松遼盆地基巖水平風險探井鉆井優化設計與應用

孫 妍

(大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江 大慶 163413)

為了拓展天然氣勘探領域，探索新的天然氣儲量，松遼盆地北部深層天然氣勘探向更深的基巖邁進，部署了大慶油田首口基巖水平風險探井——隆平1井。通過水平井增產改造，大幅度增加單井產量已成為古中央隆起帶效益勘探的關鍵。但由于中央隆起帶基巖地層巖石硬度大，地層造斜率低，使造斜段施工過程中定向比例高，單只鉆頭進尺少，機械鉆速低；井眼曲率大，易造成鉆具組合發生不同程度的屈曲，摩阻/扭矩增大，施工難度大，鉆井周期長[1-2]。同時，該區塊裂縫和孔隙較為發育，部分井鉆進過程中發生井壁剝落、井眼坍塌和惡性漏失等復雜。因此，有必要優化施工方案，從而在保證安全、鉆達地質目標前提下，提高鉆井速度、縮短鉆井周期、降低鉆井成本。

1 地層特點和鉆井難點

1.1 地層特點

松遼盆地北部古中央隆起帶及周邊鉆遇基底的探井共45口，其中取心井23口。試驗分析表明，該區基巖孔隙度相對比較低，最大孔隙度4.8%，其中花崗巖孔隙度0.4%～4.8%，平均1.0%；碎裂花崗巖孔隙度0.7%～2.1%，平均1.4%；構造角礫巖孔隙度1.4%～4.3%，平均2.43%。全巖分析表明(數據來源于隆探1、隆探2和隆探X3井)，花崗巖暗色礦物含量平均0.86%，孔隙度平均1%；碎裂花崗巖暗色礦物含量平均0.75%，孔隙度平均1.4%；構造角礫巖暗色礦物含量平均1.23%，孔隙度平均為2.43%。花崗巖、構造角礫巖暗色礦物含量較低，脆性大，裂縫發育、儲層物性相對較好。

1.2 鉆井難點

距隆平1井約120 m處有一口2017年完鉆的隆探2井，通過隆探2井的鉆探，揭示出隆平1井存在如下幾項鉆井難點和工程風險：

(1)隆平1井位于八廠葡萄花油層開發井區內(油層中部深度為1300～1500 m)，300 m范圍內共有油井3口，注水井5口。若不采取鉆關措施，根據隆探2井實鉆效果，預計隆平1井實際二開鉆井液密度將達到1.40～1.62 g/cm3。

(2)青山口組和嫩江組發育大段泥巖地層，對鉆井液抑制和防塌能力提出了更高的要求。

(3)目標區有肇深1井、肇深3井和隆探2井基底進行了地層溫度和地層壓力測試，實測地層溫度4層，平均地溫梯度為4.25 ℃/100 m。隆平1井目的層垂深2844.5～3111.5 m，推測地層溫度120.8～132.2 ℃，井下儀器、鉆井液和固井需要滿足抗高溫需求。

(4)姚二、三段底部約1305 m鉆遇斷層，斷層約10 m，直井段防斜、防漏。同時，鄰井隆探2井2827～3116 m采用了大規模壓裂增產措施，壓裂裂縫有可能影響本井定向段施工。

(5)由于本井井口受鄰近村莊、國道、工廠、油氣集輸站等地面設施限制，靶前距僅有275 m，要求造斜率達到(5.5°～7.15°)/30 m，定向施工和管柱下入難度較大。

(6)基巖地層花崗巖硬(可鉆性7～9級)，鉆進速度慢。

2 井眼軌道優化設計

目的層確定：根據鄰井隆探2井勘探成果，該區共發育5個含氣層段，其中上部3個為主力氣層。為了達到勘探效果最優化，隆平1井軌跡從A靶點進入氣層后，水平段自北向南穿過3個主力氣層，入靶點A和終靶點B垂深相差267 m，水平位移為1527.8 m(見圖1)。

圖1 井口附近地面設施和靶點投影

井口位置確定：根據圖1看出該井井口選擇受鄰近的村莊、公路、鄰井井口、井場布置要求等條件限制，靶前距僅有275.49 m。

表1 隆平1井井眼軌道設計

3 井身結構及套管柱設計

3.1 井身結構設計

統計近年來大慶深層水平井實鉆效果，主要有以下3種井身結構：

(1)一開：?444.5 mm鉆頭/?339.7 mm套管(300～500 m)；二開：?311.2 mm鉆頭/?244.5 mm套管(2200～2500 m，直井段)；三開：?215.9 mm鉆頭/?139.7 mm套管(造斜段和水平段)。

(2)一開：?444.5 mm鉆頭/?339.7 mm套管(300～500 m)；二開：?311.2 mm鉆頭/?244.5 mm套管(2700～3200 m，直井段和造斜段)；三開：?215.9 mm鉆頭/?139.7 mm套管(水平段)。

