WR气田深层页岩气钻井提速提效实践与认识

2022-07-11朱礼平潘登雷周楚坤刘小斌

天然气技术与经济 2022年3期

刘伟朱礼平潘登雷周楚坤梁霄刘小斌

（1.中国石化西南油气分公司工程技术管理部，四川成都 610041；2.中石化西南石油工程有限公司井下作业分公司，四川德阳 618000；3.中国石油西南油气田公司，四川成都 610051）

0 引言

WR 气田位于四川盆地南部，该气田继W1 井勘探取得重大突破之后，狠抓页岩储层精细评价，科学优选地质甜点，评价阶段在W23-1、W29-1 获高产工业气流，实现了气田深层页岩气的商业发现［1］，两口井在配产6.0 × 104m3／d 条件下生产稳定。按照“整体部署，先易后难，效益优先”的原则，共部署23 个平台166 口井，已完成一期建设，正开展二期钻采施工。与已经实现商业开发的WYCN 气田、FN 气田相比，WR 气田深层页岩气具有目的层埋藏深（垂深为3 500～3 900 m）、地层压力高（孔隙压力梯度为1.8～2.0 MPa／100 m，坍塌压力梯度为1.75～1.85 MPa／100 m）、地层温度高（127～139 ℃）、优质储层厚度薄（＜12 m）、岩石强度大、岩石可钻性极值大等特性，制约了机械钻速的提高和钻井周期的缩短。在借鉴邻区开发经验的基础上，通过近五年引进创新、联合攻关、自主研发和集成创新，逐步形成了一套适合深层页岩气钻井提速提效的技术体系，钻成W23-1 等122 口井，平均机械钻速为8.95 m／h，平均钻完井周期为93.60 d，与勘探评价阶段相比降幅达29.80%，优质储层钻遇率由96.36%提高到98.4%。

1 钻井提速提效难点分析

受区域地质特征和页岩气开发特性制约，面临“漏、喷、塌、卡、碰”和轨迹频繁调整等难题。

1）平台井防碰制约提速提效。WR 气田页岩气平台普遍部署6～8 口井，采用双钻机施工，井间距5～8 m，井排距25～30 m，井眼防碰是上部井段的重点［2］。根据实测地层倾角，气田东部的Y4-1井一开地层倾角为10°～20°，平均为16.4°，采用常规塔式钻具组合，机械钻速低于12 m／h，影响了直井段提速提效。为确保钻井安全，平台外侧井只能按双二维轨道设计，提前造斜，面临大尺寸井段造斜效率低、速度慢的难题。

2）喷漏同存制约提速提效。上部地层断层、裂缝性气层发育，多口井在中二叠统茅口组、下志留统石牛栏组、下志留统龙马溪组钻遇高压裂缝性气层［3］。茅口组、中二叠统栖霞组地层承压能力低，安全钻井液窗口窄，W27-6 井茅口组采用密度为1.72～1.74 g／cm3钻井液钻进时，漏失了81 m3，出口返浆的情况下全烃含量达80%。龙马溪组地层坍塌压力高，部分区域甚至高于地层孔隙压力，钻井液密度普遍高于2.00 g／cm3，W35-1 井在龙马溪组钻遇气层后，钻井液密度由2.05 g／cm3提高到2.27 g／cm3压稳，W29 井区最高钻井液密度达2.40 g／cm3，高密度压稳了气层，但增加了井漏、压差卡钻风险和固井替浆难度。二开安全窗口窄和三开钻井液密度高的情况进一步制约了钻井提速提效。

3）轨迹频繁调整制约提速提效。区域断层发育，地质非均质性强，W1平台两口井A靶点相距为406 m，垂深相差为26 m，通过邻井实钻数据设计轨迹，脱靶风险大。龙马溪组最优质的“铂金”储层厚度约为8 m，靶框设计为2 m×15 m，为确保优质储层钻遇率，断层发育区频繁调整井眼轨迹，勘探评价阶段平均单井调整为6.4次，平均单井循环控时为37.6 h。

