速，钻井过程中采用激进的钻井参数。以Ø215.9 mm井眼PDC钻头为例，钻压200 kN，转速110 r/min，最大顶驱扭矩可达25 kN·m，排量33～35 L/s，螺杆压降4～5 MPa。

1.3 钻井提速工具

研发了AxeBlade斧式金刚石切削齿钻头、自适应PDC钻头、混合钻头、旋冲螺杆等先进的钻井提速工具。AxeBlade钻头集成了常规PDC钻头剪切破岩和硬质合金钻头挤压破岩的功能。自适应钻头是在钻头内设计有可伸缩切入深度控制装置。混合钻头综合了PDC钻头和牙轮钻头的技术优势，适用于软硬夹层和研磨性地层。

1.4 轨迹设计与轨迹控制

为提高定向钻井效率，水平井造斜井段设计全角变化率(12°～15°)/30 m，造斜井段设计长度控制在200～300 m。为此，斯伦贝谢和贝克休斯公司相继推出了高造斜率旋转导向钻井系统，其最大造斜能力范围为(15°～18°)/30 m。同时研发了大弯角螺杆(弯角达到2.12°)、短弯螺杆以及钻柱扭摆系统。

1.5 高压页岩地层钻井液技术

一方面开发了高温高密度油基钻井液体系，耐温180℃，密度1.8～2.1 g/cm3，油水比85/15～80/20，ES≥400 V；另一方面采用控压降密度钻井技术，降低油基钻井液密度，实现钻井提速。Haynesville Shale页岩地层裂缝发育、地层压力系数高，钻井过程中，涌漏同存，钻井速度慢。应用控压钻井技术后，钻井液密度由1.98 g/cm3降低到1.78 g/cm3，机械钻速由3.5～5 m/h提高到13～16 m/h，钻井周期缩短49%。

1.6 生产套管固井技术

生产套管固井采用弹韧性水泥浆体系，部分井用泡沫水泥浆体系。水泥浆返至技术套管鞋以上1 300 m左右，压裂施工时在技术套管与生产套管之间加20 MPa回压，补偿生产套管所受的内压。生产套管选型为：外径139.7 mm，钢级P110，壁厚10.54 mm，无接箍内平气密扣，抗内压强度100.1 MPa，抗外挤强度100.3 MPa，抗拉强度3 377 kN。

2. 国内外钻井技术对比分析

国内通过深层页岩气钻井探索与实践，取得了一定的成效和认识。

2.1 井身结构

国内在深层页岩气井主要采用“导管+四开”井身结构。一开钻头尺寸Ø609.6 mm，下入Ø476.25 mm套管；二开钻头尺寸Ø406.4 mm，下入Ø339.7 mm套管；三开钻头尺寸Ø311.2 mm，下入Ø244.5 mm套管，四开钻头尺寸Ø215.9 mm，下入Ø139.7 mm套管，各开次水泥浆均返至地面。井眼尺寸均比国外大，并且水泥浆均返至地面，这给钻井提速提效带来不利影响。

2.2 钻井参数

国内受地面机泵条件、循环管汇、钻具和钻头性能等限制，钻井参数普遍比国外低。Ø215.9 mm井眼PDC钻头钻压8～10 kN，转速50～60 r/min，最大顶驱扭矩10 kN·m，排量25～30 L/s，螺杆压降2～3 MPa。

2.3 钻井提速工具

研发了耐高温等壁厚耐油螺杆(耐温170℃，寿命150 h)、定向PDC钻头和水力振荡器防托压工具[6]，满足了3 500 m以浅钻井提速技术需求。适用于深层页岩气井的个性化PDC、高效辅助破岩工具缺乏。

2.4 轨迹设计与轨迹控制

轨迹设计造斜率一般为(4～6)°/30 m，较国外低，造成定向井段长。主要采用随钻伽马+MWD+弯螺杆或常规造斜率旋转导向进行轨迹控制，钻井效率和精度低。

2.5 钻井液技术

研发的油基钻井液密度已达2.1 g/cm3，耐温超过150℃，基本可满足深页岩气钻井需要，但是其综合性能与国外相比仍有差距，特别是深层高压页岩气地层主要采用过平衡钻井，钻井液密度偏高，尚未大面积应用欠平衡/平衡控压钻井技术。

