復雜構造非常規油氣水平井鉆井工藝研究

袁俊亮，周建良，吳旭東，趙靖影，朱宗斌.

(1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.中海石油(中國)有限公司鉆完井辦公室，北京 100010；3.中國石油西南油氣田分公司，四川成都 610056；4.中海油田服務股份有限公司，天津 300452)

隨著油氣的大幅開采，常規能源已難以滿足工業發展的需求，非常規油氣已引起人們越來越多的關注[1]。非常規油氣是指以吸附態和游離態保存于富含有機質的低孔-特低滲暗色泥頁巖層系中的天然氣[2]。據美國能源情報署(EIA)估計[3]，全球非常規油氣的風險地質儲量高達623萬億立方米，可采儲量達163萬億立方米，具有廣闊的開發潛力。

目前，北美地區所鉆各類非常規油氣井已超過十萬口，從1981年進行第一口井的壓裂以來，經過幾十年的發展已形成了高效的鉆完井技術。在我國威遠構造所鉆W201-H1井是我國的第一口非常規水平井[4]，該井目的層為龍馬溪組，而W201-H3井是第一口以筇竹寺組為目的層的非常規水平井[5]，這兩口井均存在漏、噴、塌、卡復雜情況，施工周期長，目的層出現的井壁坍塌問題導致提前完鉆。在表層防漏、儲層井壁防塌、高密度鉆井液舉砂等方面進行了積極嘗試，為今后非常規油氣鉆完井作業積累了寶貴經驗。

1 概況

W201-H1井一口位于威遠復雜構造中奧陶頂構造東翼部的評價井[6]，該井為水平井，鉆井周期74天。完鉆井深2 823.48 m，水平段長度1 079.48 m，平均機械鉆速10.88 m/h。自上而下分別鉆遇嘉陵江組、飛仙關組，長興組、龍潭組、茅口組、棲霞組、龍馬溪組。鉆探目的層為龍馬溪組，該組中上部巖性為深灰色和灰黑色頁巖，下部為黑色碳質頁巖，埋深為1 468.7～1 518 m。上覆蓋層的巖性依次為白云巖、泥質灰巖夾石膏、白云巖夾石膏、石灰巖夾粉砂巖、石灰巖、鋁土質泥巖(含黃鐵礦和燧石)、灰黑色頁巖。

W201-H1井分三開次，井身結構如圖1所示[7]，

圖1 W201-H1井井身結構Fig.1 Casing program design of well W201-H1

各開次的鉆井時效統計如表1及圖2所示：

一開+二開：鉆揭地層主要為嘉陵江組，復雜情況主要表現為地層出水與漏失。嘉陵江組地層承壓能力低，表層氣體鉆進至193.2 m時，地層出水速度120 m3/h，后采用聚合物無固相鉆進普遍存在泥漿失返，再次采取空氣鉆井再次面臨出水，速度60 m3/h。

表1 各開次鉆井時效統計Table 1 The statistical data of drilling efficiency

圖2 W201-H1井鉆井時效餅圖Fig.2 Drilling efficiency of well W201-H1

三開作業：鉆揭地層為飛仙觀組至龍馬溪組，鉆達龍潭組時，地層自然造斜嚴重，1 135 m處井斜達到14.25°，為下部控制井眼軌跡帶來了難度。在1 400～1 692 m、1 856～2 200 m、2 750～2 823.48 m井段的龍潭組和龍馬溪組地層垮塌嚴重，屢次發生起下鉆阻卡與劃眼，累計舉砂140次，其中龍潭組12次，龍馬溪組128次，舉砂過程中曾多次發生憋泵、憋停頂驅現象，同時引發井漏。龍潭組與龍馬溪組地層返出的泥頁巖掉塊分別如圖3、圖4所示。W201-H1井全井鉆井周期34天，通井處理復雜情況耗時38天，舉升垮塌物35 m3。影響鉆井時效的最主要原因就是龍馬溪組地層的井壁垮塌問題。

圖3 龍潭組鋁土質泥頁巖返出物Fig.3 Bauxitic shale from W201-H1

圖4 龍馬溪組頁巖返出物Fig.4 Gas shale from W201-H1

2 井壁失穩機理分析

W201-H井水平段的高碳頁巖存在較顯著的層理性特征，現場為防止高碳頁巖發生水化坍塌，從進入龍馬溪組開始便采用油基鉆井液鉆進，初始泥漿密度為1.22 g/cm3，油水比為91∶9，后期逐步提高密度至1.45 g/cm3，但該井仍發生大規模的井壁垮塌問題。井壁的力學失穩原因主要在于強度各向異性以及強構造應力兩方面：

