川东红星地区二叠系吴家坪组海相页岩气钻井实践

李 俊,卢和平,胡象辉,王 莉,周 庆,彭 梦

中国石化 江汉油田分公司 石油工程技术研究院,武汉 430035

红星地区位于湖北省利川市、重庆市万州区和石柱县境内[1],面积约1 100 km2,主体为山地地貌,地面海拔600～1 600 m,二叠系页岩埋深3 500～4 500 m,主要为深层—超深层页岩气;构造上位于建南背斜,整体表现为不对称完整背斜,西北翼陡(10°～35°),东南翼缓(5°～15°),西翼发育北东向单一组系强曲率条带,核部总体不发育。

2019年部署二叠系吴家坪组页岩气专探井——HY-1HF井试气产量8.9×104m3/d,标志着红星地区二叠系取得勘探突破[2-4]。2021年,为进一步评价页岩气储量及产能,先后部署了勘探井4口,评价井组2口,逐步向深层、长水平井探索。其中,HY-2HF井目的层埋深3 622 m,水平段长2 718 m,试气产量15.2×104m3/d;HY-3HF井目的层埋深3 818 m,水平段长2 097 m,试气产量11.7×104m3/d。2022年持续加大勘探力度,部署勘探井6口,评价井3口,埋深3 600～4 700 m,水平段长2 000～2 500 m,以进一步提高探明储量。

红星地区吴家坪组页岩气2021年已提交预测储量1 051亿立方米,2022年将北部升级控制储量621亿立方米,是江汉油田天然气产能重要接替阵地。江汉油田建成了国内首个页岩气示范区——涪陵页岩气示范区,页岩气勘探开发已形成完善的技术体系[5-7]。但与涪陵页岩气相比,红星二叠系页岩气为深层常压页岩气,地层埋藏深,岩性复杂,地层可钻性更差,非均质性更强,这些特点导致复杂情况多、机械钻速低、钻井周期长等,因此,涪陵页岩气钻井工程技术体系不能简单复制到红星地区。笔者通过梳理红星地区钻井技术难点,针对目前钻井存在的问题,总结探讨了红星二叠系钻井技术对策及实施效果,以期为红星地区后续钻井技术持续迭代升级奠定基础,同时为国内同类型页岩气钻井技术提供参考,促进国内深层常压页岩气高效开发。

1 水平井钻井难点分析

1.1 岩性复杂机械钻速低

红星地区二叠系吴家坪组页岩气埋藏深,上部地层沙溪庙组—须家河组岩性为泥岩、粉砂岩和砂泥岩互层,地层软硬交错,钻头适应性差。前期采用空气/雾化钻井技术,但自流井组含气,须家河组地层出水,影响工艺使用。巴东组底部泥质白云岩易吸水膨胀导致地层垮塌;嘉陵江组二段含有石膏,易吸水膨胀缩径,导致卡钻、井壁失稳等。二叠系长兴组、飞仙关组、长兴组以灰岩为主,硅质含量为10%～50%,平均为22.6%,且为定向造斜段,机械钻速低,二叠系造斜段钻头平均用量5只,平均机械钻速仅为4.2 m/h,最低2.38 m/h;水平段吴家坪组以页岩、泥质灰岩、灰岩为主,硅质含量为5%～60%,其中目的层吴家坪组二段石英含量30%～60%,富含黄铁矿[8],地层研磨性强,可钻性差,钻头平均用量6只,单井平均机械钻速9.00m/h,最低7.58 m/h。

1.2 “漏垮”同存安全成井难度大

红星地区受构造影响,裂缝发育,目的层吴家坪组在断裂附近呈现条带状曲率和蚂蚁体形。从钻井情况看,失返性漏失频发,16口井总计漏失44 366 m3,平均单井漏失4 930 m3,井漏处理平均时间7.9 d。其中,沙溪庙组以裂缝性漏失为主,表现为漏速快、漏失量大,漏速17～160 m3/h,部分井出现漏水不漏砂,卡钻风险高;凉高山组—须家河组漏速15～65 m3/h,漏失井数、次数均较小;巴东组仅1口井出现漏失,但出现反复漏失;嘉陵江组漏失量仅次于沙溪庙组,漏速快、漏失量大;二叠系地层漏失井数多、漏速相对较小,表现出地层承压能力低。

