威远页岩气水平井钻井关键技术及发展方向

2020-10-28冉启华

钻采工艺 2020年4期

冉启华, 赵晗

(中石油川庆钻探工程有限公司页岩气勘探开发项目经理部)

页岩油气的商业开发主要依靠水平井钻井与体积压裂技术的进步，改变了世界能源格局，美国因此而成为油气出口国[1-3]。四川盆地具有优越的页岩气形成与富集条件，页岩气资源潜力巨大，但受到页岩埋藏较深、多期地质构造运动影响，地质条件较为复杂，尤其是威远页岩气示范区地表疏松、成岩性差；二叠系地层可钻性差、易发生井漏；龙马溪组页岩性脆，易出现破碎性垮塌、井漏[4-5]，地层倾角变化、断层发育影响储层钻遇率。

本文针对上述难点，系统总结分析了威远页岩气水平井钻井技术集成与应用情况，经过5年的研究和实践，形成的威远页岩气水平井技术模板、作业模式能够高效支撑钻井提速、提效，助推了威远页岩气高效建产，已累计开钻近190口井，完成钻井进尺80余万米，建成20×108m3年生产能力。

一、威远页岩气钻井技术优化与集成

经历了评价试验、优化调整和总结提高，逐步发展形成了适用于威远页岩气丛式水平井的完整钻井工程技术系列。

1.井身结构优化

基于威远上部地层易漏、目的层破碎等地质工程难点，确立了“油层套管满足体积压裂、技术套管满足储层专打、表层套管满足地表复杂”设计原则，逐步优化形成了Ø139.7 mm套管完井的三开三完井身结构(图1)，为实施页岩储层长水平段水平井奠定了基础。

图1 威远页岩气示范区多轮井身结构优化

2.井眼轨迹优化

密集的页岩气丛式水平井轨道具有空间三维特点，通过建立大平台三维水平井组井眼轨迹设计方法，结合钻柱摩阻扭矩评价、防碰绕障分析，从常规“五段制”三维轨迹模式优化形成双二维“预斜”轨迹模式，并发展形成“直+增+稳+降+直+增+平”、“直+微增+增扭+平”、“勺式负位移”等轨迹剖面，适应不同横向偏移距、靶前距、储层埋深、地层厚度的需要。

模拟计算表明，双二维较纯三维轨迹的水平井旋转钻进扭矩会降低13.87%，滑动钻井摩阻降低12.58%、无屈曲，下钻摩阻降低16.57%,目前实施井最大横向偏移距达到了1 216 m。

3.个性化钻头及水平井“一趟钻”钻井技术

利用测井资料反演得出地层岩石强度和可钻性，通过近700只钻头的现场试验数据分析，优选出了以5刀翼、16 mm齿为主的PDC钻头序列。同时，针对提速潜力层段龙马溪组，应用模具制造3D打印技术和大数据持续优化，自主研制了一种页岩专层个性化PDC钻头，具有抗冲击、短保径和大排屑流道的特性，整体性能与进口钻头水平相当，成本降低30%。

配合使用等壁厚螺杆、耐油螺杆和“大排量、高转速、中等钻压”钻井参数，提高钻进效率和延长钻具寿命。目前，Ø311.2 mm井段一趟钻最高进尺达到2 260 m、Ø215.9 mm井段一趟钻最高进尺达到2 363 m，行程钻速逐步提升。

4.油基钻井液技术

由于区域构造作用强、地应力差大，页岩层理、裂缝发育，从页岩的基本特性、地应力和地层坍塌压力研究入手，揭示了页岩地层亲油特性及井壁失稳主要机理，确立了当前以油基钻井液钻进为主的基本原则，确定了复合粒子强封堵、纳米材料增强乳化稳定、无土相流变性控制等钻井液关键技术，效果与国外公司同类产品相近，单井费用降低20%。

5.旋转地质导向技术

威远日产量大于20×104m3的气井巷道位置均位于龙一11小层，其底部3～4 m是达成高产的最有利靶体，具有储层埋藏深、构造复杂、地层倾角变化大、水平箱体厚度薄等地质特征，空间三维井眼轨迹难于控制。通过引进斯伦贝谢公司Archer为代表的旋转导向工具，施工实际造斜能力达到12°/30 m、方位伽马测量零长3 m，结合钻前三维地质建模和特殊录井随钻分析，实现储层实时预测、小层精准识别、模型实时调整、轨迹精细控制，在保证钻进效率和井眼轨迹光滑的同时，满足1～3 m优质薄储层识别跟踪，水平箱体钻遇率达到95%以上，有力保障了单井产量的提高。

