深層頁巖氣水平井“一趟鉆”技術探索與實踐*

吳鵬程 汪瑤 付利 陳燁 王元 張震 張恒

(1.中國石油西南油氣田分公司頁巖氣研究院 2.中國石油西南油氣田分公司 3.中國石油集團工程技術研究院有限公司 4.油氣鉆完井技術國家工程研究中心)

0 引 言

我國海相頁巖氣有利區主要位于四川盆地，主力層系為上奧陶統五峰組-下志留統龍馬溪組，埋深3 500～4 500 m。在川南地區，埋深4 500 m以淺的頁巖氣資源量超10×1012m3，其中埋深3 500～4 500 m的深層頁巖氣資源量超過8×1012m3，占比超80%[1-3]。根據中石油頁巖氣發展規劃，“十四五”期間3 500～4 500 m的深層頁巖氣區成為當前勘探開發的重點，產量占比將由2%提高至47%。在鉆井作業中，2020年川南地區完鉆水平井313口，深層頁巖氣區完鉆94口，占比約30%；2021年川南地區累計完鉆水平井212口，深層頁巖氣區完鉆85口，占比約40%。相較于淺層頁巖氣，深層頁巖氣在儲層埋深、溫度、壓力、地應力等方面發生了顯著變化，鉆完井配套技術仍處于探索階段[4-5]。2021年川南深層頁巖氣區完鉆85口水平井，平均井深6 076 m、平均鉆井周期111 d、平均趟鉆數為21.4趟。其中215.9 mm井段平均長度3 233 m、平均鉆井周期52 d、平均趟鉆數9.3趟。川南深層頁巖氣鉆井周期長、趟鉆數多、工程成本高，與鉆井提質提效目標及國外水平相比存在較大差距，深層頁巖氣規模效益開發面臨巨大挑戰。

2014年，國際油價暴跌并持續低位運行，北美各大油氣公司為擺脫低油價帶來的經營困境，掀起了一場旨在“大幅提高單井產量、努力降低建井成本”的頁巖油氣開發革命，使美國非常規油氣產量占到油氣總產量的60%。如一口垂深為2 000～3 000 m、水平段長2 000～3 000 m的水平井，鉆井周期約為15～25 d[6]。北美頁巖油氣革命得以成功的一個重要途徑就是廣泛推行水平井“一趟鉆”技術[7]。所謂“一趟鉆”，即鉆頭一次下井打完一個開次的所有進尺。在我國，鉆頭一次下井打完某個井段，例如水平段、造斜-水平段，也通常稱為“一趟鉆”。2016年，美國Eclipse資源公司在Utica頁巖氣區完鉆一口井深達8 244.2 m的水平井，水平段長度為5 652.2 m，創造了當時美國陸上水平井水平段長度新紀錄，該井鉆井周期僅為17.6 d，執行124段壓裂用時23.5 d，鉆完井成本為1 583.7萬美元，創該地區鉆井成本新低[8]。在美國頁巖油氣水平井鉆井中，單井段“一趟鉆”已成常態，雙井段“一趟鉆”也已得到推廣應用，多井段“一趟鉆”正在持續增加，目前“一趟鉆”完成的進尺紀錄已突破6 000 m。“一趟鉆”完成的進尺不斷增加，很大程度地促進了美國頁巖油氣長水平段水平井的推廣應用。2019年，在美國頁巖油氣水平井中，水平段長度大于4 800 m的井占6%，水平段長度大于3 200 m的井占比為45%[9]。

國內頁巖氣水平井“一趟鉆”技術尚處于探索階段，截至2021年6月，川南頁巖氣僅在3 500 m以淺的中淺層頁巖氣區約16口井實現了215.9 mm井段“一趟鉆”，約占完鉆井數量比為1.3%，其中“一趟鉆”最低進尺為1 942 m、最高進尺為3 700 m。隨著頁巖氣勘探開發向地質條件更為復雜的深層推進，鉆井難度大幅增加，水平段大幅加長，“一趟鉆”技術面臨新的挑戰[10-11]。為此，借鑒北美和川南中淺層頁巖氣水平井“一趟鉆”開發經驗，在川南深層頁巖氣區瀘州區塊率先開展龍馬溪組造斜-水平段“一趟鉆”技術探索，助力鉆井效率提升、鉆井成本降低，實現深層頁巖氣經濟高效開發。

