川南深层页岩气旋转导向钻井技术瓶颈的突破

2021-10-25严俊涛叶新群付永强王业众

录井工程 2021年3期

严俊涛叶新群付永强李伟黄南王业众

(①中国石油西南油气田分公司川渝页岩气前线指挥部；②中国石油勘探与生产分公司；③斯伦贝谢中国公司；④中国石油西南油气田分公司四川页岩气公司)

0 引言

四川南部的龙马溪-五峰组页岩层已探明页岩气地质储量1.06×1012m3，占全国页岩气探明储量的56%，2020年页岩气产量达到116.1×108m3，成为国内天然气主要增长点。随着川南页岩气勘探开发持续推进，产能建设重点将由中深层页岩气(垂直深度<3 500 m)转移至资源储量占80%的深层页岩气(垂直深度>3 500 m)，其中泸州区块未来五年规划年产能将达到80×108m3。而由于川南泸州区块龙马溪-五峰组页岩气储层埋深大、井下温度高、地层孔隙压力高、甜点地层高硅高钙等原因，导致储层钻井效率低，平均钻井周期达到111 d。目前多家油服公司的旋转导向工具在深层页岩气进行钻井服务，其中斯伦贝谢公司旋转导向钻具组合在泸州区块(L 203、Y 101工区)深层页岩气保持较高的工具应用比例。2020年泸州区块完钻的88口井中，44口井造斜及水平段均使用旋转导向钻具组合实现完钻，而斯伦贝谢公司旋转导向钻具组合完钻的井数达24口，占比55%，其中，L 203H2-3井2 693 m进尺2趟钻完钻，钻井周期仅50.54 d。

本文基于快速建立学习曲线的研究方法，探讨深层页岩气勘探开发工程问题解决方案，为深层高温高压页岩气钻井提速提效提供技术支撑。

1 区域地层特征与钻井工程面临的挑战

川南深层页岩气泸州区块海拔200～800 m，位于四川盆地南部，区域构造位于川南低褶皱带阳高寺构造群，该构造群位于川东南中隆高陡构造区，区内以长条形背斜为主，隆起幅度相对较高，大多数构造轴向为北东向，低幅断裂发育。

相比中深层乃至北美页岩气田(表1)，四川盆地川南深层页岩气储层厚度更大、品质更优，同时有利储层温度和压力系数更高，水平应力差更高，地质构造更复杂，导致高温(井下循环温度125～170℃)、高压(钻井液相对密度范围1.80～2.35)，伴随局部小尺度断层/断裂以及微幅构造发育[1]。

表1 国内外深层页岩气地质工程参数对比

复杂的地质特征及工程参数对钻井装备和工艺提出较高的挑战，常规马达定向钻井无法满足水平井精准高效钻进需求，旋转导向配套工具是深层页岩气储层精准钻探、顺利完井的必要手段。由于深层页岩气整体旋转导向配套工具失效率高，导致增加起下钻趟数，降低钻井效率，延长钻井周期。从该区块使用的各类旋转导向配套工具使用情况看，2020年所用的斯伦贝谢公司工具主要为PowerDrive Archer、PowerDrive Orbit和钻头导向工具Neosteer(表2)，旋转导向配套工具失效率为19.9%，较区块内所有工具的平均失效率56.4%具有显著的优势。

表2 深层页岩气斯伦贝谢公司旋转导向工具参数

2 旋转导向技术应用现状及难点分析

2020年泸州区块深层页岩气钻井大数据统计分析显示，旋转导向趟钻为752趟次，占全部钻井工作量的85.07%。旋转导向趟钻起钻的原因有5种，其中：最主要的原因是信号失联和工具能力，分别占35%和31%；其次为机械钻速低，占比达到15%；其他诸如高温、高振动、高密度钻井液的钻井环境导致工具失效率可达14%以上。同时，复杂的地质条件造成机械钻速及钻井效率低下，钻井周期较长。

2.1 工具失效率高

2.1.1 井下循环温度高

泸州区块地温梯度为2.85～3.5℃/100 m，而龙马溪-五峰组储层埋深3 500～4 500 m，储层静止温度高。由于水平段设计较长(平均1 800 m)，使用高密度钻井液(相对密度2.0～2.35)高转速钻进导致井下温度升高，目前测得的最高循环温度达到167℃。长时间井下高温，一方面挑战旋转导向配套工具的耐温性，也使工具加速老化，尤其是电子元件；另一方面对钻井液体系性能维护提出更高要求，井下钻具的应力及流体腐蚀风险加剧。

