川南地区页岩气水平井定向技术

曹文 梁定火 周小波

（中石化江汉石油工程有限公司钻井一公司 潜江 433121）

1 引言

近几年页岩气产量迅猛增长，已成为我国能源战略部署的重要组成部分，为提高页岩气产量、降低开发成本，页岩气采用井工厂丛式水平井的开发模式。从2013年涪陵地区页岩气会战开始，至2018年已累计完钻400多口水平井，三维水平井钻井技术趋于成熟，但与涪陵地区相比，川南泸州区块水平在定向钻井过程中出现了新的技术特点。

2 川南页岩气水平井定向技术难点

2.1 剖面设计的特殊性

川南区块一般平台布井4-8 口，井网密集，相邻两口井间隔仅隔5m，水平井设计靶前距小，垂深较深，且采用双排井设计，剖面设计须考虑定向段与邻井的防碰，圆弧剖面适应性不足，根据井型特点，大部分水平井采用对靶前距要求较低的双二维剖面设计，并且业主方要求必须严格执行钻井设计剖面，轨道设计的约束，也增加了钻井的难度。而涪陵地区大部分井相邻两口井间隔10m，防碰压力相对变低，并且都是采用三维剖面设计。

2.2 地层复杂限制了定向井段的选择

从川南地区地质特点可以看出，二开凉高山组可钻性差，三开须家河组、龙潭组可钻性也差，飞仙关组上部地层易泥包钻头，栖霞组至韩家店组易井漏，均不适合定向，三开井段仅嘉陵江组适合定向施工，若在其他地层设计定向工作量，将极大降低钻井效率，且泸20X 井区在三开后期因井控要求采用不带螺杆的常规钻具钻进。因此剖面设计必须考虑诸多因素，在三开井段仅在嘉陵江地层设计定向工作量。若采用圆弧剖面，在复杂地层中定向不可避免。

2.3 高密度钻井液造成定向困难

从涪陵地区焦石区块到平桥区块，再到川南地区泸州区块，区块地质特点不一，尤其是地层压力系数逐步升高，从三个区块的钻井实践来看，井下摩阻随着钻井液密度的升高大幅提升。泸州区块钻井液密度高达2.20～2.30g/cm3，高密度的钻井液使得钻具与井壁密切接触，侧向力增加，摩阻大幅增加，以往实践来看，滑动钻进极为困难，不利于提高钻井时效。

2.4 旋导仪器故障率高，严重影响了钻井周期

目前旋导仪器在泸州区块施工中，主要存在以下几点问题：

（1）水平段井温高（135°以上更加明显），仪器故障率高。

（2）钻进过程，因井下震动大，出现仪器解码差的现象，调试仪器花费时间长，强化钻进参数受限，造成机械钻速降低，时效下降。

仪器故障率较高主要原因之一是井底温度高。井底循环温度低于130℃，共21趟钻。其中仪器故障6趟次，仪器故障率为28.6%。当井底循环温度高于130℃时，共5趟次。其中仪器故障4趟次，仪器故障率为80%。

仪器故障率较高主要原因之二是井底仪器震动过高。长时间高震动会降低其仪器使用寿命。泸20X 井区，进入水平段后，仪器震动普遍偏高。震动级别高共有18趟次，其中6趟次因仪器故障起钻。

3 川南页岩气水平井定向技术

根据前期在川南区块施工经验，结合涪陵工区好的成熟的定向技术，将定向技术进一步进行优化。

3.1 定向剖面设计优化

执行设计，将双二维井剖面设计优化为二维+小三维剖面设计，直井段主动防碰，提前增斜至2～3°，满足与同排井的防碰要求；减少大井眼定向工作量；优化定向点，避开高钻时地层和不稳定地层，提高大井眼井段和三开机械钻速。

（1）阳10XHX-8 井偏移距453m，靶前距264m，水平段长2008m，该井偏移距大，稳斜段长。

（2）阳10XHX-3井偏移距98.48m，靶前距312m，该井原设计在须家河组定向，为了提高钻井速度，避开须家河这样的高钻时地层，优化剖面设计，将定向点下移至嘉陵江组井段，减少大井眼的定向工作量，采用直-增-稳-增（扭）-增-平的斜面圆弧剖面设计。