2.6 生产套管固井技术

国内成功研发了弹韧性水泥浆体系和泡沫水泥浆体系，水泥浆返至地面。

二、深层页岩气地层特征与钻井难点

我国深层页岩气主要集中在中石化的涪陵江东和平桥区块、丁山、威荣、永川以及中石油的威远等地区，深层页岩气全井平均机械钻速4～5 m/h，钻井周期普遍80 d以上。

1.深层页岩气地质特征

与涪陵页岩气田焦石坝区块中深层页岩气相比，深层页岩气地层特征有：

(1)地层层序增多、上部地质条件更加复杂。深层页岩气随着埋深的增加，所钻遇地层层序增加，与涪陵焦石坝区块相比，深层页岩气区块上部增加了遂宁组-雷口组等地层，这些地层易出水、井壁易失稳。

(2)龙潭组-石牛栏/小河坝组地层岩石强度高、可钻性差。深层页岩气与焦石坝区块相比地层虽然相似，但是岩性变化较大。龙潭组—茅口组上部地层岩石强度增加，研磨性增强；志留系石牛栏/小河坝组出现研磨性砂层，硬度达到6级，塑性系数低于2级，研磨性强，可钻性差。

(3)深部地层构造更加复杂，储层预测精度低，实钻与设计偏差大。四川盆地深部页岩区块构造较复杂，地层产状差异较大，储层标志层不清晰，地质预测偏差大。以涪陵页岩气田江东和平桥区块为例，A靶点垂深实钻与设计平均偏差达50 m，最大超过200 m。

(4)深层页岩气地层温度和压力高。随着埋深增加深层页岩气地层温度和压力升高，丁山地区地层温度90℃～120℃，地层压力系数1.4～1.6，威荣地区地层温度110℃～140℃，地层压力系数1.7～1.9。

2.深层页岩气钻井难点

(1)“导眼+三开”井身结构不能完全满足深层页岩气安全钻井需要。深层页岩气与中浅层相比，上部增加了遂宁组-雷口坡组等地层，地层稳定性差、易井漏，采用三开井身结构在导管和一开钻井过程中多次发生井漏、井壁垮塌等故障，被迫填井。因此在丁山等地区深层页岩气井中多采用四开井身结构，增加了钻井周期和钻井成本。

(2)茅口-小河坝/石牛栏组等地层缺乏匹配的PDC钻头和提速技术，机械钻速低。龙潭组-茅口组上部含硅质条带及结核，局部含黄铁矿；茅口组下部-黄龙组硬夹层多，小河坝组/石牛栏地层分布有石英砂层，PDC钻头磨损快。统计表明，深层页岩气井全井平均机械钻速较涪陵焦石坝区块降低了40%，PDC钻头消耗增加3～4只。

(3)深层页岩气水平井井眼轨迹控制难度增大。深层页岩气地质构造更加复杂，地层倾角变化大，标志层不清晰，地质预测偏差大，导致中靶困难，水平段轨迹调整频繁，部分井托压严重。焦页89-1HF井因浊积砂标志层不清，3次上提A靶垂深，累计上提60 m，又将A靶垂深下调85 m，在100 m井段内，调整A靶4次，导致起下钻3次，耗时50 h，机械钻速不足2 m/h，仅为平均机械钻速的1/4。

(4)深层高温高压造成旋转导向和近钻头仪器故障率升高，影响钻井效率。地层温度和压力高，钻井液密度高，造成旋转导向或近钻头测量仪器故障率升高。据统计，涪陵地区17口深层页岩气井中10口井发生了近钻头仪器故障23次。威荣地区6口井发生了旋转导向仪器失效15次。

(5)页岩地层压力高、气测显示活跃，钻井液密度高，影响钻井施工效率。深层页岩裂缝较发育，地层压力高，水平段施工气测显示活跃，钻井液密度高、流变性变差，造成循环压耗增大、泵压升高，排量受限，并严重影响机械钻速、定向仪器和旋转导向工具的寿命。

(6)部分区块套管变形和密封失效问题突出。深层页岩气井压裂施工压力高，普遍在60～95 MPa，最大超过110 MPa，这给生产套管带来极大挑战。中石油威远地区开发前期套管变形井占到总井数的50%以上，中石化威荣地区前期完井的6口井，有5口井发生了生产套管变形。

三、深层页岩气钻井技术对策

1. 优化井身结构设计

应用高密度电法勘探、测井、钻井、录井等综合技术手段[7-8]，弄清地表溶洞、裂缝的分布规律，明确地层出水、出气以及压力分布特征，将四开井身结构简化为三开，并持续优化套管和钻头尺寸。通过上提技术套管下深、提高定向段造斜率等措施，将造斜点下移至技术套管鞋之下，定向段井眼尺寸由Ø311.2 mm缩小为Ø215.9 mm。

