隆頁5-1HF一級井身結構攻關研究

孫鋼 姜政華 解赤棟

中石化重慶頁巖氣有限公司 重慶 408400

1 基本情況

隆頁5-1HF為部署于渝東南地區利川-武隆復向斜武隆向斜團堡次凹南翼的一口水平評價井，設計井深5129.00m，設計完井周期32d。目的層位為龍馬溪組龍一段②小層-③小層下部，壓力系數為0.8～1.2[1]。地層自上而下依次為三疊系嘉陵江組、飛仙關組，二疊系長興組、吳家坪組、茅口組、棲霞組和梁山組，志留系韓家店組、小河壩組和龍馬溪組，奧陶系五峰組、臨湘組和寶塔組。通過一級井身結構可行性研究、制定長裸眼井段提速方案、開展親油水泥漿堵漏研究、優化固井方案，隆頁5-1HF在武隆工區首次成功實施一級井身結構，證實了武隆工區井身結構簡化降本的可行性，促進本工區常壓頁巖氣效益開發。

2 一級井身結構攻關研究

2.1 一級井身結構可行性分析

采用一級井身結構的井意味著多層系暴露在同一裸眼段內，不同層位的地層孔隙壓力、地層漏失壓力和地層坍塌壓力是不一樣的。密度窗口的上限為裸眼井段最小地層漏失壓力當量密度，下限為裸眼井段最大坍塌壓力當量密度。為了確定一級井身結構的情況下是否具備合理密度窗口，進行了地層三壓力剖面研究，建立適當的地層壓力計算模型和地層壓力剖面[2]。通過對位于同一區塊的隆頁1HF井測井資料處理并結合現場實鉆參數，建立的地層壓力剖面為見圖1，密度窗口為1.35～1.46g/cm3，具備合理的密度窗口。

圖1 隆頁1HF井地層壓力剖面

同時，對武隆工區已鉆井漏失情況進行了分析。通過對武隆工區9口已完鉆井漏失情況統計可知，嘉陵江組普遍失返性漏失，需通過清水強鉆，下套管專門封隔。吳家坪組、茅口組地層承壓能力較弱，鉆井液密度過高易導致漏失。韓家店、小河壩組地層較穩定，未發生過漏失。隆頁3HF由于當時地層壓力認識不清晰、龍馬溪組龍一段①小層與②小層夾層易垮塌，鉆進過程中鉆井液密度偏高，導致龍馬溪組多次發生漏失。通過合理鉆井液密度的選取配合堵漏工藝技術，可有效防范或治理漏失。

根據對武隆地區鉆井工程與地質環境因素的分析，確定了該地區地層風險點：（1）嘉陵江組易漏失地層；（2）茅口-棲霞組含氣；（3）吳家坪組、茅口組地層承壓能力弱。因此，綜合考慮風險點、三壓力剖面、前期鉆井施工情況等因素，基于必封點的井身結構設計方法，確定隆頁5-1HF必封點為嘉陵江組易漏失地層。通過一開鉆進至飛仙關組頂部，下入表層套管，封固嘉陵江組漏失層，安裝好套管頭及井控裝置，防范二開井控風險。二開對嘉陵江組至龍馬溪組之間地層進行鉆進，將鉆井液密度控制在密度窗口之內，若發生漏失則進行隨鉆堵漏或者打水泥塞堵漏，具備采用一級井身結構進行鉆井的可行性。

2.2 長裸眼井段提速攻關

一級井身結構下的隆頁5-1HF二開裸眼段長4000m，基于Wellplan等鉆井軟件開展的水力延伸極限、機械延伸極限模擬分析表明，現有的鉆井設備、工程技術能力及地質條件能夠滿足裸眼段延伸長度要求。井壁穩定性也是影響長裸眼井段順利延伸的關鍵，進行鉆頭螺桿優選、優化鉆具組合、確定減摩降阻措施，減少長裸眼井段鉆進時間，降低井壁失穩風險。

鉆頭是最主要的破巖工具，鉆頭類型、性能是否與地層條件相配伍將直接影響到鉆井速度、鉆井的質量和成本[3]。對武隆區塊地層巖石可鉆性、研磨性進行分析可知，本井難點主要是吳家坪、茅口組、韓家店組、小河壩組等夾層較多且質地堅硬的地層，針對性的選擇抗沖擊性強、6刀翼的PDC鉆頭。為了滿足強化參數及復雜工況鉆井需求，選用輸出功率高、扭矩大、壽命長的螺桿鉆具。

結合武隆工區地質特性及工程特點，對鉆具組合進行優化。一開鉆具組合為“φ311.2mm鉆頭+1.25°螺桿+φ290mm扶正器+浮閥+φ203mm無磁鉆鋌+φ203mm鉆鋌+φ127mm加重鉆桿+φ127mm鉆桿”，兼具防斜打直與防碰定向需求。二開直井段、造斜段鉆具組合為“φ215.9mm鉆頭+1.5°螺桿+浮閥+φ127mm無磁承壓鉆桿+φ168mm無磁懸掛+φ127mm無磁承壓鉆桿+φ127mm加重鉆桿+φ127mm鉆桿+φ178mm水力振蕩器+φ127mm鉆桿+φ127mm加重鉆桿+φ127mm鉆桿”，達到高造斜率、定向中靶的目的；二開水平段鉆具組合采用“φ215.9mm鉆頭+1.5°螺桿（無扶）+浮閥+φ127mm無磁承壓鉆桿+φ168mm無磁懸掛+φ127mm無磁承壓鉆桿+φ127mm加重鉆桿+φ127mm鉆桿+φ178振蕩器+φ127mm鉆桿+φ127mm加重鉆桿+φ127mm鉆桿”，定向追層較靈活的同時無扶螺桿可提高井下垮塌復雜處理能力。

