四川长宁页岩气井身结构优化探讨

2021-07-16李晓平万夫磊

钻采工艺 2021年3期

杨哲，李晓平，万夫磊

1西南石油大学2中国石油西南油气田公司工程技术研究院

3中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院4国家能源页岩气研发（实验）中心

0 引言

页岩气作为一种非常规油气资源，做好井身结构设计与优化，是保障页岩气规模效益开发的基础。在进行页岩气井井身结构设计时，除了满足基本设计要求、后期大规模压裂要求之外，还需要充分考虑区域地质特征、钻井提速及井筒完整性要求［1］。根据页岩气开发的施工工艺特点，本文进行了长宁区块页岩气井身结构设计与优化技术研究。

1 井身结构设计原则与考虑因素

1.1 井身结构设计原则

井身结构设计原则［2-4］为：

（1）满足体积压裂改造、完井作业、采气工程及后期作业的要求。

（2）有利于减少井下复杂事故，保证钻井施工安全。

（3）有利于保证固井质量。

（4）有利于提高钻井速度。

（5）符合行业规范与标准。

（6）降低成本，提高效益。

1.2 井身结构设计应考虑的因素

井身结构设计应考虑的因素［5-9］为：

（1）上部疏松易漏地层及浅气层对表层套管下深的影响。

（2）固井质量对井身结构选择的影响。

（3）固井工艺、水泥环对套管尺寸、套管柱和井筒完整性的影响。

（4）综合考虑地质复杂性，预留套管设计层次。（5）压裂与生产对完井方式的要求。

1.3 套管层次

（1）表层套管。表层套管下入深度一般在30～1 500 m，水泥浆返至地表，用来防护浅水层受污染，封隔浅层流砂、漏层、砾石层及浅气层。由于川渝地区一般为山地，表层套管下深受山地地形影响较大。

（2）技术套管。技术套管用来隔离井眼中间井段的易塌、易漏、高压等复杂地层，起到封隔不同压力系统和保护井壁的作用。页岩气示范区的技术套管主要用于封隔上部易漏、易塌地层，为目的层长水平段安全钻井创造条件。

（3）生产套管。页岩气井的生产套管用于为压裂、生产提供井筒环境。

2 页岩气井身结构设计方法

基于准确三压力剖面的井身结构设计方法，主要参考SYT/5431—2017《井身结构设计方法》，但由于四川地区大部分为碳酸盐地层，难以取得准确三压力剖面，为了实现页岩气的有效开发，最重要的是满足大规模体积压裂改造、完井配产等要求。因此页岩气井身结构设计方法主要是以完井要求为基础，结合地质复杂情况，综合三压力剖面及其他因素，确定套管必封点、套管尺寸等，最终设计形成合理的井身结构［6］。

2.1 考虑完井要求

（1）压裂改造要求。根据预计施工排量、施工最高压力、泵车参数等，综合考虑选择油层套管尺寸，再根据套管必封点情况反推技术套管、表层套管等尺寸；根据油层套管抗内压强度、施工最高压力，通过降低油层套管水泥返深，给上部油层套管留空间施加平衡压力等。

（2）根据完井配产情况计算油管尺寸。

2.2 分析地层复杂情况

套管必封点的选择必须分析总结地层复杂情况，如地层复杂能够通过优化钻井液、堵漏、精细控压等工艺在可接受的周期、费用下解决，则可不下套管封隔，反之则需要下套管进行封隔。

2.3 建立三压力剖面

目前主要基于物探、测井、岩石力学参数和地应力研究等资料，通过专用软件，形成三压力剖面，由于目前碳酸盐岩三压力剖面不准确，因此需要根据实钻资料和实测地层压力对软件计算出的三压力剖面进行修正，最终形成对井身结构设计具有指导意义的三压力剖面。

3 长宁区块井身结构设计

3.1 套管尺寸确定

结合长宁页岩气水平井地质条件和压裂作业的需要，可以得到如下结论：

（1）从地层条件上看，由于页岩气储层井壁易垮塌，不满足裸眼完井。

（2）长宁页岩气储层非均值性较强，采用分段裸眼完井不利于精细改造储层。

（3）前期已完成井全部采用射孔完井，技术成熟可靠，而在页岩气水平井采用裸眼完井方式还没有应用过。因此，长宁页岩气完井方式设计为射孔完井。因此，根据压裂改造和完井配产要求，即可确定生产套管的尺寸，并反推出技术套管、表层套管等尺寸。

对于页岩气井，根据产量特点和增产措施综合考虑，可以利用式（1）确定生产套管尺寸：

式中：Sp—生产套管的尺寸；

S1—从生产优化目的出发的生产套管尺寸（以最大产量为目标或以生产周期最长为目标）；

S2—满足增产措施要求的生产套管尺寸（压裂施工等）；

S3—满足其他特殊工艺要求的生产套管尺寸（评价井、分支井等）。

利用上述方式，根据先导井试验，经过不断创新、优化高产井培育技术及施工提速技术，一类储层钻遇率可达95%以上，单井测试日产量5×104～50×104m3，使用Ø139.7 mm生产套管即可满足需要。由此反推技术套管、表层套管尺寸分别宜选用Ø244.5 mm、Ø339.7 mm。