2.集成配套钻井提速技术

2.1 研发和优选适用于茅口-小河坝/石牛栏组的高效PDC钻头

针对龙潭、茅口组地层研制抗冲击牙轮钻头，提高切削齿的耐磨性和韧性，适当降低齿的高度。茅口组下部-黄龙组地层研制斧形齿PDC钻头，斧形齿受力面积小，将破岩方式由单一剪切变形变为切削+挤压复合破岩，提高齿的结构强度和破岩效率；小河坝/石牛栏组地层研磨性较强，PDC钻头肩部磨损和缩径问题突出，继续攻关适用于小河坝/石牛栏组的混合钻头，提高单只钻头进尺和机械钻速。

2.2 全面推广“一趟钻”技术

“一趟钻”是指一个钻头一次下钻打完一个开次的所有进尺。“一趟钻”已经成为国外页岩油气水平井钻井降本增效的重要途径。2016年美国在俄亥俄州Utica页岩气产区钻成了一口总井深达8 244.2 m的水平井，水平段长5 652.2 m，“一趟钻”完成。Marcellus地区日进尺最快达1 774.2 m，单趟钻进尺达4 597.6 m。近期完钻的深层页岩气井丁页5井实现了水平段“一趟钻”，水平段长 1 635 m，平均机械钻速6.59 m/h，施工时间同比缩短36.57%。

3. 优化井眼轨迹控制工艺

3.1 优化井眼轨迹

采用“双二维井眼轨迹”代替三维井眼轨迹设计[9]。与三维井眼轨迹设计相比，双二维井眼轨迹提高了造斜点深度、增大了直井段邻井间距，降低了防碰风险；在两个铅垂面内只有井斜变化没有方位角变化，避免了常规三维水平井的大量扭方位作业。

3.2 合理优选轨迹控制方式

针对深层页岩气井旋转导向和近钻头工具故障率高、费用高，且工具仍处于供不应求的局面的问题，在地质情况简单、倾角平缓的井或井段优先使用“随钻伽马+MWD+弯螺杆”导向方式，在倾角变化复杂的地层使用旋转导向工具。

3.3 应用高造斜率螺杆钻具

短弯螺杆是指螺杆钻具弯点距离转子输出端的距离较常规螺杆短的一种新型螺杆。常规单弯螺杆的弯点距离1.5～2.0 m，短弯螺杆弯点距离为1.0～1.2 m。因此，在弯角相同的情况下，可获得更高的造斜率，从而减少滑动钻进进尺。该工具在焦页184-4HF井试验井段3 292～3 540 m，纯钻时间41 h，进尺248 m，其中定向进尺113 m，复合进尺136 m。应用表明，1.25°Ø172 mm短弯螺杆平均造斜率为0.31°/m，较常规螺杆提高了105.49%。

4. 应用控压钻井技术降低水平段的钻井液密度

针对深层页岩气钻井液密度高，机械钻速低的问题，采用控压钻井技术降低钻井液密度，可显著提高钻井速度。元坝地区在元坝10井等5口井实施了控压降密度钻井技术，平均机械钻速同比提高了26.4%～47.4%。焦石坝区块在焦页49-3HF井、焦页33-4HF等进行了控压降密度钻井技术试验，应用后钻井液密度降低了0.08～0.11 g/cm3，机械钻速同比提高29.89%，复杂时效降为零。

5. 优化套管柱设计和防控措施

深层页岩气生产套管变形问题突出，目前对套管变形原因认识尚不明确。相关学者研究认为，引起套变的可能原因为：①压裂过程中造成的地层剪切滑移；②压裂过程中井筒压力急剧变化可能导致套管疲劳损伤发生套变。以威页23-1HF井为例，第1段在测试压裂实施变排量瞬时停泵压力测试，短期内5次突然停泵，井口泵压变化52 MPa；第1段加砂压裂过程出现砂堵，瞬时高压达125 MPa，超过了套管抗外挤强度，瞬时停泵引起的水击效应造成套管变形。但是中石化威远地区套变位置与裂缝发育情况、地应力、应力差、固井质量、井眼曲率等关系不明显，呈现与中石油威远地区不同的失效特征，需要开展专题攻关研究。