四川盆地长宁地区长水平段页岩气井钻井可行性分析

2019-10-17郭建华牟乃渠米瑞雪

天然气勘探与开发 2019年3期

伍葳郭建华牟乃渠曹权米瑞雪

1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院 2. 四川长宁天然气开发有限责任公司3. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院

0 引言

随着页岩气高效开发需求的日益迫切，长水平段水平井在今后较长的时期内都是页岩气井的主要发展方向。国内外页岩气勘探开发实践表明，其作为有效进尺最大化的一种必要技术，已逐渐成为非常规油气开发的重要手段[1-6]。其中，通过集成应用一批高效实用的主体技术（钻井优化设计技术、高效PDC 钻头、MWD/LWD、长寿命泥浆马达、导向泥浆马达、高性能水基钻井液、油基钻井液等）、个性化技术（个性化钻头设计、个性化钻井液体系、岩屑床清岩工具、漂浮下套管技术等）以及高新技术（地质导向／随钻测井、高造斜率旋转导向钻井、水平段减阻降扭加压装置、自动控压钻井等），美国页岩井水平段长逐年延伸而极大提升了页岩气开发效益[7-13]。据此，为进一步加强页岩气勘探开发效果，积极降低单井综合成本，有必要对长宁地区2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井钻井工程展开技术论证。以施工难度与管串摩阻为切入点，针对井身结构和井眼轨迹进行比选，得出工区长水平段页岩气井钻井施工可行性的若干结论和建议。

1 钻井情况分析

目前我国长宁地区页岩气丛式井平均水平段长约为1 500 m，其中10 口井的水平段较该地区常规页岩气井更长，达1 800 ～2 000 m。就施工工艺而言，长宁地区已完钻1 800 ～2 000 m 水平段长页岩气井主要采用该区块普遍推广的“四开四完”井身结构钻井方式，具体而言：

1）第一次开钻以Ø660.4 mm 牙轮钻头，采用聚合物无固相钻井液钻进50 m 左右，视情况下入Ø508 mm 导管封隔地表漏失、垮塌严重段。常规注水泥浆固井，水泥浆返至地面。

2）第二次开钻以Ø444.5 mm PDC 钻头或牙轮钻头，采用聚合物无固相钻井液或聚磺钻井液钻至嘉陵江组底，下入Ø339.7 mm 表层套管。常规注水泥浆固井，水泥浆返至地面。

3）第三次开钻以Ø311.2 mm PDC 钻头，采用钾聚合物钻井液、聚磺钻井液或钾聚磺钻井液钻至韩家店组顶，下入Ø244.5 mm 技术套管。两凝水泥浆固井，水泥浆返至地面。

4）第四次开钻以Ø215.9 mm PDC 钻头，采用油基钻井液或高性能水基钻井液钻至目的层，下入Ø139.7 mm 油层套管射孔完井，两凝水泥浆固井，水泥浆返至飞一段顶界200 m 以上；此外，部分井韩家店组－石牛栏组采用气体钻井方式完成进尺。

从各单井施工情况来看，运用目前长宁地区常规成熟钻井工艺及工程技术实施2 000 m 水平段长下倾水平井可行，总体而言其能够为下阶段2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井借鉴。其中：

1）井身结构。目前“四开四完”井身结构条件下1 800 ～2 000 m 水平段长页岩气井的平均复杂事故率不到4%，意味着对于水平段长2 000 m 以内的下倾井而言，技术套管维持下至韩家店组顶，即完成第四次开钻3 500 m 段长钻进并顺利下入Ø139.7 mm 油套可期。

2）井眼轨迹：长宁地区普遍采用的“底部集中增斜扭方位”三维井身剖面易导致定向段狗腿度过高而摩阻扭矩大。比如CNH4-6 井采用“底部集中增扭”井眼轨迹，实钻最大狗腿度达9.70°/30 m，根据实钻井眼轨迹模拟其下油套的最大摩阻达315 kN。

3）钻井液：CNH4-6 井第四次开钻完井作业中油基钻井液最长安全作业工期达80 d，即从第四次开钻到固井结束无重大井下事故，打钻无明显阻卡，且后续下套管顺利到位。这表明当水平段页岩在油基钻井液条件下的浸泡时间控制在80 d 以内时可有效保证井壁稳定。

4）导向工具。部分已钻参考井在目的层钻进中多次遭遇断层、褶曲等地层微构造，导致实钻中需频繁改变井眼轨迹，对导向工具能力提出较高要求。同时考虑到后续部署长水平段井所在井区的目的层垂深逐渐加深至3 000 ～3 500 m，而部分区域还面临着地层上倾严重而井斜角100°以上等恶劣地质情况，故为了确保Ⅰ类储层钻遇率，同时尽可能保证井眼光滑度，宜继续选用旋转地质导向系统。