目的层吴家坪组二段纵向划分为5个小层,层间非均质性强,岩石强度、硬度上下高、中间低。岩石力学实验表明,岩心破坏呈现剪切破坏、劈裂破坏特征,结构弱面胶结强度低。地层微裂缝发育,揭开地层后应力释放裂缝扩展,钻井液滤液进入地层,进一步加剧井壁失稳掉块,卡钻风险高。从现场钻井情况看,所有井水平段均存在掉块情况,其中2口井水平段垮塌引起卡钻,处理时间分别为34 d和59 d。

1.3 优质储层钻遇率低

二叠系地层硬度大,非均质性强,长兴组含燧石条带,优质储层吴家坪组二段③号小层页岩含凝灰岩夹层,钻柱震动大,导向工具失效频繁发生。从已钻井情况看,因测斜仪器失去信号,导致起下钻2～5趟次,严重制约钻井效率提升。入靶前地层长兴组在横向上沉积厚度有一定的变化,伽马曲线特征不明显;伽马曲线形态也存在一定的差异,现场地质导向靶点预测难。水平段最佳穿行层位吴二段③小层b、c、d区靶框垂厚5 m左右,地质、工程双甜点垂厚仅2 m左右,水平段产状变化大,部分井水平段产状呈“W”型,存在微幅构造,局部出现褶皱或断层[9]。受地层产状和非均质性影响,复合趋势无规律,影响水平段钻遇率、轨迹调整频次及钻井时效,前期钻井优质储层穿行率仅为77.8%。

2 钻井技术进展与对策

2.1 井身结构优化设计

红星地区为常压压力体系,目的层吴家坪组压力系数1.12～1.28,吴家坪组以浅地层压力系数0.9～1.1,井身结构设计主要考虑油气水层分布、地层岩性、水平段长等对安全成井的影响,其必封点如下:

必封点1:表层套管下深200 m左右,封隔浅表水层。建立井口,安装井控装置,满足自流井组浅层气安全钻井的需要。

必封点2:封固上部陆相地层易垮塌、易漏失井段。巴东组为海陆过渡相地层,巴东组及以浅地层泥质含量高,易垮塌。

必封点3:嘉陵江组二段膏盐蠕变缩径卡钻。二叠系地层研磨性强,机械钻速低,下部裸眼井段长,封固嘉二段膏盐为下部地层钻完井创造安全条件。

综合考虑钻井液性能体系优化及钻井提速效果,上部陆相地层至嘉二段采用强抑制防塌钻井液体系,结合前期上部井段提速及坍塌周期预测,进一步优化井身结构设计方案。目前,主要采用“三开次”井身结构(图1)。

2.2 关键提速技术

2.2.1 高效钻头优选

针对上部地层软硬交错震动大、部分研磨性强的问题,优选“异形齿”强攻击抗震PDC钻头,全井段采用“PDC+大扭矩螺杆”复合钻进。

一开:地层为沙溪庙组,岩性为粉砂质泥岩、细砂岩、泥岩夹砂岩。软硬交错,钻头易跳钻,地层可钻性2～5级;优选采用“斧形齿+三棱齿”、5刀翼高效PDC钻头,主要采用KS1662AFGRS钻头,该钻头优化采用螺旋刀翼、螺旋保径、减震齿等设计,平均机械钻速22.69 m/h,最高单井平均钻速25.18 m/h,且起出后仍可正常使用。

