四川盆地泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术

2021-01-02王建龙于志强冯冠雄郭云鹏

石油钻探技术 2021年6期

王建龙，于志强，苑卓，冯冠雄，柳鹤，郭云鹏

（1. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津 300280；2. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司定向井服务分公司，天津300280；3. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司四川页岩气项目管理部，四川成都 644000；4. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津300280）

泸州区块位于川南地区低陡构造带，目的层龙马溪组底界埋深普遍在3 500～4 500 m，由北往南逐渐变深。2019年该区块垂深3 890 m的泸203井测试产气量达1.38×106m3/d，是国内首口测试日产气量超过百万立方米的深层页岩气标杆井[1-10]。由于深层页岩气开发尚处于起步阶段，其配套钻井完井技术目前主要借鉴长宁区块、威远区块等中深层页岩气钻井完井作业经验。樊好福等人[11]采用高造斜率螺杆钻具减少滑动进尺，应用控压钻井技术降低水平段钻井液密度。臧艳彬等人[12]优化井身结构，研究水力加压器和射流冲击器等提速工具、复合钻头和控压钻井等技术，取得了较好的提速效果。然而，泸州区块深层页岩气钻井仍然存在特殊岩性地层可钻性差、地层温度高造成旋转导向寿命短、目的层断层发育导致轨迹控制难度高等难点，机械钻速低、钻井周期长、井下故障率高，钻井完井成本居高不下。为此，笔者开展了井身结构和井眼轨道优化研究，优选了井眼轨迹控制技术和高性能油基钻井液，形成了泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术，并在4 口井开展了地面降温设备先导试验，大幅缩短了钻井周期，取得了显著效果。

1 钻井技术难点

泸州区块深层页岩气井自上而下钻遇沙溪庙组、自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、梁山组、韩家店组、石牛栏组和龙马溪组，与常规页岩气相比，具有埋藏深、岩石可钻性差、井底温度高和井控风险高等特点[12-17]。钻井过程中存在以下技术难点：

1）须家河组、龙潭组可钻性差，常规PDC钻头机械钻速低。须家河组地质年代老，石英含量高，粒度小，胶结致密，硬度高达6～7级，研磨性高达8级。龙潭组以页岩夹铝土质泥岩、凝灰质砂岩为主，铁质含量高达9.5%，研磨性强。泸203井区须家河组厚度500～600 m，一般使用3～5只钻头钻穿，平均单只钻头进尺150 m；龙潭组厚度 100～200 m，一般使用3～6只钻头钻穿，平均单只钻头进尺55 m。

2）复杂井漏频发，井控风险高。须家河组—栖霞组同一裸眼段多个压力系统并存，须家河组压力系数为1.2，茅口组—栖霞组压力系数则在1.8 以上，易出现漏喷同存等复杂情况，存在“漏转溢”、“漏转喷”的可能；韩家店组、石牛栏组和龙马溪组易钻遇裂缝，存在喷漏同存现象，井控风险高。

3）定向工具仪器抗温性能差。泸州区块某井实测井底循环温度135 ℃，因地层温度过高导致6趟钻旋转导向工具均无信号。泸州区块深部地层温度超过150 ℃，循环温度140 ℃左右，常规定向工具难以满足高温下安全钻进要求，故障率高，严重影响机械钻速。

4）断层发育，井眼轨迹控制难度大。目的层储层厚度薄，断层发育，地层倾角变化大。为保证优质储层钻遇率，频繁调整井眼轨迹导致井眼呈W形，造成地质导向难度大，摩阻扭矩增大，井下卡钻风险升高。

2 钻井关键技术

2.1 井身结构优化

综合考虑地层压力、必封点、钻井施工难度、钻机负载、井下风险、经济性等因素，开展泸州区块深层页岩气水平井井身结构优化研究。在保证实现地质目标和安全的前提下，尽可能减少套管层次、缩短裸眼段长度、降低摩阻扭矩，为安全高效钻井完井提供基础[14]。泸州区块深层页岩气水平井采用典型的“导管+三开”井身结构，如图1所示。

图1 泸州区块典型井身结构示意Fig.1 Typical casing program in Luzhou Block

φ508.0 mm导管一般下至井深50 m左右，封隔风化漏层及垮塌层，可适当加深；φ339.7 mm表层套管一般下至须家河组顶部10～30 m，封隔上部漏层、垮塌层和浅层气，考虑井控需要可加深至须四段中下部；φ244.5 mm技术套管一般下至韩家店组顶部30～50 m，封隔上部漏、垮、喷等复杂层段及含硫气层；若长兴组、龙潭组、茅口组等层段钻遇复杂情况，同一井段钻井液密度难以兼顾，可浅下套管至栖霞组顶部，采用φ139.7 mm 生产套管封固龙马溪组目的层。