2.1.2 井下振动高

泥页岩储层钻进过程中普遍伴随高粘滑振动，且粘滑指数 (0.5倍井下钻具最高与最低转速差/井下钻具平均转速，%)长时间达100%，为高风险水平，而局部地层特殊岩性发育也伴随有侧向振动。井下振动不仅造成钻井能量的浪费，降低钻井效率，而且影响旋转导向配套工具正常使用，并对工具造成应力破坏，而高温环境更会加剧此破坏。

2.1.3 油基钻井液密度高

页岩储层钻进普遍使用高密度油基钻井液，部分平台在钻井液系统维护方面存在欠缺。最常见的问题是钻井液体系中存在较高的劣质固相含量及加重材料杂质，平台固控效果较差，地面未实施合理的钻井液维护与材料补充操作，都可能诱发井下旋转导向配套工具被堵的问题。

2.2 机械钻速及钻进效率低

深层高温高压页岩气钻井环境导致旋转导向配套工具失效率较高，进而引起频繁起下钻，机械钻速及钻进效率低，延长钻井周期，前期旋转导向配套工具完钻井的平均钻井周期较计划钻井周期多7 d。

(1)深层页岩气储层压实程度较中深层高，地层可钻性较差，而作业者追求的靶体为贴近五峰组的高钙、高硅、低铝层位[2-3]，其上下层位可钻性较差，尤其是五峰组。对钻头的抗研磨性能提出巨大挑战，需要钻头可以兼顾不同层位钻进的机械钻速和使用寿命。

(2)深层页岩气地质甜点窗口有效层厚仅为1～4 m，且微构造起伏比较频繁，追层钻进过程中地质导向指令频繁，地质循环频次高，也会拉低钻井效率。

(3)深层页岩气钻井平台作业机泵维修率较高，地面降温设备种类繁多且效果不一，也导致非生产作业时间增多。

3 阶段性学习曲线的建立

在过去十年里，西南油气田公司中深层页岩气勘探开发钻井工程开始引进斯伦贝谢公司钻井工具和工艺技术，但直接引用国外页岩气钻探工具和工艺技术难以取得最优钻探效果。2019年以来，通过建立学习曲线优化钻具组合，有效解决了因钻井挑战出现的工具失效、机械钻速低等问题，从而达到减少趟钻数、缩短钻井周期、节约钻井成本的目的。

3.1 标准旋转导向钻具组合应用阶段

2019年10月至2020年5月，由于高密度油基钻井液及高温钻井环境对大功率马达的选择有较大限制，初期主要应用国外标准页岩气旋转导向钻具组合(MDi 516/MDSi 516+Archer/Orbit+SlimPulse)，钻具的转速范围一般在90～120 r/min。使用标准旋转导向配套工具水平段钻进速度为55～78 m/d，平均为65 m/d，平均单井完钻趟钻数为7.5趟，较区块平均钻进速度61 m/d和单井完钻趟数8趟没有显著优势。分析原因是在深层页岩气钻井中同样存在较高的粘滑振动，不但影响MWD工具信号解调及传输，浪费钻井能量，制约机械钻速，而且影响井下钻具安全。高温钻井环境致使高密度油基钻井液性能维护难度高于常温井，而钻井液性能的变化可能会引起工具失效、井眼不清洁、钻具腐蚀等问题。高温作业程序的执行有助于井下温度控制，但是降温效果有限且影响时效，需要寻求更高效的降温方式。在深层页岩气地质甜点的追踪钻进过程中，因钻遇地层的可钻性差异较大，特别是高粘滑振动和井下高温环境对MDi 516钻头耐用性和MDSi 516钻头攻击性提出的需求进一步提高。