二开:钻遇地层沙溪庙组—嘉陵江组,总进尺2 050～2 800 m,部分井实现了二开2趟钻完钻,平均机械钻速相比前期钻探井提高23.8%。沙溪庙组—须家河组陆相地层局部含砂,研磨性强,夹层多,可钻性5～6级,以提升抗震特性;优选采用16 mm“二排锥球齿”、5刀翼、耐磨复合片PDC钻头,主要采用ES1655E、KS1652FGRY两种类型钻头,机械钻速平均12.32 m/h。巴东组—嘉陵江组地层,由陆相地层过渡至海相地层,局部灰岩夹层,但整体可钻性好;优选采用Ø16mm“三棱齿+平面齿”、5刀翼、螺旋刀翼、双排齿PDC钻头,主要采用ES1655EL、KS1652DFGRT两种类型钻头,机械钻速13.69 m/h。

针对二叠系硅质含量高、研磨性强、硬度大等特点,开展了钻头超短一体式定向设计和“固定刀翼+异形齿”组合破岩研究,优选耐磨钻头,配套长寿命大功率螺杆,三开造斜段钻速提高15%,水平段钻速提高22%。

三开造斜段飞仙关组—长兴组灰岩可钻性级值7～8级,地层含硬夹层,钻头磨损大,定向造斜工具面不稳;优选KPM1342DRT混合钻头,加密肩部布齿,增加孕镶齿,优化牙轮高低差,提升预破岩,强化保径,提升寿命等。水平段吴家坪组优选13mm“平面齿+锥球齿”组合、6刀翼PDC钻头,提升穿层能力,内锥及肩部增加限制吃深,降低扭矩;主要采用KSD1363ADRT钻头,水平段机械钻速9.0～11.5 m/h。

2.2.2 强化参数钻井

以配套500 T顶驱、52 MPa泥浆泵、70 MPa高压管汇等升级型装备为基础,优选“7头”大扭矩等壁厚螺杆,实施强化“钻压、转速、排量”等参数钻井,一开钻井钻压80～140 kN,转速大于60 r/min,排量大于70 L/s;二开钻压100～160 kN,转速大于70 r/min,排量大于65 L/s;三开钻压100～140 kN,排量大于30 L/s,转速大于70 r/min。

2.2.3 “旋转控制头”+“低密度”简易控压钻井

红星地区自上而下漏失层位多,自流井组、须家河组、飞仙关组、长兴组地层含气,巴东组、吴家坪组掉块垮塌,安全钻井液密度窗口窄。为降低井漏风险,减少气侵循环时间,实施“低密度+强封堵”钻井液体系+旋转控制头控压钻井,降低复杂风险,提升钻井效率。

2.3 降密度提封堵“塌漏同治”钻井液技术

红星地区多为裂缝型漏失,且存在“漏垮同存”的问题,通过强化钻井液封堵能力,拓宽钻井液安全密度窗口[10],配合钻井液及工程精细化控压措施,稳定易塌地层的同时,以较低密度钻穿易漏地层,达到“塌漏同治”的目标。采用“复合盐多元抑制防塌+护壁固壁+低密度防漏+工程协同+级配封堵+逐级强化”防漏防塌思路。

以邻井实钻及地震预测资料为基础,在强封堵条件下,精细调控钻井液密度,始终保持密度最低;在强封堵条件下,仍然存在井垮的情况,则以每周0.01～0.02 g/cm3密度提高,确保应力支撑;在强封堵条件下,密度处于下限,但仍然存在井漏问题,则增加防漏材料进行随钻动态承压。

2.3.1 二开井段

二开井段地层为沙溪庙组—嘉陵江组。优选强抑制钾胺基聚合物钻井液体系,钻井液密度由设计的1.37 g/cm3降低至1.18 g/cm3;优化钻井液流变性能,降低循环压耗,黏度小于等于50 mPa·s,钻井液动切力小于等于8 mPa,严格控制API失水小于等于8 mL。筛选双亲胶乳护壁材料FPS(图2a),粒径在0.1～10 μm之间,成膜性能强,可在水中分散,并在井壁表面形成亲油膜,有效封堵微裂缝。优化水基钻井液堵漏材料组合,优选粒径分布在0.01～100 μm的三种封堵材料(纳米刚性颗粒NS、井眼强化剂、改性沥青粉AOP)(图2b,c),粒径的均匀分布利于对不同尺寸的孔隙形成快速封堵,提高井壁承压能力,保证井壁稳定。

