川南高温深层页岩气工程技术支撑管理模式及其应用

2022-01-20黎俊吾

天然气技术与经济 2021年6期

尹建刘菊黎俊吾

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，四川广汉 618300；2.中国石油西南油气田公司，四川成都 610051）

0 引言

四川盆地是目前中国最有利的页岩气勘探开发区域［1-5］，川南页岩气区块位于四川盆地南部地区，拥有最优质海相页岩气储层，是国内首个探明储量超万亿立方米的页岩气田，2020年中国石油川南地区页岩气产量达116.1×108m3，同比增长35.8×108m3，占国内天然气增量的1／3，成为中国天然气重要增长点，为保障国家能源安全、促进区域经济社会发展奠定了能源基础［6-7］。深层页岩气是指储层埋深大于3 500 m的页岩气［8-9］，其中泸州区块L203井测试天然气日产量达137.9×104m3，成为国内首口单井测试天然气日产量超百万立方米的页岩气井［10］，该区块目的层埋藏深、地层温度和地层压力高、岩石可钻性差、优质储层薄［11-12］，纵向上产层多且多压力系统共存，下志留统龙马溪组埋深普遍在3 500～4 500 m，水平段长为1 800～2 000 m，地层压力系数超过了2.0，地层温度普遍大于140℃，钻井难度大，L203井钻井周期达到了199 d，随着2020年该区块钻井工作量陡增，承包商多、作业井队多，成熟队伍少，钻井故障井次呈上升趋势，现场监督履职能力有待提高等问题凸显，增大了管理难度，限制了钻井提速，为此中国石油集团川庆钻探工程有限公司（以下简称“川庆公司”）钻采工程研究院（以下简称“川庆钻采院”）整合钻井定向、钻井液、提速优化、井控等钻井特色技术和人员力量，并借助川庆公司技术专家团队力量，创新性的为A公司和B公司建立了技术支撑团队，全面参与两家公司在川南地区页岩气的技术攻关和组织管理工作，2020年A公司钻井周期实现由平均110 d到100 d再到90 d的两轮提速，B公司平均钻井周期同比2019年缩短23 d。此模式利用乙方的技术和人员力量，充分地参与到甲方的施工组织和管理工作中，探索了一条川南高温深层页岩气钻井提速、降低成本的新路子。

1 工程技术支撑模式的建立

1.1 工程技术支撑团队的组成

支撑团队由前线支撑组和后方专家组构成。前线支撑组人员可根据甲方需要，由各专业技术人员构成，常驻甲方基地及作业现场，采用“团队技术支撑、参与甲方技术决策、辅助现场管理”三级工作模式，全面参与甲方的技术攻关和组织管理。后方专家组在川庆钻采院借助气井工程大数据信息化技术掌握现场信息，提供远程支持。模式的主旨是制定钻井提速模板，对标并监督钻井施工方按照技术模板进行现场作业，保障所有施工方整体提速（图1），杜绝因作业队伍水平参差不齐而造成作业时效有“天上地下”的差别。

图1 川南高温深层页岩气工程技术支撑模式图

1.2 工程技术支撑模式的特点

工程技术支撑模式的最大特点是根据甲方需求定制化服务，根据服务井数量的不同，前线支撑组可侧重在公司基地参与技术决策工作或侧重在公司现场进行管理工作；根据施工区块的不同，可菜单式的选择所需支撑的服务。

1.3 工程技术支撑模式的优势

技术支撑模式的建立对于甲方而言能有效补充甲方工程管理力量，解决管理人员紧张的难题，更高效进行决策和现场管理，更好地实现钻井提速的目标；对于乙方而言能有效锻炼技术队伍，提升人员管理水平，推广特色技术，达到开源增收的目的，从而实现双赢（图2）。