1 技術難點與挑戰

川南深層頁巖氣瀘州區塊海拔200～800 m，位于四川盆地南部，區域構造位于川南低褶皺帶陽高寺構造群，該構造-群位于川東南中隆高陡構造區，區內以長條形背斜為主，隆起幅度相對較高，大多數構造軸向為東北向，低幅斷裂發育[12]。相比中深層乃至北美頁巖氣田，川南深層頁巖氣儲層溫度和壓力系數更高，水平應力差更高，地質構造更復雜，導致高溫、高壓，伴隨局部小尺度斷層/斷裂以及微幅構造發育，從而給“一趟鉆”工程帶來了一系列的技術難點與挑戰[13]。

1.1 優質儲層薄且微幅構造發育、褶皺斷裂裂縫多

與中淺層頁巖儲集層相比，川南深層頁巖構造復雜多樣[14]。以瀘州區塊為例，區內發育背斜6個、向斜17個、斜坡13個，微幅構造和斷裂裂縫發育，鉆完井難度大。

(1)深層頁巖優質儲層靶體厚度薄(2～3 m)，地層傾角變化大，儲層預測精度低，實鉆與設計偏差大，常導致造斜段無法順利入靶、水平段穿層入五峰組等問題出現。

(2)造斜鉆進遇到地層比預測提前時，為了確保水平段準確入靶，需大幅調整造斜段井眼軌跡，但由于增斜空間有限，常常鉆穿五峰組、寶塔組而導致脫靶，并造成井下復雜。如Z201H1-4井五峰組埋深比地震預測提前61 m，Z201H2-4井五峰組頂埋深比地震預測提前55 m，均無法正常入靶導致填眼[15]。

(3)對比中淺層頁巖氣，志留系下統龍馬溪組甜點儲層巖石更加致密、地層研磨性強，其中，L203井區龍馬溪組可鉆性級值分別比N209井區高約56%。當井眼軌跡在龍一段1砂組1小層優質儲層與五峰組交接面穿行時，PDC鉆頭先期磨損嚴重，導致頻繁起下鉆。

1.2 儲層溫度高，導向工具失效率高

瀘州深層頁巖氣龍馬溪組目的層平均埋深為3 700～4 100 m，儲層溫度比中淺層高24～35 ℃；水平井段井底循環溫度一般在135～155 ℃，最高為167 ℃，超過常規工具穩定工作溫度。加之地層壓實強、鉆進中工具振動大，導致耐150 ℃旋轉導向工具常出現導向頭失聯、測斜故障及地層伽馬異常等情況，故障率高達50%，嚴重制約儲層“一趟鉆”效率。例如，Y101H2-8井設計水平段長2 000 m，鉆至接近1 500 m時儀器故障、旋轉導向工具多次失效，導致起下鉆14次。

1.3 地層壓力高、高密度鉆井液易導致鉆速慢

四川盆地深層頁巖氣普遍超壓，瀘州區塊壓力系數1.94～2.42。為了防止高壓地層井眼失穩、確保井筒安全，深層頁巖氣鉆井常用高密度油基鉆井液體系，通常采用的鉆井液密度為2.00～2.35 g/cm3。如L203井水平段鉆井液密度2.17 g/cm3、Y101H3平臺井水平段鉆井液密度2.20 g/cm3[16]。受高密度鉆井液的影響，井底壓持效應明顯，導致巖屑重復破碎，影響機械鉆速；其次，巖屑的重復破碎導致油基鉆井液固相含量高，對井下儀器產生沖蝕破壞，同時鉆井液散熱性能差，導致鉆井循環系統降溫效果差，進一步導致井底高溫；此外，深層頁巖儲層裂縫、層理發育，鉆井液密度過高易引發鉆井液漏失，而漏失復雜將導致被迫起鉆，無法實現“一趟鉆”。