HY-5井一开、二开水基钻井液采用低密度强封堵塌漏同治工艺,每次井漏时通过降低密度,随钻封堵,迅速止漏,其中实施堵漏作业14次,未堵漏15次;对比邻井,堵漏次数减少18次/口井,大大减少了堵漏次数。

2.3.2 三开井段

针对红星地区吴家坪组页岩气油基钻井液钻遇微裂缝地层的渗漏问题,而常规防漏材料与油基钻井液配伍性差,无法形成密实封堵层,配方中引入球状凝胶复合防漏剂MPA、油基变形封堵剂OBD、亲油矿物纤维HPS、亲油树脂等多种防漏材料(图3),形成“四合一”油基钻井液随钻封堵技术,以提升微裂缝地层承压能力。

图3 油基钻井液随钻堵漏材料

防漏的关键是控制好钻井液的密度范围在1.25～1.35 g/cm3,严格按照配方使用封堵材料。观察振动筛返砂情况和钻井液消耗量,如果消耗量增大,可使用1%微裂缝封堵剂、1%矿物纤维增强随钻封堵。如果井下掉块持续增多,可以在基础封堵配方基础上,适当提高封堵材料加量;如果仍然有较多掉块,需要提高钻井液密度0.01～0.02 g/cm3。

2.4 地质工程一体化导向技术

红星地区上覆地层长兴组层内发育多套中高伽马泥质夹层,具有一定的可比性,常用来作为标志层。但从实钻情况看,长兴组内部标志层平面上存在差异,垂深变化规律性差,可对比性差,预测靶点垂深不准确。水平段优质储层薄(2 m左右),微幅构造发育,部分存在断层等,目的层可钻性存在差异,钻时可对比性差,水平段优质储层穿行率难以保证。

(1)“标志点确定+垂深预测+分段井斜控制”实现精准入靶。根据电性、岩性、气测、钻时等资料,建立了红星区块地质导向标志层图版,从长兴组顶到吴家坪组二段③小层顶,共识别出7个GR高尖或低谷组成的电性标志点(图4)。其中④号、⑤号、⑦号标志点为控制入靶的关键标志点。入靶过程中通过与邻井或标准井长兴组内部标志层对比,标志点按照由浅至深,靶点预测按照由面到点的原则,结合物探资料,随钻动态入靶。采用等厚法、等厚结合整体地层倾角、局部地层倾角的靶点垂深预测方法,确定靶点预测深度,通过控制一定的造斜率来把控轨迹与地层的夹角,从A靶点反演到某一标志层时所需的合适井斜,建立不同造斜率条件约束下的标志层(点)与井斜分段控制图版(图5)。

图4 川东红星地区长兴组标志层(点)

图5 造斜率—标志层(点)与井斜分段控制图版

(2)“五图一表”的跟踪确保钻遇率。应用近钻头或旋导方位伽马,准确判断井眼轨迹处于靶体的位置以及井眼轨迹与地层的相切关系,以及计算出调整井斜量,为优化轨迹调整提供依据,避免调整频繁、调整过度及避免轨迹调整不及时或反向操作出目的层。

“五图一表”跟踪方法如下:①钻井动态数据跟踪表,记录轨迹、计算地层倾角;②单井综合柱状图,判断层位、上下切关系,记录钻井参数;③连井对比图,实时与标准井进行对比,明确井底层位;④水平段穿行轨迹模型图,直观展现当前井底位置、轨迹、地层变化;⑤井轨迹投影构造平面图,预测后续地层倾角变化情况,打好提前量;⑥井轨迹投影地震剖面图,井震结合实施跟踪调控。