3.2 必封点确定

结合长宁地区基本地质特征，确定必封点：

必封点一：嘉二3亚段以上地层存在易漏层，飞一段～长兴组地层钻井过程中出现过气侵、气测异常情况，表层套管必须下至嘉二3亚段顶部，封固上部嘉陵江组易漏层，为下部钻井可能钻遇浅层气做好井控准备［7］。

必封点二：栖霞组及以上地层易井漏，龙潭组易垮塌，韩家店～石牛栏组地层可钻性差，下部龙马溪组页岩储层段需超高密度钻井液来平衡页岩垮塌应力，技术套管需下至韩家店组顶部，封隔上部复杂地层，为韩家店组及以下地层安全钻进创造井筒条件。

工程必封点：考虑长水平段水平井没有钻过，为确保钻井成功，增加开发信心，早期曾考虑技术套管下至大斜度井段或水平井A点，以利于降低摩阻、扭矩，提高钻井成功率。

3.3 三压力剖面分析

根据长宁页岩气已钻井实钻资料分析（表1），并结合测井资料处理，建立了宁201-H1井地层三压力剖面曲线，综合预测长宁地区三压力，见表2。该地区上部地层为正常压力系统，目的层为超高异常高压系统。

表1 长宁页岩气实测地层压力

表2 长宁页岩气地层压力预测表

3.4 井身结构设计方案优选

根据上述井身结构设计原则、页岩气开发要求、地层压力系统和套管必封点，结合现长宁区块实钻经验，提出两种不同井身结构方案进行比选（表3）。

表3 井身结构方案比选表

方案一：Ø508 mm导管下至80～120 m左右，封隔水层及易垮塌层，避免地表水源污染（对于地表井漏风险较高的井，可采用Ø762 mm钻头钻至50 m左右增下Ø720mm卷管，封隔井口附近垮塌、窜漏）；平台第一口井Ø339.7 mm表层套管下入飞仙关组20 m左右，如果嘉陵江组未出现井漏、地层出水等情况，平台后续井Ø339.7 mm表层套管下深可上提至嘉二1亚段，确保封隔嘉陵江组水层及破碎易漏层；Ø244.5 mm技术套管下至韩家店顶部20～30 m（垂厚），封隔上部易漏、易垮井段；Ø139.7 mm生产套管下至井底。

方案二：与方案一不同的是Ø244.5 mm技术套管下至水平井A点附近，封隔上部易漏、易垮井段，为水平段钻进降低摩阻、扭矩创造条件，实现储层专打；Ø139.7 mm生产套管下至井底。

针对上述两种井身结构方案，分别从钻井难易程度、钻井成功率、钻井速度、周期和成本等方面进行对比评价，推荐成熟应用的井身结构方案一。

4 长宁区块浅表层套管下深优化

长宁页岩气示范区位于四川、重庆南部，地表水系发达，属于典型的山地-丘陵地形喀斯特地貌。该地区浅表地层岩溶、地下裂缝和暗河发育，并且呈不规则分布，在勘探开发过程中会产生影响地下水的风险［10］。从近几年的实际钻井作业进行统计分析，主要表现为表层钻井过程中，钻井液易发生漏失，水资源保护压力大。

笔者所在团队利用井漏漏失统计分析明确了页岩气浅表具体的易漏地层和漏失类型，创新引入电磁法表层岩溶勘察，明确表层1 000 m内溶洞、裂缝和地下含水层具体位置［10］。

4.1 井漏统计优化方法

分析长宁页岩气地区表层地质特征，表层钻井作业对环境可能造成的影响主要为污染地表水源和浅层地下水。导眼和一开钻井过程中钻井液漏失有可能造成地表水资源污染。

统计分析发现：漏失主要发生在须家河、嘉陵江组，漏失以中漏、大漏和严重漏失为主。

表层井漏主要以溶洞和裂缝漏失为主。由此可见，长宁区块的须家河组、嘉陵江组、雷口坡组井漏严重，是重要的必封点。在进行井身结构设计和优化时，表层套管下深要满足封隔须家河组、嘉陵江组、雷口坡等重要漏失层位的要求，实现漏失封隔成功率100%，减少后期作业发生严重漏失影响表层地下水。

4.2 电磁法岩溶勘探方法

为明确长宁表层地质特征，有效避免暗河、岩溶等地质复杂，降低井漏复杂率，开展了地层电磁法勘察研究，针对性地勘察表层裂缝、暗河、岩溶发育层，获得了地下岩溶视电阻反演剖面图［10］。结合地表地质调查将物探反演剖面中地层进行了大致划分，根据视电阻率反演剖面的电性特征，以判断平台区域岩溶发育情况，在钻井作业时应注意防范。

近年来，优化形成的井身结构方案已在长宁区块推广应用400余井次，为长宁页岩气绿色规模效益开发奠定了基础。