強度各向異性分析，為分析龍馬溪組水平段井眼的井壁垮塌的原因，需考慮高碳頁巖的強度及力學參數所存在顯著各向異性。通過室內巖石力學實驗，測取了龍馬溪組頁巖單軸抗壓強度隨曲線方向的變化數據，如圖5所示。利用簡化后的Jaeger-McLamore強度準則[9]，作為高碳頁巖地層井壁坍塌失穩的判別準則：

(1)

(2)

其中A1,B1,A2,B2,m,n均為經驗參數，通常m,n取3，A1～B2取值范圍在-35～-15之間，θ通常取50°，β為主應力與層理面法向之間的夾角°。

圖5 單軸抗壓強度隨層理面法向之間夾角關系圖Fig.5 The relationship between the uniaxial compressive strength and the normal angle of the bedding plane

根據鉆后取芯及實驗結果，得到龍馬溪組頁巖的強度參數A1=-32，B1=-20，A2=-27，B2=-15，θ=50°，m=3，n=3，計算龍馬溪組水平段的坍塌壓力，過程如下：假設水平段沿水平最小地應力方位鉆進，考慮徑向滲流條件，則井壁上發生剪切破壞的位置處三個主應力為：

(3)

式中，σ′θ為切向應力，MPa；σ′r為徑向應力，MPa；σ′z為軸向應力，MPa；σh1為水平最大地應力，MPa；σh2為水平最小地應力，MPa ；f為地層孔隙度，%；μ為地層巖石泊松比；α為有效應力系數，無量綱；ξ為滲流系數，無量綱。

選取最大主應力σ′θ與最小主應力σ′r，帶入McLamore強度準則(如式4)，計算坍塌壓力Pt=1.58 g/cm3。

(4)

實際鉆井工程中，各段使用的泥漿密度如圖6所示，從1 400～2 600 m深度處，長達1 200 m的井段采用泥漿密度為1.22～1.45 g/cm3，低于本文計算的坍塌壓力1.58 g/cm3，因此難以對井壁產生有效的支撐力。

圖6 實用泥漿密度與漏斗黏度Fig.6 Actual mud weight and funnel viscosity

強構造應力影響，考慮到威遠構造頁巖儲層地層傾角介于40°～60°之間，存在較強的構造應力，上覆巖層壓力與兩個水平地應力之間的差距較大，不利于井壁穩定，而W201-H1井又是該構造所鉆第一口非常規水平井，對地層強度及地應力認識并不明朗。鉆井過程中不可避免的出現了井壁坍塌現象，從2 750 m至2 823 m的井段井徑擴大率在135%到172%之間[7]。為及時排除復雜情況，對泥漿密度的調整較為頻繁。進入龍馬溪組后，實用泥漿密度隨井深和時間的關系如圖7所示。

圖7 實用泥漿密度隨井深與日期變化規律Fig.7 Actual mud weight versus depth and date

圖7可見出現井徑擴大后，現場提高了泥漿密度至1.85 g/cm3進行重漿舉砂，后期調整密度至2.4 g/cm3進行間斷舉砂，并提高排量清潔井眼。但由于井壁已經發生應力破壞，造成井筒圍巖產生次生損傷裂縫，因此垮塌發生后再提高密度，對于緩解井壁失穩的效果并不好，最終返出垮塌物35 m3，耗時達38天。由此可見：龍馬溪組頁巖水平段鉆進過程中，需從最初就將泥漿密度提高到位至1.58 g/cm3以上。

3 鉆井液性能優化

針對W201-H1井鉆井過程中發生過的嚴重井壁垮塌問題，為抑制W201-H3井發生大規模井壁坍塌，現場從提高鉆井液密度、增強封堵性、合理匹配鉆井液活度等方面入手優化了油基鉆井液的性能，鉆井液配方如下[10]：

柴油+3.5%有機土+10%CaCl2水溶液(質量體積比為20%～40%)+(4%～6%)主乳化劑+(1%～ 2%)輔乳化劑+(2%～3%)降濾失劑+(1%～3%)塑性封堵劑+(0.5%～1%)潤濕劑+(1%～2%)CaCO3(粒徑為0.043 mm)+(2%～3%)CaCO3(粒徑為0.030 mm)+(1.0%～1.5%)CaO+重晶石

