威遠頁巖氣水平井鉆井關鍵技術及發展方向

冉啟華, 趙 晗

(中石油川慶鉆探工程有限公司頁巖氣勘探開發項目經理部)

頁巖油氣的商業開發主要依靠水平井鉆井與體積壓裂技術的進步，改變了世界能源格局，美國因此而成為油氣出口國[1-3]。四川盆地具有優越的頁巖氣形成與富集條件，頁巖氣資源潛力巨大，但受到頁巖埋藏較深、多期地質構造運動影響，地質條件較為復雜，尤其是威遠頁巖氣示范區地表疏松、成巖性差；二疊系地層可鉆性差、易發生井漏；龍馬溪組頁巖性脆，易出現破碎性垮塌、井漏[4-5]，地層傾角變化、斷層發育影響儲層鉆遇率。

本文針對上述難點，系統總結分析了威遠頁巖氣水平井鉆井技術集成與應用情況，經過5年的研究和實踐，形成的威遠頁巖氣水平井技術模板、作業模式能夠高效支撐鉆井提速、提效，助推了威遠頁巖氣高效建產，已累計開鉆近190口井，完成鉆井進尺80余萬米，建成20×108m3年生產能力。

一、威遠頁巖氣鉆井技術優化與集成

經歷了評價試驗、優化調整和總結提高，逐步發展形成了適用于威遠頁巖氣叢式水平井的完整鉆井工程技術系列。

1.井身結構優化

基于威遠上部地層易漏、目的層破碎等地質工程難點，確立了“油層套管滿足體積壓裂、技術套管滿足儲層專打、表層套管滿足地表復雜”設計原則，逐步優化形成了?139.7 mm套管完井的三開三完井身結構(圖1)，為實施頁巖儲層長水平段水平井奠定了基礎。

圖1 威遠頁巖氣示范區多輪井身結構優化

2.井眼軌跡優化

密集的頁巖氣叢式水平井軌道具有空間三維特點，通過建立大平臺三維水平井組井眼軌跡設計方法，結合鉆柱摩阻扭矩評價、防碰繞障分析，從常規“五段制”三維軌跡模式優化形成雙二維“預斜”軌跡模式，并發展形成“直+增+穩+降+直+增+平”、“直+微增+增扭+平”、“勺式負位移”等軌跡剖面，適應不同橫向偏移距、靶前距、儲層埋深、地層厚度的需要。

模擬計算表明，雙二維較純三維軌跡的水平井旋轉鉆進扭矩會降低13.87%，滑動鉆井摩阻降低12.58%、無屈曲，下鉆摩阻降低16.57%,目前實施井最大橫向偏移距達到了1 216 m。

3.個性化鉆頭及水平井“一趟鉆”鉆井技術

利用測井資料反演得出地層巖石強度和可鉆性，通過近700只鉆頭的現場試驗數據分析，優選出了以5刀翼、16 mm齒為主的PDC鉆頭序列。同時，針對提速潛力層段龍馬溪組，應用模具制造3D打印技術和大數據持續優化，自主研制了一種頁巖專層個性化PDC鉆頭，具有抗沖擊、短保徑和大排屑流道的特性，整體性能與進口鉆頭水平相當，成本降低30%。

配合使用等壁厚螺桿、耐油螺桿和“大排量、高轉速、中等鉆壓”鉆井參數，提高鉆進效率和延長鉆具壽命。目前，?311.2 mm井段一趟鉆最高進尺達到2 260 m、?215.9 mm井段一趟鉆最高進尺達到2 363 m，行程鉆速逐步提升。

4.油基鉆井液技術

由于區域構造作用強、地應力差大，頁巖層理、裂縫發育，從頁巖的基本特性、地應力和地層坍塌壓力研究入手，揭示了頁巖地層親油特性及井壁失穩主要機理，確立了當前以油基鉆井液鉆進為主的基本原則，確定了復合粒子強封堵、納米材料增強乳化穩定、無土相流變性控制等鉆井液關鍵技術，效果與國外公司同類產品相近，單井費用降低20%。

5.旋轉地質導向技術

威遠日產量大于20×104m3的氣井巷道位置均位于龍一11小層，其底部3～4 m是達成高產的最有利靶體，具有儲層埋藏深、構造復雜、地層傾角變化大、水平箱體厚度薄等地質特征，空間三維井眼軌跡難于控制。通過引進斯倫貝謝公司Archer為代表的旋轉導向工具，施工實際造斜能力達到12°/30 m、方位伽馬測量零長3 m，結合鉆前三維地質建模和特殊錄井隨鉆分析，實現儲層實時預測、小層精準識別、模型實時調整、軌跡精細控制，在保證鉆進效率和井眼軌跡光滑的同時，滿足1～3 m優質薄儲層識別跟蹤，水平箱體鉆遇率達到95%以上，有力保障了單井產量的提高。