3.2 各开次井眼轨迹控制技术

平台普遍采用双排4～8 口井部署，井口间距为5m×30m，直井段防碰压力大，常规钻具很难满足防斜要求，必须下入随钻测量仪器实时监控，井眼轨迹处于绝对掌控之中。

（1）二开Φ406.4/444.5mm井眼，该井段控制工作重点是防碰。钻井过程中加强井眼轨迹监测，测斜间距不大于30m，每次井斜测量后都必须与邻井进行防碰计算。与邻井的中心距为5m～20m 或分离系数为2.5～3 时，防碰扫描间距应小于10m；与邻井的中心距为4m～5m或分离系数2～2.5时，防碰扫描间距应小于5m。两井中心距小于4m 或防碰分离系数小于2.0 时进行防碰绕障作业。加强岩屑录井工作，落实专人专岗负责连续监测，当发现井间距变小、钻时变慢、扭矩增加、憋跳钻、水泥及铁屑返出、邻井井口压力变化等异常变化时应立即停钻，及时汇报，查明情况，弄清楚原因再采取下步措施。

（2）三开Φ311.2mm井眼，针对双二维剖面设计，Φ311.2mm 井眼轨迹控制分为预增斜井段、稳斜井段、降斜井段。该井段控制工作难点是防碰、二维设计中第一个平面的稳斜段和降斜段的轨迹控制。结合剖面设计，针对三趟钻完钻目的（第一趟钻钻至须家河底部，防斜打直；第二趟钻钻至茅口组中部，造斜及稳斜钻进；第三趟钻钻至栖霞组顶部，稳斜或降斜钻进），剖面设计与钻头程序契合，分段设计，提高机械钻速。预增斜井段与纯稳斜井段可采用1°单弯螺杆+Φ300-305mm 扶正器组合，在预增斜井段，井斜、方位要留一定的欠余量，观察复合钻趋势再做调整。降斜段轨迹控制困难在于川南地区埋藏深，偏移距较大，前期势必要以较大的井斜吃位移，决定了降斜段定向工作量较大，降斜段为了减少定向工作量，须使用大尺寸扶正器，利用复合钻自然降斜，若复合钻降斜趋势不能满足要求，必然通过定向降斜，而大尺寸扶正器存在扭矩大、易卡钻的缺点，导致定向困难。另外，由于井漏导致井控的问题，在钻进茅口组前必须更换为常规钻具组合，不能使用螺杆钻具。所以，降斜井段使用常规钻具组合。

（3）四开Φ215.9mm井眼，钻井液密度1.72～2.3g/cm3，高密度造成常规滑动钻进极其困难。水平段主探五峰组1小层，厚度薄，优质储层轨迹追踪困难，轨迹频繁调整且调整幅度大，钻进摩阻40-60T,一旦钻遇泥岩易发生井壁坍塌，造成卡钻风险；井底循环温度接近150℃，旋转导向工具仪器失效问题突出。当采用斜面圆弧设计时，需完成增斜同时扭方位工作量；当采用双二维设计时，需完成从直井段造斜入靶的定向工作量。由于高温高压高摩阻，无论近钻头或旋转导向，必须使用抗高温的仪器，并配合降温装置，钻具组合中加入水力振荡器、清砂接头等降摩减阻工具，配备顶驱扭摆系统，才能确保定向工作的顺利进行。

4 旋转导向工具的选择

目前川南地区，旋导工具及钻头均由业主方统一协调、组织，因此在选型上选择性较少，主要为斯伦贝谢、哈里伯顿工具。

（1）选用指向式的抗150℃高温的旋转导向工具，或优选低故障率的旋转导向工具，或选择抗170℃高温的旋转导向工具。

（2）使用好地面降温系统，下钻过程中分段循环降温，钻进工程中将井底钻进温度控制在130℃以内，最好不超过135℃，保障仪器使用寿命，达到水平段全程使用旋转导向工具。

5 结论与建议

（1）在满足井身质量的前提下避开难钻地层且摩阻扭矩最小、钻井周期最短的剖面设计是钻井关键。

（2）使用抗高温抗高震动旋转导向工具，配合降温装置是缩短钻井周期的有效手段。

（3）建立地质、钻井工程、旋导方的一体化工作联动机制，是提速提效和井下安全的有效保障。