(3)一開：?342.9 mm鉆頭/?273.1 mm套管(300～500 m)；二開：?215.9 mm鉆頭/?177.8 mm套管(2700～3200 m，直井段和造斜段)；三開：?152.4 mm鉆頭/?114.3 mm套管(水平段)。

根據實鉆效果來看，第一種使用最廣泛，適合于勘探目標明確，造斜段不含兼探目的層或異常壓力層系的井；第二種采用大井眼造斜，多用于探井，造斜段含兼探目的層或異常壓力層系，存在必封點的井；第三種適用于小井眼水平井，主要用于達深、宋深等區塊，儲層不含角礫巖、流紋巖、花崗巖等特殊巖性的井[6-8]。

隆平1井主要目的層為花崗巖，因此,不適合第三種井身結構。同時本井為松遼盆地第一口基巖水平風險探井，造斜段登婁庫組含氣，所以選用第二種井身結構，且表層下至310 m穩定泥巖段(封隔地表水和不穩定地層)，技術套管下至2920 m(基底垂深以上20 m，防止地層預測誤差導致技術套管進入儲層)。

3.2 套管柱強度校核

根據鄰井隆探2井試采產氣量2.43×104m3/d，預計隆平1井產量在5×104m3/d以上，因此，隆平1井各開次套管柱強度需滿足深層天然氣風險探井需求(105 MPa大規模體積壓裂)。由于本井的二開和三開鉆進過程中均可能鉆遇氣層，因此套管柱強度校核中，一開和二開套管柱最惡劣的工況為下開次鉆進工程中發生井噴并關井，且井內鉆井液全部噴出，充滿高壓天然氣。由于氣體為可壓縮性流體，與鉆井液等不可壓縮流體存在本質不同。如圖2所示，鉆井液靜液柱壓力隨井深增加壓力不斷疊加，但氣體在密閉空間內壓力相等，也就是全井筒內壓力均為氣層的原始地層壓力。

圖2 氣體運移帶來的井筒壓力變化示意及壓力關系曲線

因此，套管柱承受的內外壓差表達式如下：

ΔP=P0-Pi

(1)

式中：ΔP——套管柱承受的載荷(內外壓差)，MPa；P0——套管承受內壓，即為氣體埋藏所在地層的原始壓力，MPa；Pi——任意井深處地層壓力，MPa。

當實際施工時氣藏深度確定后，P0為套管承受內壓，被視為一個固定的常數。而Pi是任意地層孔隙壓力值，常規情況下它是隨井深增加而增加，呈現出線性變化關系，其斜率為地層壓力梯度。因此，非產層套管抗內壓強度校核時，ΔP呈現上小下大的線性關系，但生產套管部存在下開次鉆進的問題，ΔP呈現上大下小的截然相反的線性關系。總體而言，生產套管井底處是抗內壓薄弱點，而其它開次套管則是井口處。

4 鉆井提速措施

在地質預測基礎上，結合鉆井提速、防噴、防漏等要求，通過點—線—面—體的井震結合分析研究，詳細描述待鉆井的巖石可鉆性、壓力、裂縫/破碎帶等參數，為鉆頭的優選、防漏堵漏措施的制定提供依據。

4.1 鉆頭優選

在巖石可鉆性和巖性預測的基礎上，繪制了不同層段鉆頭特征圖版(刀翼、復合片尺寸等)，重新優選了鉆頭序列，減少了鉆頭數量(二開段：鉆頭數由7只減少到4只；三開段：鉆頭由23只減少到19只)，提高了機械鉆速。其中，針對12in大井眼造斜段砂礫巖互層，優選PDC-牙輪復合鉆頭有效解決牙輪鉆頭鉆速慢、PDC鉆頭工具面不穩的雙重矛盾，提高了大井眼造斜效率，同比隆探2井鉆速提高13.38%，同比牙輪鉆頭日進尺提高127.90%，同比PDC鉆頭日進尺提高33.21%，其效果與8in井眼基本相當。

表2 隆平1井復合鉆頭提速效果

4.2 強化鉆井參數

4.3 其他措施

(1)一開保證大鉆鋌用量，控制鉆井參數，保證井眼開直；

(2)二開以后，為保證井控安全，應配備齊全鉆具內防噴工具；

寫入模式：amtech芯片一直處于低功耗的接收狀態（功耗應在10 μA以內），在進入RF輻射區后，接收到正確數據包頭后用中斷等方式將MCU喚醒，與MCU進行數據交換，繼續向讀寫器要數據包，得到正確的數據包后，MCU對此數據進行加密算法，直到amtech芯片離開RF輻射區，芯片重新進入低功耗接收狀態，同時給MCU一個可休眠信號。MCU進入休眠狀態。