2 钻井实例论证

伴随着水平段大幅增长，钻遇复杂地层不确定性增强以及高性能钻井液尚不成熟等因素，2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井较之前述已完钻1 800 ～2 000 m 水平段长井而言，其钻进及下套管过程中势必面临着更为严重的摩阻问题[14-18]。针对于此，在主体沿用前述长宁地区成熟钻井工艺及技术条件下，以该地区下阶段部署长水平段井CNH24-5 井与N201H1-10 井为例，着重围绕井身结构与井眼轨迹这两个核心问题展开分析，以对长宁地区2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井钻井施工可行性进行论证。

2.1 基本情况

CNH24-5 井位于CNH24 平台的南半支，龙马溪组下倾7 ～9°。其设计A 点垂深约2 400 m，偏移距约470 m，水平段长2 500 m；N209H1-10 井位于N209H1a 平台的南半支，龙马溪组上倾0 ～7°。其设计A 点垂深约3 200 m，偏移距约500 m，水平段长3 000 m。

CNH24 和N209H1 平台地层层序正常，与长宁地区常规钻遇地层层序及岩性特征一致，自下而上依次是志留系、二叠系、三叠系、侏罗系。仅地面出露新老不同，其分别为嘉陵江组、自流井组。地层压力方面，因产层裂缝发育等原因，CNH24 和N209H1 平台龙马溪组地层压力系数较前期水平井高，达2.0（表1）。

表1 平台地层压力系数预测表

2.2 井身结构

2.2.1 套管必封点

根据长宁地区的地质风险和纵向地层压力情况，结合前期钻井实践，可知地质及工程必封点如下：

1）必封点一。嘉二3亚段以上地层存在易漏层，同时飞一段—长兴组钻井过程中出现过气侵、气测异常情况，故表层套管必须下至嘉二3亚段顶，封固上部嘉陵江组易漏层，为下部钻井可能钻遇浅层气做好井控准备。

2）必封点二。茅口组、栖霞组为气层溢流、井漏同存地层，而下部龙马溪组为高压地层，即龙马溪组上下属于两个压力系统。故技术套管需要封隔上部易漏层和低压层，为下部高密度钻井液钻进创造井筒条件。

2.2.2 井身结构方案

从长宁页岩气工程地质难点来看，表层套管必须用于封隔浅表恶性漏层，兼顾下部地层特别是龙马溪组可能钻遇异常压力，下深至嘉陵江组底部较为合适；从长宁构造地层压力和套管必封点分析来看，技术套管的下深存在较大可变性，故其下深如何确定成为井身结构方案的关键。

根据气藏工程和采气工程方案要求，在长宁地区成熟井身结构（Ø444.5×Ø311.2×Ø215.9/Ø339.7×Ø244.5×Ø139.7）基础上，针对页岩气井水平段增长这一显著变化，提出以下3 套井身结构方案并展开分析（表2）。

一方面，方案二（技套下至龙马溪组顶部）与方案三（技套下至A 点）实质上将技术套管下移至龙马溪组，其一定程度上缩短了Ø215.9 mm 井段长度，存在大幅降低管串摩阻扭矩的预期，然其实施过程中因Ø311.2 mm 井眼钻遇地层层系增多、井段相应增长而存在诸多弊端：

1）若技术套管下移至龙马溪组顶部与A 点，则施工中则要求二叠系茅口组、栖霞组的地层承压能力分别提高至1.55 g/cm3、2.0 g/cm3，才能满足韩家店组—龙马溪组泥页岩钻进中稳定井壁所需的高钻井液密度。然而茅口组、栖霞组本身为低压易漏层，且已钻井实钻中其当量承压密度最高仅提至1.5 g/cm3，故能否继续上提存在极大的未知性，因而Ø311.2 mm 井眼钻进进入志留系后存在防漏防塌难以兼顾的井下风险。