2 钻井工程技术方案

针对上述钻井难点，借鉴邻区钻井经验，从井身结构优化、钻井工艺和工具配套等方面开展研究，经过三轮次钻井实践，动态优化技术方案，最终形成适合于WR气田深层页岩气钻井提速提效的工程技术体系。

2.1 井身结构设计

以龙马溪组为目的层，至上而下将钻遇陆相、海相8 套地层，地层压力梯度为1.0～1.85 MPa／100 m，龙马溪组地层坍塌压力梯度最大为1.80 MPa／100 m，按目的层垂深3 900 m、水平段长1 500 m 计算，二维井完钻井深约为5 500 m，平台外侧三维井完钻井深约为5 700 m。为满足∅139.7 mm 套管分段压裂要求，采用由下至上的设计方法［4］，根据钻头-套管匹配关系，设计三开制井身结构。勘探阶段，一开封陆相地层，井深约为1 500 m，二开封石牛栏组，井深约为3 400 m，三开∅215.9 mm 井眼油基钻井液专层施工龙马溪组；为减少大尺寸钻头施工井段的长度，提高钻井效率，评价阶段将一开套管下至须家河组中部，井深约为900 m；根据录井气层判断、地层承压能力试验情况，开发阶段，进一步缩短一开井段长度，一开套管下深为500～600 m，封隔上部易漏地层，为二开钻遇海相地层提供井控支撑，钻头尺寸由∅444.5 mm缩小至∅406.4 mm，减少一层套管头；二开套管下至龙马溪组顶部，三维井尽量将二开套管下深，减少三开裸眼段长度，降低后续施工摩阻。鉴于压裂过程中发生套管变形的问题，采取提高∅139.7 mm油层套管抗挤强度，在确保通径不变的情况下，造斜点以深采用抗挤强度提高23%的壁厚套管。典型井身结构如表1所示。

表1 典型井身结构设计表

2.2 强化钻井参数

根据钻速方程，以∅311.2 mm 井眼为例（图1），当转盘转速维持在110 r／min 不变时，钻压由65 kN逐步提高至140 kN，机械钻速将提高61%；当钻压维持在110 r／min 不变时，转盘转速由60 r／min 逐步提高至120 r／min，甚至提高至螺杆转速190 r／min时，机械钻速将提高1.3倍。由此，直井段钻进应最大限度地强化钻井参数，增大钻头破岩扭矩，根据钻头特性提高机械钻速［5］。为满足大排量、大泵压、高转速需要，钻井工程设计和队伍招标时对钻具、钻井泵、地面管线、顶驱冲管等进行了明确要求，配备大水眼双台阶钻杆、2～3 台52 MPa 及以上级别钻井泵、70 MPa 循环管线、500 t 顶驱配套金属冲管。如图2所示，W32-3井一开、二开采用预弯曲动力钻具，根据井眼尺寸和钻具动力学分析，增大钻压、排量和扭矩，一开平均钻时为0.77 min／m，平均机械钻速为87.7 m／h，二开平均钻时为5.05 min／m，平均机械钻速为29.59 m／h，实现一开1趟钻、二开3趟钻。与勘探评价阶段W1井相比，一开井段钻井周期缩短了6.65 d，二开以浅缩短了14.76 d。

图1 钻井参数与机械钻速的关系图

图2 钻井参数强化对比曲线图

2.3 集成成熟钻完井技术

1）垂直钻井技术。WR 气田平台井防碰难度大，采用常规钟摆、塔式防斜钻具组合配合小角度单弯螺杆钻进满足施工需要，但未完全释放钻压，W1等探井直井段机械钻速仅1.97 m／h。垂直钻井技术是高陡构造释放钻压、提高钻井速度、控制井斜首选方案。通过模拟分析发现，在∅311.2 mm井眼增大扶正器外径尺寸和钻压对钻头侧向力的影响不大，可实现高钻压条件下的防斜打快。开发阶段在陆相地层试验垂直钻井技术8井次（表2），其中一开∅406.4 mm 井段应用4 井次，二开∅311.2 mm 井段应用4 井次，一开平均机械钻速为7.65 m／h，二开平均机械钻速为4.13 m／h，最大井斜角1.34°～3.17°，与常规复合钻井相比，实现了提速提效。