減摩降阻措施主要有兩點，一是采用水力振蕩器工具降低鉆具與井眼之間的摩擦力，二是采用油基泥漿增加井眼潤滑性。水力振蕩器在造斜段和水平段提速明顯，使滑動鉆進時鉆柱和井壁之間的靜摩擦轉變為動摩擦，滑移摩阻減小到正常值的20%～25%，可防止鉆壓堆積，精確控制工具面[4]。油基鉆井液既可有效解決頁巖氣水平井鉆進過程中摩阻大、托壓問題，也是維持目的層頁巖井壁穩定性的關鍵技術。

2.3 親油水泥漿堵漏技術研究

長裸眼井段井漏風險高，發生漏失后隨鉆堵漏無果的情況下，通常需要進行打水泥漿堵漏。常規水泥漿堵漏需要注入洗油隔離液，大排量沖刷井壁易導致井壁失穩垮塌，且返出的油基廢液處理費用高，堵漏之后候凝時間較長。因此，進行了親油水泥漿堵漏研究。

親油水泥漿是在水泥漿內加入抗油基泥漿污染劑，改善水泥漿自身親油性，使其被油基泥漿部分污染的情況下仍然能凝固[5]。基本配方：100%G級水泥+4%降失水劑+2%膨脹劑+3%抗污染劑+44%水。為了驗證親油水泥漿抗污染性能，按照不同比例將親油水泥漿與油基泥漿混合，進行試驗評價見表1。

表1 親油水泥漿與油基泥漿混合稠化試驗

通過對比實驗可得出以下三個結論：一是親油水泥漿混有油基泥漿時，水泥漿稠度變化不明顯；二是親油水泥漿內混合的油基泥漿越多，稠化時間越長，可以保障施工安全；三是親油水泥漿與油基泥漿混合比例大于1∶1時，可較快起強度，且強度較高。

2.4 完井工藝優化

長裸眼井段摩阻較大，采用常規下套管方式存在下不到底的可能性，需備用旋轉下套管工藝和漂浮下套管工藝。下套管前根據實鉆摩阻系數，選擇不同摩阻系數、套管扶正器類型及數量等進行模擬，不發生套管正弦或螺旋屈曲且剩余懸重滿足芯軸坐掛噸位則選擇傳統下套管方式，否則重新模擬旋轉或漂浮下套管方式管柱受力情況，選擇最優方式[6]。

二開層系多、漏失風險高，且產層固井水泥漿密度遠高于正常鉆進鉆井液密度，水泥漿無法返至井口。通過單級固井方式，尾漿采用密度1.88g/cm3的彈韌性防氣竄水泥漿，返至A靶以上800m。領漿采用1.45g/cm3低密度彈韌性水泥漿，充填尾漿上部井段，水泥漿充填井段長度約1500-2000m，降低循環當量密度，防范或減小漏失。

3 施工效果

隆頁5-1HF采用一級井身結構見圖2，一開通過φ311.2mm鉆頭鉆進至1195m，揭開飛仙關組后下入φ244.5mm套管，封固嘉陵江組漏失地層。一開鉆進日進尺最高為665m，創武隆工區φ311.2mm井眼單日進尺最高紀錄。二開采用φ215.9mm鉆頭從飛仙關組鉆進至龍馬溪組，下入φ139.7mm生產套管，產層水泥漿返至1695m。實鉆進尺5100m，水平段長1589m，全井平均機械鉆速達到17.51m/h，較武隆工區平均水平提高55.64%。實際完井周期52.23d，核減復雜處理時間20.98天后周期為31.25d，低于設計周期32d。

圖2 隆頁5-1HF井實鉆井身結構

4 結論及建議

通過武隆工區三壓力剖面研究得出密度窗口，開展鄰井漏失情況分析找準地層薄弱點，論證了武隆工區開展一級井身結構鉆井的可行性。基于必封點的井身結構設計方法，將隆頁5-1HF設計為一級井身結構。

開展了親油水泥塞的研究與應用，并在隆頁5-1HF進行兩次親油水泥漿堵漏，兩次堵漏施工均起到了封堵漏層、提高地層承壓能力的作用，一次性堵漏成功率100%，相比常規堵漏，每次堵漏可節約周期1.5d、節約30m3油基廢液處理費用。

一級井身結構可提高鉆井速度、降低鉆井周期、減少套管和套管頭等材料成本，但出現井漏、井垮等復雜后處理周期長、費用高。建議開展井身結構簡化與高性能水基鉆井液技術聯合攻關，進一步提速降本。