2.2 井眼轨道优化及轨迹控制

前期采用的三维井眼轨道施工难度大、井下风险高，严重影响钻井周期。因此，综合考虑丛式井防碰、摩阻扭矩、轨迹控制难度和钻井速度等因素，将三维轨道优化为双二维井眼轨道，多采用“直—增—稳—降—直—增—平”剖面类型，上部井段和入窗井段控制全角变化率分别为（1.0°～2.5°）/30m和（ 4.0°～6.0°）/30m，水平段控制全角变化率不大于3.0°/30m。与三维井眼轨道相比，“双二维”井眼轨道的钻进扭矩降低7%～14%、摩阻降低11.5%～16.5%[1]。

兼顾钻井安全、钻井速度和钻井成本，将水平井的水平段划分为钻井提速、钻井提速与风险兼顾、风险削减3个阶段（见表1）。钻井提速阶段，一般指在水平段长度不足1 000 m井段钻进阶段，该阶段钻井设备能力充足，井下风险低，以钻井提速为主，选用旋转导向工具配合大扭矩长寿命直螺杆控制井眼轨迹。钻井提速与风险兼顾阶段，一般指在水平段长度1 000～1 500 m井段钻进阶段，该井段钻井设备能力富余量减少、井下风险逐步升高，需要兼顾钻井提速和井下风险。评估井下风险较低时，以钻井提速为主，选用旋转导向工具配合大扭矩长寿命直螺杆；评估井下风险较高时，以降低钻井风险为主，选用旋转导向工具。风险削减阶段，一般指水平段长度超过1 500 m井段钻进阶段，该阶段钻井设备的钻进能力基本达到极限、井下风险较高，以降低钻井井下风险为主。评估井下风险较低时，选用旋转导向工具；评估井下风险较高时，选用近钻头伽马配合1.50°无稳定器弯螺杆和水力振荡器[9]。

表内乘法的教学中，普遍教法是：根据乘法算式，把乘法口诀编写出来，再让学生反复读。换一种思路，让学生来编写乘法口诀表，我们的老师要做的是给予学生必要的指导，把他们领进门，后面就由他们自己去做吧！

表1 推荐钻井参数和井眼轨迹控制方式Table 1 Recommended drilling parameters and wellbore trajectory control methods

2.3 钻井参数优化

“大钻压、高转速、大排量”激进式钻井参数有利于提高钻井速度和井眼清洁效率，但当钻井参数超过极限值，将导致钻具失效或者提速效果不明显。为此，开展钻井参数优化研究，推荐最优钻井参数（见表1）。基于钻柱弹性稳定方程，不同转速下水平井钻具的临界钻压可由式（1）确定：

式中：Pd为钻压临界值，kN；E为钢材弹性模量，N/m2；I为钻具惯性距，m4；L为单根钻具长度，m；ω为钻杆旋转角速度，s-1；qm为钻杆线重量，N；g为重力加速度，m/s2。

经计算，钻进工况下的钻压临界值为150 kN。

根据管柱动力学与变形能理论，优选安全转速计算模型。钻具蹩停瞬间动能转化成扭矩变形能，当动载扭矩值大于钻具理论抗扭强度时，钻杆产生变形，此时的转速即为安全转速临界值。用式（2）计算可知，钻井工况下，安全转速临界值为120 r/min。

式中：M为钻柱扭矩，N·m；γ为钻柱扭转角，rad；G为剪切弹性模量，MPa；n为转速，r/min；J为截面极惯性矩，cm4。

利用Landmark软件模拟分析不同排量下的井眼清洁效果，模拟计算条件如下：井深6 000 m，水平段长2 000 m，钻井液密度2.15 kg/L、塑性黏度35 mPa·s、动切力6 Pa，机械钻速8.0 m/h。钻进工况下保证井眼清洁的最小排量为30 L/s；结合钻井设备能力和提速效果，最大推荐排量为35 L/s（见图2）。实钻过程中，如因设备等原因无法达到最小排量，需提高转速或者使用井眼清洁工具等，保证井眼清洁效果，降低井下故障程度。

图2 钻井液排量与井眼清洁效果Fig.2 Flow rate of drilling fluid and wellbore cleaning effect

2.4 钻井提速工具优选及钻头优化

2）PDC钻头优化设计。龙潭组地层铁质含量高，研磨性强，常规PDC钻头易磨损；石牛栏组以深灰色石灰岩、泥质灰岩为主，硬度高。综合考虑龙潭组铁质含量和夹煤层的特点，设计了六刀翼双排齿PDC钻头，φ16.0 mm 和φ13.0 mm 切削齿混合布齿，后排齿采用圆锥齿，以提高钻头的攻击性和夹层穿透能力；针对石牛栏组岩性，设计了五刀翼φ16.0 mm 切削齿PDC钻头，采用小后倾角设计，增强钻头的攻击性，提高机械钻速。