6.長水平段水平井固井技術

頁巖氣水平井水泥環要承受壓裂載荷頻繁的加載，防止水泥環裂紋是保證壓裂效果的基本條件。自主研制了韌性防竄劑和限位膨脹劑等核心外加劑，建立了洗油沖洗劑優選評價方法和環空多相流體界面追蹤模型，形成微膨脹韌性水泥漿及配套固井技術，水泥石線性膨脹率0.036%、彈性模量降低44%，水平段平均固井質量優質率達到90%以上，解決了隔離液沖洗效率低、水泥石力學性能與體積壓裂不匹配、頂替工藝技術不完善等問題，滿足水平段體積壓裂需求。

7.工廠化作業模式推廣

為了使頁巖氣井快速形成產能，在“標準化井場設計、鉆機快速平移、批量化鉆井、液體重復利用”基礎上，創新發展了鉆井-壓裂、鉆井-采輸、鉆-壓-采等不同工況同步作業的生產模式，通過優化地面部署，將標準鉆井平臺8口井分為兩個階段實施，采用2部鉆機先同步作業半支4口井(圖2)，分別完鉆2口井即可壓裂，半支井投產周期大幅縮短，平臺能夠盡早貢獻產能，但這種作業方式增大了鉆井期間叢式井組的井眼軌跡防碰風險和控制難度，平臺分期投產對采輸工程、井間壓竄也帶來了新的挑戰。

圖2 優化后雙鉆機同步作業模式

8.應用效果分析

截止2019年8月，川慶鉆探公司威遠區塊已累計完鉆頁巖氣水平井160口，鉆井周期、水平段長、儲層鉆遇率等主要指標水平均逐步提高(圖3)，單井平均測試產量由初期的約14×104m3/d提高到現在30×104m3/d，速度、質量、效益并進。

圖3 三輪次主要鉆井指標對比圖

新近完成的威204H35-2井，鉆井周期29.65 d,在威204井區首次突破30 d，該井全井三趟鉆完成，首次在威遠頁巖氣區塊實現“一開一趟鉆”，同時也取得了龍一11小層鉆遇率100%、全井機械鉆速12.6 m/h、三開鉆井周期11.38 d等最優指標，技術集成應用效果顯著。

二、頁巖氣低成本鉆井技術探索

在鉆井液技術、導向技術、工具國產化等方面大力開展攻關試驗，對進一步促進頁巖氣效益開發具有重要意義。

1.柴油基鉆井液及高性能水基鉆井液試驗應用

柴油基鉆井液存在揮發性強、閃點低等難點，通過對癥研制揮發性抑制劑，使柴油基鉆井液閃點達到100℃以上的同時，能將TVOC(總揮發性有機物)揮發量降低40%，在現場試驗性能與白油基鉆井液相當，基礎油成本降低25%，其試驗評價和推廣正在威遠區塊整體推進。

針對環保問題和降本需要研發的高性能水基鉆井液，經過4年的發展和改進，其抑制性、封堵性、潤滑性、流變性四大性能達到油基鉆井液水平，單位成本有所下降，在部分川南頁巖氣區域已能滿足鉆進、下套管全程使用。威遠區塊實現最長水平段2 000 m，完鉆井深5 750 m，但其針對破碎地層、高水敏性地層的適應性還有待提高，潤滑性能較油基鉆井液仍存在一定差距。

2.小尺寸井身結構探索

優先考慮體積壓裂的需要，在產層埋深相對較淺的區域探索了整體瘦身的非常規井身結構，即?273.1 mm表層套管+?196.85 mm技術套管+?127 mm油層套管，試驗井威202H10-1、2井表明在上部井段鉆井速度、套管用量及巖屑產生量等方面具有優勢，且壓裂改造未發生套變，同平臺其余7口井中有6口發生套變，對預防威遠區塊套變問題提供了新的技術途徑。

3.低成本導向技術研究

目前，旋轉導向工具仍然大量依賴進口，工程成本較高，通過優化井眼軌跡、改進螺桿鉆具、優化水力振蕩器安放位置、鉆柱扭擺減阻以及元素錄井和近鉆頭測量輔助錄井等綜合技術手段，實現了常規定向工具的“高效滑動”和精確地質導向。在威202H10-6、7、8井(下傾井)試驗情況表明，定向段未出現托壓、水平段托壓明顯減輕，配合鉆柱扭擺減阻、提高鉆井液潤滑性等措施，機械鉆速較常規定向有所提升，龍一11儲層鉆遇率均大于90%，后實施的8井達到100%。但較旋轉導向在作業效率和儲層鉆遇率上仍有一定差距，其應用范圍還只能局限于區域地質工程情況較清楚、水平段儲層厚度大且地層平緩的下傾井，針對上傾井、超長水平井的適應性有待完善。

4.自主旋轉導向工具試驗

國內研究院所、工具廠商對旋轉導向工具的跟進和研發已長達十年，產品結構性、功能性目標均已實現，與國外成熟工具存在的差距主要是造斜能力不足，抗振動、抗高溫穩定性差，入井工具容易失效，工作時間短。