2 關鍵技術

2.1 井眼軌跡優化設計

針對深層頁巖氣優質儲層薄且微幅構造發育、褶皺斷裂裂縫多對鉆井帶來的挑戰，將地質研究、地質建模、鉆前與鉆中軌跡優化、著陸導向、水平段軌跡精細控制相結合，開展基于地質工程一體化的優化設計，主要內容包括精細三維地質建模技術、關鍵層位標定與軌跡控制技術、水平段軌跡預調預判技術。

(1)精細三維地質建模技術：通過已鉆井資料進行地層對比分析，結合三維地震層面解釋成果與各小層厚度建立儲層精細地質模型，并在鉆中及鉆后不斷修正，提高模型精度。

(2)關鍵層位標定與軌跡控制技術：通過平臺尺度的精細地質模型，在鉆進過程中通過巖屑、鉆時變化和地層相對厚度對層位垂深進行實時標定，并以此為依據對井眼軌跡進行優化，降低工程風險。

(3)水平段軌跡預調預判技術：在水平段鉆進過程中，依據精細三維模型對于微構造的刻畫，準確判斷井眼軌跡處于靶體的位置以及與地層的相切關系，預測前方地層微構造發育與地層傾角變化趨勢，為地質導向實時軌跡控制提供依據，實現軌跡預調預判，提高鉆井綜合時效。

2.2 鉆頭優化技術

龍馬溪組頁巖地層上部為綠灰色泥、頁巖夾泥質粉砂巖，下部為灰色、深灰色頁巖，底部為灰黑色、黑色頁巖。龍馬溪組地層單軸抗壓強度55.90～216.50 MPa，彈性模量21.60～98.86 GPa，泊松比0.15～0.26，整體而言，地層巖石力學特性縱向變化大[17]。基于地層可鉆性、研磨性試驗與分析，難以優選出適合對本層段“一趟鉆”的高效鉆頭。因此，本文基于大數據鉆頭效能評價機制，利用“黃金分割優化線法”進行科學優選。

“黃金分割優化線法”優選步驟如下：①獲取指定地層中所使用的N種鉆頭的多次使用參數；②對每一種鉆頭的平均機械鉆速v和平均進尺L進行運算；③以平均機械鉆速v和平均進尺L作為笛卡爾坐標系的橫縱坐標，將每一種鉆頭的參數呈現在坐標系中；④利用黃金分割法得到優化函數曲線；⑤將優化函數曲線呈現在坐標系中，選取坐標系中優化曲線上方的點所對應的鉆頭型號為優選鉆頭型號[18-19]。

統計龍馬溪組與旋轉導向工具串搭配的鉆頭型號94種，共441只，平均進尺512.46 m，平均機械鉆速5.58 m/h。根據“黃金分割優化線法”得到龍馬溪組推薦鉆頭型號為兼具強攻擊性和高穩定性的5刀翼PDC鉆頭，包括貝克休斯的DD505系列和國民油井的TK56鉆頭，以及史密斯Z516錐型齒和K507孕鑲金剛石鉆頭，如圖1所示。

圖1 基于“黃金分割優化線法”的龍馬溪組鉆頭優選圖版

2.3 地面鉆井液降溫技術

為降低井筒鉆井液溫度、提高常規井下工具的適應能力，國內外現場大多采用鉆井液地面降溫裝置對鉆井液進行強制冷卻。鉆井液地面降溫裝置的工作原理以風冷、噴淋和交互式換熱方式為主。其中，采用“板式/空氣換熱器+噴淋(強制冷)”的組合降溫模式，鉆井液降溫處理能力滿足大排量(>30 L/s)的要求，鉆井液地面溫度能夠降低20 ℃以上[20-22]。該模式主要通過冷水循環降低板式換熱器中油基鉆井液的溫度，然后循環水進入涼水塔并通過噴淋(強制冷)方式將所吸收的熱量耗散至空氣中成為冷水，然后再次循環進入板式換熱器。