图2 技术支撑管理模式优势图

2 工程技术支撑模式的应用

2020年A公司和B公司在川南高温深层页岩气钻井工作量陡增，承包商多、作业井队多，钻井故障井次呈上升趋势，现场监督履职能力有待提高，这些因素都制约了钻井提速，川庆钻采院分别与A公司和B公司组建了“钻完井技术及井控现场管理”支撑团队，根据两家公司的需求，前线支撑组主要负责定向、钻井液、井控以及提速优化方面支撑工作，其中定向井技术人员主要在井眼轨迹的控制与优化、参数优化、技术咨询、定向组合模板执行及装备等方面提供支撑；钻井液技术人员主要在井眼稳定（防塌）、水平段井眼清洁及防卡、钻井液性能检测、钻井液模板执行率等方面提供支撑；钻井提速技术人员主要在收集资料、大数据分析、优化提速模板、挖掘提速潜力并协助甲方技术管理等方面提供支撑；井控技术人员主要在重点井巡回检查，关键环节驻井把关，溢流压井指导等二次井控技术支持和井控应急救援三次井控应急保障服务等方面提供支撑。后方专家组则是通过信息化方式远程对两家公司所管理井进行技术支持，实现后方专家团队与前线专业技术人员相结合的提速保障模式。

2.1 支撑开展主要工作

2.1.1 定向技术支撑工作

持续优化定向钻井方式，编写页岩气钻井轨迹优化模板。提出406.4 mm井眼“PDC／复合钻头”2趟钻钻井技术建议。创建311.2 mm井眼“复合钻头+振荡螺杆”、“PDC+振荡螺杆”、“复合钻头”3趟钻钻井模式。开展石牛栏组旋转导向+螺杆钻进现场试验与推广，有效解决定向托压难题。形成“旋转导向+高扭低速马达+地面降温”为主体的高温井水平段钻井模式，监督上部井段防碰绕障技术模板执行情况，单趟进尺、机械钻速、钻井周期指标大幅提升。

2.1.2 钻井液技术支撑工作

执行钻井液“三化”技术管理模式，即各开钻井液技术措施精细化、钻井液性能及材料监测检测常态化、关键作业节点（含复杂处理）技术管理人员靠前化。应用“低密度、低粘度、低劣质固相”钻井液体系，为提高循环排量、减少旋转导向工具、降温设备和螺杆失效、减少卡钻事故、提高机械钻速等创造了良好条件。

2.1.3 井控技术支撑工作

坚持“立足一次井控，做好二次井控、杜绝三次井控”的工作原则，编写溢流压井应急处置程序、现场演练考核评分表、“六个评估”工作模板；组织井区全覆盖井控专项检查，参与井控开钻验收，处理现场井漏、卡钻和溢流等复杂情况。

2.1.4 提速优化支撑工作

建立页岩气钻井提速模板，利用大数据对整个井区周期、钻头、钻井液密度、周期影响因素等进行详细分析，并建立井区钻井分析大表，找出提速瓶颈，开展优选钻头、优化工序等工作。

2.1.5 支撑效果

近一年来，定向技术在A公司和B公司分别支撑了30井次和90井次，建立了针对各自井区的页岩气钻井提速模板，有力地支撑了A公司L203井区，钻井周期由平均110 d到100 d再到90 d的两轮提速（图3），B公司平均钻井周期同比2019年缩短23 d，L203井区四开钻进周期由78 d缩短至47 d（图4），钻井速度大幅提高，钻井周期持续缩短，提速效果明显。

图3 A公司L203井区2020年和2019年钻井数据对比图

图4 B公司L203井区三轮优化后钻井周期变化图

3 展望

工程技术支撑管理模式经过在川南高温深层页岩气应用取得的良好效果，形成了1.0版本工程技术支撑模式，下一步将借助川庆井筒工程大数据优势，将大数据进行实时分析，引入钻井风险提示、专家系统、提速决策等现代化技术手段，形成2.0版本的支撑模式，更科学地对钻井参数进行分析并持续修订和完善提速模板，更好地实现钻井提速增效（图5）。