昭通地區頁巖氣鉆井技術難點與對策

王俊英

近年來，隨著四川盆地及鄰區頁巖氣勘探開發工作的不斷深入，昭通龍馬溪組頁巖氣已成為國內頁巖氣勘探的重要區域。頁巖作為天然氣儲集體，具有吸附氣和游離氣并存、特低孔滲、嚴重非均質性等特點。由于其儲層性質，頁巖氣開采具有一定難度，通過對昭通地區頁巖氣鉆井技術難點分析總結，歸納總結出昭通地區頁巖氣特色鉆井技術。

1 昭通地區頁巖氣鉆井難點

1.1 斷層多，井漏垮塌多發

滇黔北昭通地區為喀斯特地貌，飛仙關組、樂平組溶洞、裂縫發育，地層承壓能力低，地層破碎，井漏事故極為普遍；頁巖氣開發井型多為大斜度井和水平井，目的層龍馬溪組地層裂縫發育，液相侵入容易造成力學失穩易發生垮塌，尤其在高伽馬井段，極易發生惡性垮塌[1]。

1.2 部分層段可鉆性差

表層井段多產水，飛仙關組泥質含量高，易泥包鉆頭；樂平組含凝灰質砂巖，鉆速低；茅口組、棲霞組富含黃鐵礦、燧石結核，研磨性強；韓家店組、石牛欄組巖性變化快，地層可鉆性差。

1.3 定向段造斜率高

龍馬溪組為定向、水平段，定向作業“托壓”現象和長裸眼段會造成定向鉆進效率低和井下安全風險。且叢式井組具有防碰、繞障，增加了定向鉆進難度。

1.4 表層充氣鉆防碰難度大

按照川西南頁巖氣布井模式，多口井都需依據第一口井執行淺層繞障并控制軌跡鉆進，井間距為5 m，給表層防碰帶來了較大風險。針對惡性漏失多采用空氣霧化鉆井，不具備隨鉆監測與定向調整手段[2]。

1.5 長水平段鉆井難度高

西南昭通頁巖氣水平段長平均在1 500～1 800 m，最長達2 200 m以上，長水平段、井壁應力穩定性差，巖屑在水平段因自重作用貼底邊下沉，極易堆積形成頁巖巖屑床，攜砂困難，造成鉆進、劃眼困難，影響鉆井時效。

1.6 縱向壓力系統多，井控風險大

昭通區塊飛仙關組、樂平組、茅口組前期多口井鉆井過程出現氣侵、氣測異常。其中茅口組屬氣侵與漏失同存層；韓家店組、石牛欄組鄰井鉆進中均有油氣顯示；龍馬溪組為主要目的層，預測地層壓力系數高[3]。

2 昭通地區頁巖氣鉆井技術對策

根據昭通地區頁巖氣鉆井難點，針對性提出6項鉆井技術措施，保證頁巖氣安全快速鉆井。

2.1 井身結構優化

依據平臺地層壓力預測，確定必封點，確保復雜地層的封隔，采用三開井身結構，以Φ660.4 mm鉆頭開眼，鉆30～50 m下入Φ508 mm導管封隔地表竄漏、不穩定層段；第二必封點確定在飛仙關組頂部，封隔嘉陵江漏層及水層，表層以Φ444.5 mm鉆頭開眼，下Φ339.7 mm套管封隔嘉陵江組地層惡性井漏；Φ311.2 mm井眼段必封點確定在韓家店組中部，Φ244.5 mm技術套管設計下至韓家店中上部，封隔上部可能存在的漏、垮等復雜層段，為斜井段水平段高密度鉆進提供有利條件。三開采用Φ215.9 mm鉆頭鉆至龍馬溪組水平段完鉆井深，下入Φ139.7 mm油層套管，保證套管順利下入。井身結構如圖1所示，井身結構數據見表1。

2.2 井眼軌跡控制

昭通地區頁巖氣平臺井組大部分井設計是三維井眼軌跡，三維水平井存在橫向位移大、空間方位變化大的特點。軌跡設計總體采用“直增穩扭增”模式中靶[4]，主要采用單點/多點測斜、隨鉆測斜、地質導向、旋轉導向進行井眼軌跡控制，具體方式見表2。

上部直井段軌跡控制依據實鉆數據，及時測斜優化調整，減少井眼相碰風險；石牛欄組致密砂巖夾層發育，定向扭方位困難，采用穩斜復合鉆進；進入龍馬溪組后，充分利用旋轉導向扭方位增斜。定向過程嚴格控制曲率，YS108H9井鉆進過程中多次出現高曲率井眼造成的鉆進托壓情況，嚴重影響鉆井速度。