2.5 水平段钻井液选择及性能维护措施

综合考虑井壁稳定、润滑防卡和携岩能力等因素，水平段选用BH-OBM油基钻井液，其配方为：基础油+25.0%～35.0%CaCl2盐水+2.0%～3.0% BZOPE+1.5%～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% BZ-OFL+0.2%～0.4% BZ-ORM+重晶石粉。该钻井液抗温 200～220 ℃，最高密度2.50 kg/L，破乳电压大于1 000 V，高温高压滤失量小于2 mL，渗透性封堵滤失量0～4 mL，制定了以下性能维护措施：

1）强化防塌性。控制油水比例80∶20～95∶5，水平段钻井液含水量不大于5.0%，进一步减少自由水进入地层，有利于调控钻井液的流变性，降低ECD。控制水相中氯化钙含量不低于25.0%，控制水相活度平衡。补充加入主乳化剂BZ-OPE、辅乳化剂BZOSE、润湿剂BZ-OWA，保持钻井液良好的稳定性，保证破乳电压高于800 V。

2）强化封堵性。保持钻井液中不同粒径封堵材料（BZ-OFL、BZ-OFL复合纳米型、细目钙）含量，封堵微裂缝，减少压力传递，控制高温高压滤失量不高于2 mL。

3）强化抗高温性能。保持钻井液中抗高温材料含量，控制降滤失剂BZ-KLS-I含量1.0%～1.5%、抗高温降滤失剂SMP-II含量2.0%～3.0%、BZ-FFT-I含量2.0%～3.0%、抗高温SN树脂含量2.0%～3.0%，保证抗温性能达到180 ℃。

4）强化携岩能力。采用油基钻井液流性调节剂调整钻井液动切力，保证钻井液动切力不低于8 Pa、动塑比不小于0.50，以提高其携岩能力。

2.6 钻井液地面降温系统的研制

目前，四川盆地页岩气钻井采用的旋转导向工具耐温性能一般在125～130 ℃，当井底循环温度超过125 ℃时，开始出现信号传输不稳定、寿命短等问题，严重影响了钻井时效；耐高温旋转导向工具服务费用高，工具数量少，保障能力不足。为此，研制了钻井液地面降温系统。

钻井液地面降温系统由循环泵、换热器、温控系统、压力系统、载冷剂和散热器等组成，如图3所示，其处理能力为 2 m3/min。该系统的工作原理是，从循环罐中抽出钻井液进入换热器，钻井液的部分热量通过换热器被载冷剂带走，将冷却后的钻井液重新注入到钻井泵上水罐中。载冷剂与钻井液进行换热之后，循环经过散热器自然冷却，再循环至换热器与钻井液进行热交换。

图3 钻井液地面降温系统流程示意Fig.3 Process of drilling fluid ground cooling system

3 现场试验

泸州区块4口井开展了应用试验，试验井平均井深5 601 m、水平段长1 884 m，钻井过程中未发生井下故障，机械钻速6.28 m/h，钻井周期110.06 d，整体效果良好（见表2），并创下国内深层页岩气水平段最长纪录（2 550 m）。与未使用该项技术的井相比，机械钻速提高5.5%，钻井周期缩短14.5%。下面以B井为例，详细说明该技术的应用情况。

表2 泸州区块深层页岩气水平井钻井关键技术试验结果Table 2 Test results of the key technologies for deep shale gas horizontal well drilling in Luzhou Block

B井设计完钻井深5 383 m，垂深3 610 m，预测井底温度150 ℃，采用三开井身结构。一开采用水力加压器+复合钻头，平均机械钻速达到12.71 m/h，较邻井提速19.3%。水平段使用OBM油基钻井液，钻井液密度控制在2.10～2.20 kg/L，塑性黏度控制在75～80 mPa·s，破乳电压控制在950 V 以上，油水比88∶12～95∶5，高温高压滤失量1.5～2.0 mL，满足水平段防塌、润滑和防卡要求，可保障水平段安全高效钻进。水平段自井深4 300 m开始使用地面降温系统，处理量1.2 m3/min，井底循环温度由128 ℃ 降至124 ℃。钻至完钻井深5 437 m时，处理量1.8 m3/min，井底循环温度由134 ℃ 降至129 ℃，保障了常温旋转导向系统的正常工作。该井2 612～5 251 m井段采用旋转导向钻井系统与长寿命大扭矩螺杆配合控制井眼轨迹，5 251～5 437 m井段采用近钻头地质导向系统、1.50°弯角螺杆钻具和水力振荡器控制井眼轨迹，顺利完成水平段钻进，最大全角变化率6.13°/30m，水平段机械钻速高达6.95 m/h。