6.长水平段水平井固井技术

页岩气水平井水泥环要承受压裂载荷频繁的加载，防止水泥环裂纹是保证压裂效果的基本条件。自主研制了韧性防窜剂和限位膨胀剂等核心外加剂，建立了洗油冲洗剂优选评价方法和环空多相流体界面追踪模型，形成微膨胀韧性水泥浆及配套固井技术，水泥石线性膨胀率0.036%、弹性模量降低44%，水平段平均固井质量优质率达到90%以上，解决了隔离液冲洗效率低、水泥石力学性能与体积压裂不匹配、顶替工艺技术不完善等问题，满足水平段体积压裂需求。

7.工厂化作业模式推广

为了使页岩气井快速形成产能，在“标准化井场设计、钻机快速平移、批量化钻井、液体重复利用”基础上，创新发展了钻井-压裂、钻井-采输、钻-压-采等不同工况同步作业的生产模式，通过优化地面部署，将标准钻井平台8口井分为两个阶段实施，采用2部钻机先同步作业半支4口井(图2)，分别完钻2口井即可压裂，半支井投产周期大幅缩短，平台能够尽早贡献产能，但这种作业方式增大了钻井期间丛式井组的井眼轨迹防碰风险和控制难度，平台分期投产对采输工程、井间压窜也带来了新的挑战。

图2 优化后双钻机同步作业模式

8.应用效果分析

截止2019年8月，川庆钻探公司威远区块已累计完钻页岩气水平井160口，钻井周期、水平段长、储层钻遇率等主要指标水平均逐步提高(图3)，单井平均测试产量由初期的约14×104m3/d提高到现在30×104m3/d，速度、质量、效益并进。

图3 三轮次主要钻井指标对比图

新近完成的威204H35-2井，钻井周期29.65 d,在威204井区首次突破30 d，该井全井三趟钻完成，首次在威远页岩气区块实现“一开一趟钻”，同时也取得了龙一11小层钻遇率100%、全井机械钻速12.6 m/h、三开钻井周期11.38 d等最优指标，技术集成应用效果显著。

二、页岩气低成本钻井技术探索

在钻井液技术、导向技术、工具国产化等方面大力开展攻关试验，对进一步促进页岩气效益开发具有重要意义。

1.柴油基钻井液及高性能水基钻井液试验应用

柴油基钻井液存在挥发性强、闪点低等难点，通过对症研制挥发性抑制剂，使柴油基钻井液闪点达到100℃以上的同时，能将TVOC(总挥发性有机物)挥发量降低40%，在现场试验性能与白油基钻井液相当，基础油成本降低25%，其试验评价和推广正在威远区块整体推进。

针对环保问题和降本需要研发的高性能水基钻井液，经过4年的发展和改进，其抑制性、封堵性、润滑性、流变性四大性能达到油基钻井液水平，单位成本有所下降，在部分川南页岩气区域已能满足钻进、下套管全程使用。威远区块实现最长水平段2 000 m，完钻井深5 750 m，但其针对破碎地层、高水敏性地层的适应性还有待提高，润滑性能较油基钻井液仍存在一定差距。

2.小尺寸井身结构探索

优先考虑体积压裂的需要，在产层埋深相对较浅的区域探索了整体瘦身的非常规井身结构，即Ø273.1 mm表层套管+Ø196.85 mm技术套管+Ø127 mm油层套管，试验井威202H10-1、2井表明在上部井段钻井速度、套管用量及岩屑产生量等方面具有优势，且压裂改造未发生套变，同平台其余7口井中有6口发生套变，对预防威远区块套变问题提供了新的技术途径。

3.低成本导向技术研究

目前，旋转导向工具仍然大量依赖进口，工程成本较高，通过优化井眼轨迹、改进螺杆钻具、优化水力振荡器安放位置、钻柱扭摆减阻以及元素录井和近钻头测量辅助录井等综合技术手段，实现了常规定向工具的“高效滑动”和精确地质导向。在威202H10-6、7、8井(下倾井)试验情况表明，定向段未出现托压、水平段托压明显减轻，配合钻柱扭摆减阻、提高钻井液润滑性等措施，机械钻速较常规定向有所提升，龙一11储层钻遇率均大于90%，后实施的8井达到100%。但较旋转导向在作业效率和储层钻遇率上仍有一定差距，其应用范围还只能局限于区域地质工程情况较清楚、水平段储层厚度大且地层平缓的下倾井，针对上倾井、超长水平井的适应性有待完善。