2）龙马溪组主产层可能存在异常高压，故基于表层套管的井控能力相对不足，未下技术套管而钻深过大将增大钻井井控风险。

3）Ø311.2 mm 大尺寸井眼定向增斜能力低，扭方位作业困难。同时，Ø244.5 mm 技术套管通过能力较差，在井斜角、狗腿度较大井段下入难度大。

4）韩家店组—石牛栏组难钻地层的机械钻速低。一方面，无法通过实施气体钻井以提速；另一方面，该段井眼尺寸增大，破岩效率降低，钻时增加。

表2 推荐井身结构方案明细表

5）Ø311.2 mm 井段作业时间增长，水基钻井液条件下上，中部地层浸泡时间增长而加大了井壁垮塌风险。

另一方面，方案一（技术套下至韩家店组顶部）则为目前于该区块内成熟运用的井身结构。虽水平段增长而致使Ø215.9 mm 井段相对目前水平增长，然而通过Sunny Cem 软件模拟CNH24-5 与N209H1-10 井在同种井眼轨迹模式及相同工程条件下，其分别采用3 种井身结构情况下的油套下入过程可知：如图1 所示，CNH24-5 井井身结构采用方案一（技套维持下至韩家店组顶部）与方案二、三（技套下深移至龙马溪组）条件下的下油套最大摩阻值分别为223.0 kN、217.6 kN、206.2 kN，而N209H1-10 井则分别为343.5 kN、332.4 kN、314.9 kN，表明较之方案一而言，方案二、三的油层套管下入最大摩阻并未如期大幅降低（变化限于30 kN 以内）。同时，实钻已表明技术套管维持下至韩家店组顶部可以有效规避上述方案二与方案三中所存在的不利因素，实现快速安全完成中部井段钻完井作业。

图1 3 种井身结构方案下套管摩阻对比图

由上所述，基于摩阻扭矩情况与施工难易程度，2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井仍建议沿用目前成熟井身结构（方案一），其中技术套管维持下至韩家店组顶部。

2.3 井眼轨迹模式

目前长宁地区页岩气井主要采用“底部集中增斜扭方位”井眼轨迹模式。正如已钻长水平段井施工分析中所示，该井身剖面条件下其本身存在着龙马溪组定向段狗腿度过大而导致打钻及下套管过程中井下工具管串的摩阻大这一劣势。长水平段井水平段施工中其摩阻较常规水平段长井大，如继续沿用该井眼轨迹模式，无疑进一步增大了长水平段页岩气井的钻完井作业难度。

针对于此，当偏移距不大时（小于800 m），结合实际地质工程条件，推荐采用“双二维”轨迹模式（图2）。其优势为：将水平井的轨迹设计在一对相交的铅垂面中，在每个铅垂面内只有井斜变化没有方位变化，大大降低了钻井施工难度；在钻具组合和工程参数相同的情况下，双二维水平井的水平段摩阻扭矩更小；同时，双二维水平井在降低导向钻井成本和邻井碰撞风险等方面具有明显优势[19-20]。其剖面为“直—增—稳—降—扭—稳—增—稳”，即上部地层预增斜拉开井间距实现防碰，中部井段降斜扭方位摆正后小井斜稳斜钻进，下部地层全力增斜入靶（无需扭方位）实现中靶并完成水平段，避免狗腿度过大。具体而言：

图2 双二维轨迹模式示意图

1）直井段。即表层井段打直；

2）增斜段。Ø311.2 mm 井段开眼后迅速定向增斜。考虑到大尺寸定向工具能力，井斜角小于25°。

3）稳斜段。稳斜钻过茅二b层，避免在茅二a层底部、茅四段等燧石难钻段以及龙潭组易垮地层进行定向作业。

4）降斜扭方位段。在栖一a层底部地层之前完成降斜，同时扭方位至靶区方位以摆正。

5）稳斜段。稳斜钻进至龙马溪组顶部，韩家店组－石牛栏组高研磨性难钻地层多采用复合钻进方式提速。

6）增斜段。全力增斜，复合探顶并以设计井斜方位姿态矢量中靶。

7）稳斜段。即水平段。

为论证“双二维”井眼轨迹的优越性，分别对CNH24-5 井和N209H1-10 井采用“双二维”与“底部集中增扭”模式进行轨迹设计，同时在选定井身结构条件下通过Sunny Cem、Sunny Drilling 软件模拟其管串摩阻扭矩大小，结果见表3、表4。各方面数据对比均表明“双二维”轨迹模式更优，主要数据如下：

1）设计井深更浅。CNH24-5 井在两种轨迹模式下分别为5 130 m、5 323 m。而N209H1-10 井则分别为6 595 m、6 664 m。

2）最大狗腿度更小：CNH24-5 井在两种轨迹模式下分别为6.05°/30 m、7.50°/30 m，而N209H1-10 井则分别为6.20°/30 m、6.80°/30 m；

3）下钻最大摩阻更小。CNH24-5 井在两种轨迹模式下分别为199.7 kN、217.9 kN，而N209H1-10 井则分别为377.6 kN、390.9 kN。

4）下油层套管最大摩阻更小。CNH24-5 井在两种轨迹模式下分别为223.0 kN、232.7 kN，而N209H1-10 井则分别为343.5 kN、356.9 kN。

其中，CNH24-5 井和N209H1-10 井在维持技术套管下至韩家店组顶部以及采用“双二维”井眼轨迹模式的情况下，其油层套管模拟下入最大摩阻值分别为223.0 kN、343.5 kN，结合目前该地区页岩气水平井实际下入油套的最大摩阻水平（200 ～400 kN），表明2 500 ～3 000 m 长水平段页岩气井油层套管下入到位是可实现的。