提高泥漿密度：在W201-H3井實鉆中，龍馬溪組頁巖段鉆進采取的鉆井液密度為1.74～1.83 g/cm3(如表所示)，高于上文中計算的坍塌壓力值1.58 g/cm3，符合維系井壁力學穩定的規律。

流變性方面：針對油基泥漿流變性對溫度變化敏感的特點，調整了高溫下的低剪切速率黏度和動塑比。①通過調節CaO的加量控制鉆井液堿度Vsa在0.8～1.2之間，CaO加量越高則黏切隨之增高，此外CaO也能保證鉆井液體系的堿性環境。②在配置基漿時加足主乳化劑，在鉆進過程中調整主乳化劑用量，保證鉆井液有較高的破乳電壓，提高乳化穩定性。③長時間開啟高速離心機等固控設備，清除無用固相，加入白油控制油水比在9∶1左右。

總之，通過不斷調整乳化劑和CaO的加量始終保持油基鉆井液塑性黏度和動切力在合理范圍，其中塑性黏度在55～64 MPa·s之間，動切力在11～13 Pa之間，漏斗黏度在65～81 s之間，φ6∶φ3=10∶9左右，把溫度對油基鉆井液流變性的影響降到最低。良好的流變性能使得鉆進井過程中產生的鉆屑得以及時上返至井口，井眼清潔問題得到大幅改善。

抑制性方面：調整油基鉆井液的活度在0.32～0.57之間，對比龍馬溪組頁巖地層水的活度為0.39～0.61之間，始終保持鉆井液活度略低于地層水活度。這樣既能抑制鉆井液中的水分在離子勢差的作用下滲入地層，又能避免地層水進入井筒，污染鉆井液。鉆井液與地層水活度對比如表1所示。

表2 鉆井液與地層水活度對比Table 2 Comparison of drilling fluid and formation water activity

封堵性方面：為保持良好的封堵性，采用并加入剛性封堵劑與可變形封堵材料，其中剛性封堵劑選擇超細碳酸鈣(粒度中值d50=0.04 mm)，可變形封堵材料選擇軟化點與地溫相匹配的天然瀝青，以加強對微裂隙的封堵。通過以上措施控制油基鉆井液的API濾失量在0.1 ml以下，高溫高壓(HTHP)濾失量在1 ml以下。實鉆證明，W201-H3井油基鉆井液的封堵能力比W201-H1井大大加強[10]，能有效控制鉆井液液柱壓力向地層深部傳遞。

表3 鉆井液API濾失量與HPHT濾失量Table 3 API fluid loss and HPHT fluid loss in drilling fluid

4 效果對比

W201-H3井與W201-H1井同屬威遠構造的頁巖氣水平井，目的層有所不同，前者為筇竹寺組，后者為龍馬溪組，目的層鉆井均為油基鉆井液。但W201-H3井現場所使用的鉆井液在密度、流變性能、封堵性和抑制性等方面均做了優化調整，通過各方面對比分析驗證，W201-H3井使用的優化后的油基鉆井液表現好于原始鉆井液，各項對比如表4所示。

表4 W201-H3井與W201-H1井對比Table 4 W201-H3 well compared with W201-H1 well

5 結論與建議

(1)高碳頁巖存在顯著的強度參數各向異性，強度隨著主應力方向與層理面法向之間的夾角θ呈U字形變化，井斜角越高則坍塌風險越高，因此儲層段水平井筒發生的力學失穩是引起作業低效的主要因素，建議在今后鉆井過程中，進入儲層段伊始就將鉆井液密度提高到1.58 g/cm3以上，避免井壁圍巖發生損傷后再被動提高密度。

(2)維持復雜構造下水平井的井壁穩定性應從力學-化學兩方面入手，力學方面，主要是盡早采取足夠高的泥漿密度。化學方面，要保證油基鉆井液的活度略低于地層水活度，降低巖石的水化膨脹；從堿度、乳化劑、固控效率入手，控制鉆井液PV在55～64 MPa·s之間，以保證攜巖清潔效果；添加粒度匹配的超細碳酸鈣與可變形封堵材料，保持API濾失量在0.1 ml以下，HTHP濾失量在1 ml以下，封堵地層天然裂縫。

(3)對于井身結構方面仍有優化空間，將目前三開井身結構中的9-5/8中間套管下入深度繼續加深到目的層之上30 m左右，將上部含有復雜巖性的易漏地層(如龍潭組、茅口組巖性為白云巖、泥質灰巖等)與儲層段(高碳頁巖)分隔開，為易垮塌的儲層段騰出處理空間。