(3)姚二、三段底部鉆遇斷層，注意加強測斜(鉆具組合加2根無磁鉆鋌)；

(4)二開、三開為保證強化鉆井參數需求，鉆桿由常規的5 in優化為5in；

(5)二開、三開分別采用1.5°和1.0°中空螺桿鉆具，在保證造斜率的同時，提高復合鉆進比例，保證井眼平滑，提高鉆進速度；

(6)二開造斜段使用MWD，三開使用LWD，最大限度降低成本。

5 復雜事故預防

由于本井存在高壓注水、裂縫破碎帶發育(鄰井壓裂縫也有影響)、天然氣防噴難度大等特點，隆平1井復雜事故預防主要表現為：預防井噴和預防井漏。

5.1 預防井噴措施

從鉆關方面重點做好以下幾項工作：鉆關距離：500 m，肇71-X25、肇71-X26、肇71-X28、肇68-X22、肇64-X24；鉆關時間：開鉆前15～20 d關井，300 m范圍內的注水井關井24 h后井口恢復壓力≯2 MPa；300～500 m范圍內的注水井關井24 h后井口恢復壓力≯3 MPa；恢復注水：在隆平1井固井后48 h可以恢復注水。

5.2 預防井漏措施

在地質設計基礎上，通過裂縫/破碎帶詳細預測，給出了1305、2325、2470、4300～4530 m等4個易漏層段，并根據裂縫形態和發育特征，提前50 m采用針對性的隨鉆堵漏措施，按照圖3所示堵漏方法，成功防漏。

圖3不同漏失速度下的堵漏技術圖

Fig.3Plugging technology for different circulation loss rates

5.2.1 室內裂縫模擬

深部地層裂縫開度分布范圍廣(10～200 μm)，以往模擬最小縫寬僅100 μm，無法實現全范圍封堵。利用金屬箔片在堿性條件下會發生腐蝕的特點，制作出最小縫寬僅為3 μm的人造微裂縫，實現了地層裂縫寬度的全尺寸模擬，為防漏堵漏效果室內評價提供了手段。

5.2.2 堵漏材料選擇

以纖維材料、納米材料、熱塑性彈性體和吸水樹脂為主要材料研制的膨脹堵漏劑(技術特點：體積膨脹倍率>5倍；抗溫至160 ℃，抗壓5 MPa；對0.01～5 mm裂縫形成有效封堵；與鉆井液體系配伍性好；工藝簡單、便于現場施工)，粒度分布范圍更廣，可對0.01～5.00 mm裂縫形成有效封堵，抗溫160 ℃、承壓5 MPa，解決了常規堵漏劑反復漏失的問題[12-14]。

通過室內試驗數據，結合現場施工經驗，形成了不同漏速下的堵漏配方，制定了防漏堵漏工藝技術模板和操作規程(見圖3)，并根據隆平1井裂縫預測結果，制定了針對隆平1井的堵漏措施(見表3)，實現了堵漏作業規范化。通過以上技術的實施，與鄰近的隆探2井相比，天然裂縫角度更高(72°)，裂縫密度更大(是隆探2井的3.2倍)，未出現漏失的復雜情況(隆探2井滲漏約8 m3/d)，累計減少鉆井液漏失247 m3。

表3 隆平1井裂縫破碎帶防漏堵漏技術

6 應用效果

隆平1井，完鉆斜深4523.00 m(垂深3074.58 m)，平均機械鉆速5.15 m/h，鉆井周期126.67 d，建井周期171.54 d。通過鉆頭選型、鉆井參數強化等提速技術集成應用，與最近的隆探2井(直井)機械鉆速5.05 m/h相比，還提高2%；與同類型井隆探X3井的3.25 m/h相比，平均鉆速提高了58.46%，大井眼造斜周期縮短32%(從28 d縮短至19 d)，全井鉆井周期同比縮短了21.16 d(從147.83 d縮短至126.67 d)。根據試采統計數據顯示，該井穩定產量為5.4×104m3/d，是隆探2井的1.22倍，基巖風化殼實現了產量突破，中央隆起帶已經成為深層氣勘探的重要接替領域[15]。

7 結論

(1)隆平1井的成功鉆探，驗證了水平井穿多套氣層+套管射孔+大規模壓裂方式這項技術的可行性，從而為基巖的勘探開發提供了一種新的有效手段和途徑。

(2)在地質設計基礎上，通過裂縫/破碎帶詳細預測，并根據裂縫形態和發育特征，提前50 m采用針對性的隨鉆堵漏措施，可有效降低井漏發生的幾率。

(3)通過采用復合鉆頭、強化鉆井參數、優化鉆具組合等措施，鉆井周期同比隆探2井縮短21.16 d，從而為以后同類井的實施提供了依據。

(4)基巖地層存在天然裂縫、孔隙發育，建議以后同類井施工中采用控壓鉆井技術，從而更好的保護油氣層和提高井控保障的手段。