在鉆井液地面降溫裝置輔助下，應用“旋轉導向+螺桿”的鉆井方式，鉆井速度大幅提高。以L203井區為例，?215.9 mm井眼段由2019年的平均10趟鉆降低為目前的平均6趟鉆完成，平均機械鉆速提高27.82%。

2.4 高溫儲層旋轉導向工具優選配套技術

川南深層頁巖氣水平井造斜段-水平段主要采用旋轉導向工具鉆進。高溫鉆井環境致使常規旋轉導向工具電子元件等加速老化、井下工作時間短、趟鉆次數多。瀘州區塊前期采用斯倫貝謝Archer、貝克休斯ATC等耐150 ℃高溫旋轉導向鉆具組合標準模式，單井平均趟鉆為7.5趟。針對抗高溫的挑戰，后期引進斯倫貝謝耐165 ℃高溫的Orbit675推靠式旋轉導向工具，實現單井趟鉆次數下降至6趟以下。如在L203H2-3井2趟鉆完成造斜段和水平段，進尺2 693 m。哈里伯頓耐175 ℃高溫的Geo-Pilot指向式旋轉導向工具在少量井次得到了試驗應用，其中Y101H56-1井在未安裝鉆井液地面降溫裝置的情況下，實現了最高井底循環溫度167 ℃的2 000 m長水平段安全鉆進。國產高溫旋轉導向裝備也取得重大突破，航天深拓研制的靜態推靠式A4旋轉導向系統穩定耐溫能力已達到165 ℃，在Y101H29-4井底溫度超過140 ℃、最高155.7 ℃工況下，實現造斜段和水平段旋轉導向鉆進2 495 m，其中水平段1 900 m，平均機械鉆速11.05 m/h，作業周期29 d，優質儲層鉆遇率達到100%。川南深層頁巖氣區常用旋轉導向工具性能參數如表1所示。

表1 川南深層頁巖氣區?215.9 mm井段常用旋轉導向工具性能參數

2.5 儲層降密度欠平衡鉆井技術

根據文獻研究結果，降低鉆井液密度能有效降低井底循環溫度[23]。現場試驗表明，鉆井液密度降低0.10 g/cm3，井底循環溫度降低約2 ℃，且鉆井液密度越低，循環溫度降幅越大。此外，由于深層頁巖氣儲層裂縫發育，易出現溢漏同存，應用降密度欠平衡鉆井技術能夠防止出現鉆井液漏失。例如在L203H62-1井水平段采用密度為2.18 g/cm3鉆井液，井漏頻繁，經多次堵漏均無改善；將密度下調至1.99 g/cm3并采用欠平衡鉆井，不僅解決了井漏問題而且提高了機械鉆速，實現了旋轉導向工具單趟最高進尺516 m，機械鉆速達到8.32 m/h，比平均機械鉆速提高66.4%。

針對儲層降密度欠平衡鉆井，首先要明確頁巖儲層安全鉆井的鉆井液密度窗口。頁巖儲層低孔低滲，傳統的壓實理論不適于頁巖儲層孔隙壓力的預測，通過開展頁巖儲層異常高壓機制判識和孔隙壓力計算模型優選，確定更為合理的頁巖儲層孔隙壓力。針對頁巖層理發育特性，建立裂縫性頁巖儲層的流固熱耦合坍塌壓力計算模型，預測坍塌壓力和井壁失穩風險。結合地震反演屬性約束和井區走滑應力狀態，建立井區尺度三維地層壓力和坍塌壓力模型，明確了井區、平臺、單井尺度的三壓力及鉆井液安全密度窗口。以此鉆井液安全密度窗口作為欠平衡鉆井時鉆井液密度值的設計依據，而非地質設計給出的地層壓力系數。

其次，基于地層-鉆井液-鉆具傳熱機理建立井筒瞬態溫度場剖面計算模型[24-25]，揭示鉆井液密度、頂驅轉速、鉆井液排量對井底循環溫度的影響規律，以優化控制井底循環溫度、降低井下儀器工具失效率、提高趟鉆進尺為目的，實時指導不同鉆井參數和鉆井工況條件下的鉆井液密度調整。最后，根據確定的鉆井液安全密度窗口計算合理的欠平衡鉆井欠壓值，配套旋轉控制頭、專用節流管匯等欠平衡鉆井工具，按照行業標準[26]實施現場降密度欠平衡鉆井作業。作業工藝地面流程布置如圖2所示。