經過近兩年的針對性攻關，上述難題取得一定突破，國內處于領先水平的旋轉導向工具現場試驗造斜能力可達(7°～10°)/30 m，最高單次入井工作時間近300 h，最高單趟進尺超過1 000 m，向工業化應用又邁出了一大步，將極大改善該領域工具緊缺狀況，降低作業成本。

三、下步發展方向探討

隨著威遠氣田持續滾動開發和勘探領域的拓展，將涉及邊緣區域低壓、薄儲層的動用以及3 500 m以深頁巖氣的開發，對鉆完井工程帶來新的技術挑戰。

1.深化地質工程一體化研究

威遠區塊地質情況復雜，橫向上差異較大，部分區域頁巖極為破碎,優質儲層厚度減薄，需強化地質與工程的結合，以達到提產提效的目的。業界內提出了儲層品質、鉆井品質的概念[6]，凸顯鉆井工程質量、效率對開發效益的重要性，技術思路也逐漸清晰。通過建立一體化團隊，系統推動綜合研究、優化設計和生產應用，針對不同區域精細刻畫斷層裂縫、明確地質工程“甜點”、設計適度水平段長、優化鉆井液密度和性能、實時調控井眼軌跡，以有效降低施工難度和風險、提高儲層鉆遇率和鉆井效率。

2.發展“一趟鉆”鉆井技術

“一趟鉆”是鉆井技術的集成和鉆井效果的體現，美國部分頁巖氣田“一天一英里”已呈常態化，最高單趟進尺突破5 600 m，而威遠區塊雖有全井“一開一趟鉆”、單趟進尺2 363 m等案例，但因地質差異、裝備條件、軌跡方案等客觀因素限制，還無法有效進行復制，目前平均單趟鉆進尺約650 m，水平段平均機械鉆速不足10 m/h，需重點關注卡鉆井漏復雜、工具儀器壽命和鉆頭破巖效率，逐步提高一趟鉆成功率。

3.探索預防套管變形新手段

壓裂后套變主要以擠壓為主，并受有限的地層滑移量控制，目前在鉆井井身質量和套管選型方面已開展了大量工作，在固井方面的相關研究認為加大水泥環厚度結合高塑性水泥漿、添加高強度空心微珠固井，能夠在遭受集中載荷時提供變形空間，從而達到降低套變程度的目的。

4.深層頁巖氣開發工程配套技術研究

目前，國內3 500 m以深頁巖氣鉆井已有不少成功案例，儲層埋深3 900 m左右的瀘203井測試日產氣量高達137.9×104m3，也進一步表明川南深層頁巖氣良好的勘探前景[7]，但整體開發技術尚不成熟。威遠區塊寒武系筇竹寺組頁巖氣儲層埋深在2 800～4 700 m，勘探程度較低，存在地層層序復雜、巖石可鉆性差、高溫條件下工具和鉆井液適應性不足、井眼降摩減阻要求高、套管強度與抗硫性能存在矛盾等難題，配套技術和標準規范需攻關完善。

5.立體開發鉆完井技術優化

四川盆地分布有龍馬溪和筇竹寺組頁巖，分別發育有多個小層，其中筇竹寺組還未進入實質開發階段，儲量動用仍有較大潛力，而相關測試資料表明壓裂縱向裂縫擴展只有6～10 m，如何在有限的地面和成本條件下兼顧兩套儲層或多個小層的高效開發將面臨挑戰。利用老井側鉆或在井場部署兩組井分別鉆探兩個目的層(圖4)，結合壓裂、生產井間干擾研究和井眼軌跡防碰，實現上下兩層立體開發，可減少土地占用面積、地面設施投入，提升整體效益；此外，采用分支井技術也可實現同時動用兩套儲層，但主井筒和分支井筒下套管固井工藝、工序較為復雜，需使用進口壁掛式懸掛器等同類工具以實現主井筒的封閉、重入以及分支井筒的固井，后期還需特殊完井管柱來滿足開采的需要，經濟性有待評價。

圖4 叢式井組示意圖

四、結論與建議

(1)威遠示范區通過優化完善井身結構、軌跡模式、油基鉆井液、地質導向等關鍵技術，已形成成熟的淺層頁巖氣水平井鉆井工程技術，其標準化、模板化的應用有效的支撐了區塊頁巖氣快速規模上產，具有很好的借鑒和推廣意義。

(2)推廣柴油基鉆井液、高效滑動定向等適用技術，加快完善以旋轉導向為代表的國產化工具，能夠有效降低成本，促進頁巖氣效益開發。

(3)提高“一趟鉆”技術水平是當前進一步鉆井提速的重要突破口，應基于地質工程一體化，系統推進問題攻關、方案設計與試驗應用，關鍵是控制事故復雜時效、提高工具儀器壽命。

(4)通過提高固井水泥環的厚度、韌性及局部破碎空間，可能對減輕體積壓裂后套管變形起到一定作用，有必要開展試驗評價。

(5)深層頁巖氣效益開發是支撐威遠頁巖氣持續發展的關鍵，針對破巖效率低、高溫高壓特征等問題要加快完善工程配套技術，并在新、老井場適時開展立體開發試驗，提高儲層動用和實現降本增效。