表2 垂直钻井应用统计表

2）防喷导流钻井技术。为解决二开钻遇茅口组、栖霞组、石牛栏组裂缝性气层后出现喷漏同存现象，在进入茅口组前安装旋转防喷器［6-7］，简化钻具组合，准备好足量的堵漏材料，做好多元复合堵漏工作，利用刚性材料搭桥，加入可变型的多软化沥青进行填充封堵，采用确保安全钻井条件下的最低钻井液密度钻进。钻遇良好的油气显示层段，根据井下实际情况用酸溶性堵漏材料进行先期的屏蔽暂堵，防止下步钻遇高压层压井时，上部显示好的层位井漏造成喷漏同存复杂。压井时采用堵漏段塞或强封堵段塞作领浆，压井中途根据需要再跟注1～2 个堵漏段塞或强封堵段塞对可能漏失层进行封堵。截至目前使用40余井次，5口井实现点火钻进，二开钻井液密度控制在1.85 g／cm3以下，减少循环排气和堵漏时间约2.0 d，实现钻进与起下钻井筒安全控制。

3）预弯曲动力钻具防斜打快技术

根据井身结构设计和钻井提速难点分析，二开以浅地层的主要目标是实现钻井提速和确保井间安全，受工具、费用制约，难以大规模推广应用新型提速工具。通过理论分析和实践验证，首选双稳定器预弯曲动力钻具组合，即在常规钻具中接入具有一定预弯曲度的螺杆并再接一个稳定器，通过调整顶驱转速和排量使钻头上的合侧力大于地层增斜力，起到防斜打快的目的［8-9］。一开∅406.4 mm 井眼优选自带近钻头稳定器的∅244.5 mm 螺杆和直径∅400～404 mm扶正器，最大钻压可达275 kN；二开∅311.2 mm 井眼匹配直径∅308-310 mm 远端扶正器，最大钻压可达220 kN。在W32 等平台规模化应用，从图3可以看出，一开、二开平均钻井周期实现逐年缩短，开发阶段较前期缩短了14.76 d，降幅达26.65%，在强化钻井参数的基础上，既实现钻井速度的大幅度提升，又保障了平台防碰安全。

图3 一、二开钻井周期对比图

4）中完作业提速工艺

强化通井操作、优化替浆工艺和固井方式，减少各开中完时间。各开完钻后采用长短起代替一次专项通井，根据起下钻摩阻、停泵下放深度确定下套管时机；一开“内插法”固井优化为“清水压胶塞”固井，减少插入钻具起下钻时间；二开采用自吸式清污车代替人工清罐，将串联作业优化为交叉并联作业，缩短清罐时间2～3 d；为减少二次替浆和完井通刮洗时间，三开推广应用清水替浆工艺。按目的层垂深3 800 m 计算，三开钻井液密度为2.05～2.10 g／cm3，水泥浆密度为2.20～2.30 g／cm3，液柱静压差为45.6～49.4 MPa，配套70 MPa 高承压能力的固井胶塞和压裂车可以确保顶替效果。前期施工排量1.0-1.8 m3／min，后期碰压排量为0.5～0.7 m3／min，碰压后分级泄压，憋压10～15 MPa候凝。清水替浆在开发阶段规模化应用了102口井，泄压后回水断流，附件工况良好，声幅测井显示固井质量均为优秀，单井缩短完井作业时间为2～3 d。开发阶段中完时间缩短至32.54 d，缩短幅度43.33%。