圖2 降密度欠平衡鉆井工藝地面流程布置示意圖

3 現場試驗

為探索川南深層頁巖氣水平井造斜-水平段“一趟鉆”可行性，2021年9月在瀘州深層Y101井區Y101H65-7井?215.9 mm井眼龍馬溪組造斜-水平段開展“一趟鉆”技術現場試驗。

3.1 試驗井基本情況

Y101H65-7井位于川南低褶帶陽高寺構造群，屬于深層頁巖氣勘探開發的核心區域，鄰井存在井漏復雜頻發、部分地層可鉆性差、機械鉆速低、高地溫導致定向工具儀器故障率高等工程地質難點。Y101H65-7井設計井深6 015 m，水平段長1 800 m，箱體垂厚5 m，其中包括龍一段1砂組1小層頂部0.5 m及龍一段1砂組2小層中下部4.5 m。

3.2 基于地質工程一體化的優化設計

通過鄰井鉆井情況修正三維地質模型，進行靶點垂深實時迭代，鉆前預測A靶點垂深3 850 m，較地質設計的4 005 m提前約150 m。實鉆過程中根據井眼軌跡、伽馬和巖屑特征不斷修正靶點垂深，最終以垂深3 860 m順利入靶。實鉆過程中井眼軌跡優化如圖3所示，藍色軌跡線為原鉆井設計軌跡，紅色軌跡線為優化軌跡。同時，對水平段地層展布、深度偏移剖面和螞蟻體深度疊合剖面進行實時迭代，預測微幅構造及裂縫發育情況，進行軌跡優化和鉆井復雜預警。該井鉆遇的水平段儲層穩定，微幅構造/斷層少，利于井眼軌跡控制、卡鉆漏失風險低。

圖3 井眼軌跡優化

3.3 降溫提速工具配套

綜合考慮旋轉導向工具的造斜能力、抗高溫能力和平均進尺，結合本井預測井底循環溫度，優選抗高溫能力165 ℃的航天深拓A4旋導。基于“黃金分割優化線法”大數據進行鉆頭優選，選擇平均進尺、平均機械鉆速表現相對穩定、使用量較多的國民油井的TK56鉆頭。實現單趟鉆進尺2 330 m，純鉆時間164 h，機械鉆速14.21 m/h。

優選地面降溫裝置，采用“板式/空氣換熱器+噴淋(強制冷)”的組合降溫模式，現場開展降溫裝置處理量試驗，確保處理量滿足鉆進排量，實現鉆井液100%降溫處理。優化管線布局，冷卻后鉆井液直接進入上水罐，確保降溫裝置出口鉆井液溫度和入井鉆井液溫度的溫差控制在2～3 ℃以內。鉆井過程中降溫裝置工作穩定，降溫裝置出入口溫差保持在15 ℃以上，Y101H65-7井完鉆井底循環溫度136 ℃，確保了導向工具穩定，為實現造斜-水平段“一趟鉆”提供保障。

3.4 儲層降密度欠平衡鉆井

根據聲波-密度交匯情況，龍馬溪組地層密度隨深度繼續增大，而縱波速度減小，聲波-密度散點偏離正常趨勢線，趨于縱波速度減小方向發展，表明其孔隙壓力機制為流體膨脹導致的異常高壓。因此，采用Bowers提出的卸載導致的異常高壓的計算公式，并利用測井數據和巖心試驗數據回歸出的Bowers模型系數，建立單井地層壓力模型。根據裂縫性頁巖儲層的流固熱耦合坍塌壓力計算模型，建立單井坍塌壓力模型。結合疊前反演巖石力學屬性，建立了三維地質力學模型，明確了井區尺度的孔隙壓力和坍塌壓力分布規律。Y101井區龍一段1砂組1小層孔隙壓力主要集中在75～92 MPa、平均值83.2 MPa，當量密度1.92～2.08 g/cm3、平均2.02 g/cm3；龍一段1砂組1小層坍塌壓力主要集中在58～70 MPa、平均值65 MPa，當量密度為1.48～1.58 g/cm3。根據Y101H65-7井設計軌跡，提取沿井剖面的三壓力和鉆井液安全密度窗口剖面，確定合理欠壓值。Y101H65-7井龍馬溪組坍塌壓力當量密度在1.50～1.60 g/cm3之間，破裂壓力當量密度在2.40～2.60 g/cm3之間，孔隙壓力當量密度在1.98～2.01 g/cm3之間。