应用地质工程一体化技术,完钻井9口,入靶率达到100%;水平段优质储层穿行率自2020年的77.82%提升至目前最高93.27%。

3 钻井优化方向

3.1 根据平台情况优化技套下深

红星地区井身结构技术套管以封固嘉陵江组为主,前期已钻井表明,部分井二叠系飞仙关组、长兴组承压能力低,漏失压力小,吴家坪组掉块多,造成三开裸眼井段长,“漏垮”同存现象,主要采用“低密度+强封堵”钻井液技术确保安全成井,但二叠系地层漏失现象依然存在,尤其是靠近断层的水平井。因此,针对井身结构不能有效封固三开井段漏失层问题,开展“一平台一优化”井身结构设计,基于同平台井漏失情况,结合地震资料预测,向下优化技术套管下深,封固二叠系承压能力低的地层,拓宽三开安全钻井液密度窗口,保障三开水平段安全钻进。

3.2 优选二叠系造斜段定向钻头

二叠系井段机械钻速低,钻头用量大,起下钻趟次多,非均质性地层震动大,依然是困扰红星地区优快钻井的难题。平均进尺752 m,平均钻井趟次4.4趟,机械钻速3.96 m/h;水平段单井平均钻头用量6只,机械钻速8.86 m/h。

二叠系钻头优选。二叠系飞仙关组—长兴组上部优化PDC钻头切削效率和复合片加工工艺,加大PDC定向结构设计研究,提高定向施工效率;试验KSD1662DFRT高导向钻头。长兴组下部硅质含量更高,优选硬质合金齿材料、高耐磨可靠轴承混合钻头。水平段优选多倒角复合片、后排锥球齿设计提高穿夹层能力,运用斧型齿、三棱齿和平面复合片组合布齿,提高非均质地层钻头行程。

钻井参数优化。钻井参数过于强化可能是非均质地层测斜工具时效的主要原因。采用有限元仿真方法,模拟钻具组合在不同钻井参数下震动特征[11-12];结合工具固有频率,优化最佳钻井参数;考虑地层非均质特征,引入不稳定因子,建立钻井工程参数调节区间,提高测斜仪器稳定性,减少起下钻频率。

3.3 水平段推广应用“纳米级石墨封堵剂+高粘切低密度钻井液”钻井

基于已钻井漏失情况,分析上部井段漏失规律,采用二维井漏模型,开展基于漏失量—漏失速率的裂缝宽度模拟[13];结合钻井液堵漏原理,优化“刚柔协同”堵漏材料组合,提高井漏处理针对性及效率。水平段微裂缝发育,针对“漏垮”同存问题,前期采用微纳米弹性石墨封堵材料,以降密度、提承压、高粘切为钻井液优化思路,在红星地区多口井应用效果显著,表明钻井工艺的适应性。后续可推广该工艺钻井,降低漏失风险,同时提高钻速。

4 结论与建议

(1)针对红星地区二叠系页岩气水平井可钻性差、研磨性强等问题,通过优化井身结构封堵复杂层位、高效PDC钻头研选,配套高性能螺杆及强化参数钻井,实现了钻井提速,尤其是上部井段提速效果明显。

(2)红星地区自上而下漏失层位多,通过钻井液封堵材料优选,采用低密度强封堵塌漏同治钻井液工艺,降低井漏处理次数;二叠系“漏垮同存”窄密度窗口采用“纳米级石墨+高粘切低密度”钻井液,实现长水平井安全成井。

(3)吴家坪组页岩气优质储层薄、水平段产状起伏等,采用“标志点、分段控井斜”实现100%入靶;水平段采用“五图一表”地质导向技术,优质储层穿行率提升至93.27%。

(4)钻井实践表明基本形成了红星地区二叠系吴家坪组页岩气安全成井技术,但井漏、二叠系提速、非均质地层钻具震动导致测斜仪器失效、水平段掉块等问题依然没有彻底解决,需要持续开展堵漏模型、钻头优选、最优参数、井壁稳定等技术攻关。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

李俊、卢和平参与研究设计;李俊、胡象辉、王莉、周庆、彭梦参与论文写作和修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed by LI Jun and LU Heping. The manuscript was drafted and revised by LI Jun,HU Xianghui,WANG Li,ZHOU Qing and PENG Meng. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.