3.2 调整完善应用阶段

在2020年5月以后，针对井下高温导致标准旋转导向配套工具维修率高，且井下实钻循环时间增加的问题，及时对标准旋转导向配套工具系统升级，引入耐165℃高温的附加动力旋转导向配套工具，并广泛配置地面循环降温设备，可将井下循环温度控制在150℃以下。在L 203H75-3井应用结果显示，附加动力旋转导向配套工具与标准旋转导向工具相比，在降低井下振动，提高机械钻速方面具有更大优势，因此能够有效缓解井下高振动的问题，并且显著提高了机械钻速。这一阶段的机械转速一般为180～240 r/min，水平段钻进速度达到46～138 m/d，平均达到82 m/d。其中，Y 101H1-4井完钻深度6 100 m，定向+水平段2 850 m共4趟钻，单趟最大进尺1 027 m，215.9 mm 井眼段钻井周期50.03 d，整井钻井周期74.95 d，较2020年度泸州区块平均钻井周期111 d降低了34%，钻井效率有了较大提升。

在泸州区块整体钻井日进尺出现下降的情况下，采用新的钻井工具和工艺技术，实现了L 203与Y 101井区钻井技术突破，全井平均钻进速度63 m/d，平均单井完钻趟钻数为6趟(图1)。其中区块最佳钻井表现井L 203H 2-3井，完钻深度5 420 m，定向+水平段2 693 m共2趟钻完钻，单趟最大进尺1 883 m，215.9 mm井眼段钻井周期19.83 d，整井周期63.64 d。除钻速提高外，甜点钻遇率也得到较大提升，Ⅰ类储层钻遇率由90.4%提升至92.7%，铂金靶体钻遇率由58.8%提升至82.1%。

图1 不同阶段钻井学习曲线对比

4 配套技术工具与提速效果

通过上述学习曲线对比发现，耐高温附加动力旋转导向配套工具对深层页岩气水平井钻进具有显著的优势，这种技术的核心在于配置工具的优化配置与环境的适应。

4.1 导向配套工具方案

目前大功率马达与附加动力旋转导向工具的配套使用已成为深层页岩气勘探开发的标准钻具组合。针对泸州区块Y 101井区和L 203井区平台丛式井的设计轨迹特征，造斜段广泛使用斯伦贝谢公司“弓箭手”Archer与大功率马达配合，保证井筒轨迹平滑且有效着陆。该钻具组合适用性极强，可完成造斜段作业后继续水平段钻进，并满足地质导向要求。以L 203H2-3井第一趟钻为例，单趟进尺达到1 882 m。水平段中后程多使用Orbit与大功率马达配合，在地层倾角变化趋势较强的情况下稳方位钻进优势突出[4-6]，同时可应对严苛的钻井环境，截至目前测得最高井下循环温度为154℃。

4.2 钻头方案

针对泸州区块Y 101井区和L 203井区的地质特征，对以往使用的PDC钻头进行升级优化，兼顾钻头的攻击性及耐用性，提高深层页岩气高硅储层的切削破岩效率。后期普遍使用的斯伦贝谢公司3D非平面齿(常规平面金刚石切削片变异至不规则形状)PDC钻头系列已成为深层页岩气钻井的标杆设计[7]，其刀锋系列锥形齿设计Z 516钻头可适用深层页岩气造斜段及水平段钻进，其应用率达到35%，而最新一代高性能复合片MDSi 516钻头以其优秀的耐用性成为水平段钻头的重要选型。在Z 516钻头基础上优化锥形齿后的二代钻头，单只钻头进尺提升达25%。另外，非平面齿混合设计XS 516钻头，利用斧型齿提高深层高硅页岩储层破岩效率，钻头平均机械转速提升达30%[8]。

4.3 高密度油基钻井液体系维护

高温井钻井液性能的良好维护，对于井下工具正常使用及井眼安全具有较大影响。由于页岩气广泛使用高密度油基钻井液，钻井液有害固相含量降低及控制至关重要，具体有效措施如固控设备正常运转，每天使用时间不低于15 h，振动筛筛布目数不低于200目，钻井液清洁度低的井使用240目及以上的筛布。固控设备周期性维护，及时更换易损部件，新开井队倒换钻井液体系时，彻底清理钻井液罐，避免沉淀物形成有害固相。钻井液出口槽及钻井泵上水管线滤子处加装纱网，并及时清理；钻井液中铁屑及时清除，定时清理磁铁吸附的铁屑，避免加重材料含有铁粉；钻井液添加剂例如沥青，使用时需要充分搅拌混合，并通知现场工程师。钻井液碱度保持大于2.5，可有效避免对井下钻具管串产生腐蚀，为钻井安全提供有利保证。