2.4 创新复合钻井液技术

针对油基钻井液费用高、环保压力大的难题，借鉴邻区和国外先进施工经验［10］，创新提出分段施工的复合钻井液技术，即采用高性能水基钻井液快速钻进，力争完成水平段钻进施工，若钻遇井内掉块增多的复杂情况，及时转换为油基钻井液。其优点是减少油基钻井液用量，减少油基岩屑产生量。高性能水基钻井液需针对钻遇井段的地层岩性，在常规聚胺体系基础上从抑制性、封堵性、润滑性和流变性等方面加以强化。根据返出岩屑和固含量及时补充抑制剂和包被剂，确保钾离子含量不低于25 000 mg／L，保持钻井液强抑制性；施工中及时补充纳微米封堵材料、变形封堵剂等，保持高温高压滤失量低于5 mL，形成致密滤饼，保持钻井液强封堵性；根据井段的增加，逐步提高润滑剂含量，降低施工摩阻；及时补充胶液，采用高目数振动筛和高速离心机清除有害固相，确保其性能满足携岩和降泵压需要。W23-6 井实现安全钻进36 d，起下钻摩阻低于250 kN，掉块数量与油基钻井液相当；W23-2 井高性能水基钻井液裸眼浸泡时间为67 d，进尺为2 115 m；W23-3井仅用了18 d即完成三开钻进。

2.5 轨迹控制技术

龙马溪组优质页岩储层厚度薄，断层发育，目前主要开发储层底部的①～③号小层，为确保优质储层钻遇率，开发阶段在龙马溪组设置6个控制点并分别定级［11-12］，根据钻遇的伽马趋势、气测值、岩屑变化、元素录井综合分析钻遇层位，提前预判轨迹走向，减少轨迹调整频次。

针对储层特性，制定轨迹控制方案，工艺上以“旋转导向+方位伽马+长寿命PDC 钻头”为主［13］，及时调整轨迹并保证井眼圆滑，减少通井划眼时间，配套清砂钻杆和清砂接头、“一趟钻”工艺，缩短施工周期。在水平段较短、起下钻摩阻较低的二维井，采用“旋转导向+马达”快速钻进。从降本增效方面考虑，储层变化小，井斜角低于90°的下倾井，采用常规MWD+近钻头方位伽马施工，优选∅172 mm 耐油螺杆，水平段后期配备水力振荡器，减少水平段托压和粘附压差卡钻风险。根据实钻轨迹，细化随钻震击器和水力振荡器安放位置，确保其关键阶段的使用效果。从图5、图6 可知，采用旋转导向+马达施工，平均机械钻速达9.43 m／h，三开平均钻井周期为19.21 d，W32-3 井三开采用“PDC+旋转导向+马达”提速工艺，两趟钻完成三开施工，钻井周期为16.32 d。

图4 三开不同方式钻井周期对比图

图5 三开不同方式机械钻速对比图

图6 直井段钻完井周期学习曲线图

在作业工序上，为实现区块的效益开发，平台第一口井完钻后电测井，其余井均不测井，直接下套管完井，根据井内摩阻和储层浸泡时间，条件允许时在水基钻井液条件下直接完井，减少完井作业时间。目前，WR气田已完成地质建模，通过地质导向和定向工具的优选优配完成W23等122口井，优质储层钻遇率为98.40%，平均水平段长为1 568 m。

图7 钻完井周期学习曲线图

3 现场应用及效果分析

形成的深层页岩气钻井提速提效技术体系在WR气田推广应用，均为三开制井身结构，二开直井段完钻135 口井，平均井深为3 352 m，钻完井周期为49.19 d，与勘探评价阶段相比，钻完井周期缩短51.68%。122 口井完成钻井施工，平均完钻井深为5 521 m，平均钻完井周期为93.44 d，与勘探评价阶段相比，降幅为34.42%。

W23平台是WY页岩气田第三批部署井，平台共6口井，采用轮轨式双钻机施工，一开∅406.4 mm钻头+螺杆复合钻进至井深502 m，下入∅339.7 mm 套管，平均机械钻速为12.79 m／h，钻井周期为2.15 d；二开∅311.2 mm 钻头+螺杆复合钻进至龙马溪组顶部，井深为3372 m±，外侧井按双二维轨道施工，下入∅244.5 mm 套管，平均机械钻速为12.79 m／h，二维井钻井周期为23 d，三维井平均钻井周期为26 d；三开采用高性能水基钻井液施工，2 口井采用MWD+螺杆钻进，4口井采用旋转导向+进口PDC钻进，平均机械钻速为7.32 m／h，单井钻井周期为80.5 d，W23-4HF 井75.49 d 钻至5 546 m。通过优快钻井技术应用和推广，目前WR气田钻井周期基本能控制在80 d以内，钻完井周期在89 d以内。