2.3 鉆頭及鉆井參數優選

根據前期實鉆情況統計分析，有最優指標法優選各層位適合的鉆頭及鉆井參數（表3）。

圖1 YS108H9井組井身結構圖

表1 YS108H9井組井身結構數據

表2 YS108H9井組井眼軌跡控制方式

表3 YS108H9井組鉆頭及鉆井參數

2.4 氣體鉆井技術

昭通頁巖氣嘉陵江-飛仙關組段地層孔隙極為發育，可鉆性差，且地層未發現有H2S氣體，具備氣體鉆井條件。因氣體鉆井對地層防漏效果顯著，且能大幅度提高機械鉆速，綜合成本優勢明顯。YS108H9-4井一開采用常規鉆井鉆進，處理井漏時間長達13天；而YS108H9-5井444.5 mm井眼采用氣體鉆井鉆進（表4），鉆至井深238 m地層微出水后改為霧化鉆進（表5），3天時間完成表層350 m進尺。實鉆證明，利用氣體鉆井技術是裂縫-溶洞地層安全鉆進、提高鉆速的有效方法。

2.5 旋轉導向技術

昭通地區頁巖氣前期鉆井過程中，在增斜段均采用螺桿帶MWD的常規定向鉆具組合進行定向鉆進，在定向增斜、扭方位過程中極易出現定向托壓，導致鉆井速度慢、卡鉆等事故多發，嚴重影響鉆井周期[5]。

目前，昭通頁巖氣開展旋轉導向鉆井技術應用，以YS108H9平臺6口井數據統計，增斜段、水平段采用旋轉導向技術周期在3～5天可完成500 m左右進尺，平均機械鉆速7.18 m/h（表6）。

2.6 鉆井液體系優化

昭通頁巖氣水平段龍馬溪地層特征主要體現在井壁失穩易垮塌、水平段長攜砂困難。相比水基鉆井液，油基鉆井液具有密度可調范圍大、濾失量低、封堵性強及良好的攜砂性能等特點，能有效解決泥頁巖井壁易失穩問題。但由于油基鉆井液成本較高、與上部采用水基鉆井液體系轉換工作量大、處理倒運環保壓力大等多方面因素影響，仍有進一步改善的空間。

YS108H9平臺后期3口井三開采用油基鉆井液鉆進，卡鉆劃眼事故明顯降低、機械鉆速明顯提高，平均機械鉆速10.78 m/h，鉆井周期較前期平均縮短14天左右。

3 結論及建議

1）隨著昭通頁巖氣地層勘探程度不斷深入，對困擾頁巖氣鉆井的技術難點開展針對性技術對策研究，并取得了理想的效果，但在鉆井工程設計和配套工藝技術方面仍有拓展的空間。

表4 YS108H9平臺一開444.5 mm井眼氣體鉆井鉆具組合

表5 YS108H9平臺一開444.5 mm井眼氣體鉆井參數

表6 YS108H9平臺三開215.9 mm井眼鉆具組合

2）氣體鉆井、旋轉導向工具等新工藝新技術的應用，有效地解決了頁巖氣地層上部惡性井漏、水平段托壓等復雜情況，但在開發成本、工具適應性方面仍需進一步加強技術研究與實驗。

3）為實現安全環保鉆井，應進一步研究完善高性能水基鉆井液性能。主要針對水平段井壁失穩垮塌問題，避免后期長時間浸泡、長井段劃眼造成的鉆井事故復雜發生。

[1]王金磊,伍賢柱.頁巖氣鉆完井工程技術現狀[J].鉆采工藝,2012,35(5):7-10.

[2]徐樹斌.頁巖氣水平井鉆井技術難點分析[A].吳勝和,岳大力.第二屆全國特殊氣藏開發技術研討會優秀論文集[C].重慶:重慶科學技術協會,2013:132-136.

[3]劉德華,肖佳林,關富佳.頁巖氣開發技術現狀及研究方向[J].石油天然氣學報,2011,33(1):119-123.

[4]陳安明,張 輝,宋占偉.頁巖氣水平井鉆完井關鍵技術分析[J].石油天然氣學報,2012,34(11):98-103.

[5]崔思華,班凡生,袁光杰.頁巖氣鉆完井技術現狀及難點分析[J].天然氣工業,2011,31(4):72-75.