基于能量平衡原理，建立了井筒動靜態傳熱模型，結合油基鉆井液熱物理性試驗獲得的井底循環溫度數值模擬關鍵參數，分析了鉆井液密度和鉆井參數對井底循環溫度影響規律。預測采用2.14 g/cm3鉆井液密度實施水平段鉆進，Y101H65-7井完鉆井底循環溫度將超過140 ℃，影響旋導工具穩定性，通過降密度欠平衡鉆井方式，優化鉆井液密度至1.85 g/cm3，完鉆井底循環溫度約135 ℃，對于實現造斜-水平段“一趟鉆”較為有利。

基于三壓力剖面和井底循環溫度預測，結合水平段斷層裂縫發育情況，制定了儲層降密度欠平衡鉆井技術方案，水平段鉆進200 m后鉆井液密度降至1.83 g/cm3，并維持至完鉆。在以上技術組合基礎上，Y101H65-7井首次在川南深層頁巖氣井區實現了龍馬溪組造斜-水平段“一趟鉆”，單趟鉆進尺達2 330 m。Y101H65-7井215.9 mm井段鉆井周期17.6 d，較鄰井縮短67%、較瀘州區塊縮短68%；水平段機械鉆速15.78 m/h，較鄰井提高129%、較瀘州區塊提高141%；龍馬溪組造斜-水平段全程使用“旋轉導向+螺桿”工具組合，完鉆井底循環溫度136 ℃，如圖4所示，井底循環溫度相比鄰井降低6～8 ℃。

圖4 Y101H65-7井井底循環溫度

4 結論和建議

(1)北美頁巖油氣廣泛推行水平井“一趟鉆”技術，促進了頁巖油氣革命成功，而國內頁巖氣水平井“一趟鉆”技術尚處于起步階段。瀘州深層頁巖氣地質復雜，難點突出，探索并實踐“一趟鉆”技術將有利于降低鉆井成本，提高頁巖氣開發效益和我國鉆完井工程核心競爭力。

(2)在Y101H65-7井215.9 mm井眼開展“一趟鉆”技術現場試驗，并首次實現了造斜-水平段“一趟鉆”完鉆。試驗表明，基于地質工程一體化的井眼軌跡設計及實時優化是提高儲層鉆遇率、降低鉆井復雜的關鍵技術，在此基礎上，通過“黃金分割優化線法”優選國民油井TK56鉆頭，并選配抗溫165 ℃的A4旋導工具，實現單趟鉆進尺2 330 m，平均機械鉆速達14.21 m/h。

(3)“板式/空氣換熱器+噴淋(強制冷)”的地面降溫模式和儲層降密度欠平衡的井下降溫模式是深層高溫儲層鉆井降溫提速的有效措施。現場試驗過程中，地面降溫模式實現鉆井液降溫15 ℃以上，井下降溫模式實現井底循環溫度相比鄰井降低6～8 ℃，鉆井周期較鄰井縮短67%、較瀘州區塊縮短68%。

(4)“一趟鉆”是系統化鉆井工程的全面升級，為加快“一趟鉆”技術的成熟推廣，建議從鉆井方案優化設計、自動化鉆機、高效長壽命鉆頭、個性化優質鉆井液、強化參數鉆井、常規導向鉆井或旋轉導向鉆井、隨鉆地質導向、遠程專家決策支持中心等關鍵技術開展研發與集成應用，助推中國非常規油氣的規模效益開發。