4.自主旋转导向工具试验

国内研究院所、工具厂商对旋转导向工具的跟进和研发已长达十年，产品结构性、功能性目标均已实现，与国外成熟工具存在的差距主要是造斜能力不足，抗振动、抗高温稳定性差，入井工具容易失效，工作时间短。

经过近两年的针对性攻关，上述难题取得一定突破，国内处于领先水平的旋转导向工具现场试验造斜能力可达(7°～10°)/30 m，最高单次入井工作时间近300 h，最高单趟进尺超过1 000 m，向工业化应用又迈出了一大步，将极大改善该领域工具紧缺状况，降低作业成本。

三、下步发展方向探讨

随着威远气田持续滚动开发和勘探领域的拓展，将涉及边缘区域低压、薄储层的动用以及3 500 m以深页岩气的开发，对钻完井工程带来新的技术挑战。

1.深化地质工程一体化研究

威远区块地质情况复杂，横向上差异较大，部分区域页岩极为破碎,优质储层厚度减薄，需强化地质与工程的结合，以达到提产提效的目的。业界内提出了储层品质、钻井品质的概念[6]，凸显钻井工程质量、效率对开发效益的重要性，技术思路也逐渐清晰。通过建立一体化团队，系统推动综合研究、优化设计和生产应用，针对不同区域精细刻画断层裂缝、明确地质工程“甜点”、设计适度水平段长、优化钻井液密度和性能、实时调控井眼轨迹，以有效降低施工难度和风险、提高储层钻遇率和钻井效率。

2.发展“一趟钻”钻井技术

“一趟钻”是钻井技术的集成和钻井效果的体现，美国部分页岩气田“一天一英里”已呈常态化，最高单趟进尺突破5 600 m，而威远区块虽有全井“一开一趟钻”、单趟进尺2 363 m等案例，但因地质差异、装备条件、轨迹方案等客观因素限制，还无法有效进行复制，目前平均单趟钻进尺约650 m，水平段平均机械钻速不足10 m/h，需重点关注卡钻井漏复杂、工具仪器寿命和钻头破岩效率，逐步提高一趟钻成功率。

3.探索预防套管变形新手段

压裂后套变主要以挤压为主，并受有限的地层滑移量控制，目前在钻井井身质量和套管选型方面已开展了大量工作，在固井方面的相关研究认为加大水泥环厚度结合高塑性水泥浆、添加高强度空心微珠固井，能够在遭受集中载荷时提供变形空间，从而达到降低套变程度的目的。

4.深层页岩气开发工程配套技术研究

目前，国内3 500 m以深页岩气钻井已有不少成功案例，储层埋深3 900 m左右的泸203井测试日产气量高达137.9×104m3，也进一步表明川南深层页岩气良好的勘探前景[7]，但整体开发技术尚不成熟。威远区块寒武系筇竹寺组页岩气储层埋深在2 800～4 700 m，勘探程度较低，存在地层层序复杂、岩石可钻性差、高温条件下工具和钻井液适应性不足、井眼降摩减阻要求高、套管强度与抗硫性能存在矛盾等难题，配套技术和标准规范需攻关完善。

5.立体开发钻完井技术优化

四川盆地分布有龙马溪和筇竹寺组页岩，分别发育有多个小层，其中筇竹寺组还未进入实质开发阶段，储量动用仍有较大潜力，而相关测试资料表明压裂纵向裂缝扩展只有6～10 m，如何在有限的地面和成本条件下兼顾两套储层或多个小层的高效开发将面临挑战。利用老井侧钻或在井场部署两组井分别钻探两个目的层(图4)，结合压裂、生产井间干扰研究和井眼轨迹防碰，实现上下两层立体开发，可减少土地占用面积、地面设施投入，提升整体效益；此外，采用分支井技术也可实现同时动用两套储层，但主井筒和分支井筒下套管固井工艺、工序较为复杂，需使用进口壁挂式悬挂器等同类工具以实现主井筒的封闭、重入以及分支井筒的固井，后期还需特殊完井管柱来满足开采的需要，经济性有待评价。