鄂咸页1井钻探技术研究及应用

2022-04-26叶辉兵汪发文

资源环境与工程 2022年2期

叶辉兵，徐俊，汪发文，洪毅

(1.湖北省地质局第七地质大队，湖北宜昌 443100; 2.湖北省城市地质工程院，湖北武汉 430050)

近年来，随着国际能源安全形势和“双碳”政策压力的日趋紧张，世界各国都加大了对新型油气资源和清洁替代能源的勘探力度，如美国发起了页岩气勘探革命，取得一系列勘探成果。自2011年中国将页岩气设立为独立矿种之后，国家相关部门和大型油气企业都加大了页岩气勘探和开发力度[1]，如中石化在川渝地区取得页岩气勘探和开发重大突破，发现并建成中国首个大型页岩气田——涪陵页岩气田。邻近川渝地区的恩施州是湖北省页岩气资源分布的重要板块，也是页岩气资源调查与勘查工作重点部署的片区。2018年初，恩施州政府将页岩气开发利用纳入全州清洁能源产业集群，并直接由州政府出资实施页岩气工业探井，其中就包括咸页1井[2]，该井钻探的主要目的：①查明湖北咸丰地区下二叠统—上奥陶统的地层序列，为该区地震地质层位标定提供依据；②查明该地区主要目的层上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩含气性，并且力争获得页岩气重大发现；③通过对钻取的岩心等实物资料进行实验测试，获取目的层页岩矿物组成、地球化学特征、储集物性及岩石力学性质等关键评价参数，为优选页岩气有利层段提供依据。

与石油钻井施工不同，咸页1井的钻探施工只有有限的地质资料作支撑，在地层岩性、地层压力梯度、气体成分等未知情况下施工技术难度大，面临着巨大的工程风险，亟需制订出有效的解决方案。本文根据页岩气探井钻探工艺特点，重点研究了钻探钻进技术参数优化、未知气层取心钻探工艺、漏失地层冲洗液体系研究等技术，为后期该区块的页岩气钻探工程和勘探开发提供了重要的支撑作用。

1 钻井设计技术要求及难点

1.1 钻井设计要求

(1) 该井设计井深1 707 m(最终井深以地质设计为准)，井深误差允许范围≤1‰，终孔直径≥215.9 mm。

(2) 目的层连续取心不少于80 m，取心直径≥80 mm，平均采取率≥85%。

(3) 钻进过程中，每100 m测量一次钻井方位角和顶角，钻井弯曲度≤2°/100 m。

(4) 井径扩大率≤20%。

(5) 冲洗液中不能添加含油、含荧光等影响岩心样品质量和气体化验分析结果的处理剂，同时在目的层钻井过程中，只能使用暂堵性堵漏材料。

1.2 钻井技术难点

(1) 地层复杂，孔壁稳定性差[3]。钻遇覆盖层松散破碎，胶结性差，钻进过程中易掉块坍塌，冲洗液漏失层段多。一开和二开钻进过程中，随着孔深的增加，钻具摩阻增加，在软硬互层地段易井斜和漏失，特别是钻遇泥岩和页岩等水敏性强、水化严重井段，井壁更加容易垮塌，同时在裂隙层易存在失返性漏失，极易造成井下事故。

(2) 取心钻进安全风险高，岩心采取率要求高。钻探目的层为含气层，地层压力不明，在取心的过程中，下部钻具组合需要安装内防喷工具，这将导致常规取心作业时，钢球无法投入到取心钻具上球座，增加了取心时割心难度。此外，根据设计要求，该井岩心直径≥80 mm，平均采取率≤85%，岩心采取率要求高。

(3) 井控技术亟需提高，安全隐患大。在油气钻井领域，井控工作是钻井工作的重点，特别是作为一口页岩气探井，面临的井控压力更大。由于以往固体矿产勘查过程中，多采用机械岩屑钻机，钻探目标区别很大，基本没有设计井控工作，在技术、装备和人员上存在着先天不足，因此在钻井的过程中，如果钻遇高压气层，快速控制井口难度大，施工安全难以保障。

(4) 需要高性能的冲洗液体系。该井在钻井过程中，首先要解决因冲洗液引发的井壁水化膨胀难题，其次就是针对漏失和失返性漏失地层，能进行随钻堵漏。特别在发育大量裂隙的目的层钻进时，只能采取暂堵性堵漏措施，待完成钻进之后，再进行页岩气储层解堵工作，最大限度地保护储层。这些性能要求限制了部分封堵性材料的使用，却大大地提高了冲洗液体系的性能要求[4]。

(5) 其他难点。在钻井施工过程中，冲洗液漏失是常见的井下问题，如果堵漏不及时，将诱发一系列事故[5]。特别是在漏失较快或者发生失返性漏失时，如堵漏不及时，极有可能导致环空液面突然下降，环空压力瞬间降低；在页岩气储层钻进时，很有可能引发漏失转井喷的严重事故。因此，在页岩气钻进施工的过程中，必须对冲洗液的漏失和堵漏问题有足够的认识。

2 钻探工艺技术

2.1 钻探设备选型

钻探设备的选型在整个施工过程中至关重要，主要是根据孔深、最大钻具质量和遇阻后提升能力进行综合评估[6]。根据该井钻探目的、设计孔深(1 707 m)、设计终孔口径(215.9 mm，配用89 mm钻杆)，依据钻机负荷的能力大小，选用DB-3500型钻机(荷载能力1 350 kN)进行钻探施工，同时配备双闸板防喷器和液气分离器等相应的配套器具，以保证安全施工。

2.2 井身结构

井身结构是钻井工程重要的设计内容，合理的井身结构在大幅度节约成本的同时，能最大限度地避免各种井下事故，从而有效提升钻进综合效率[7]。根据该井的重要性和钻遇地层的实际情况，井身结构采用三开钻进形式(图1)，详细数据见表1。

图1 井身结构图Fig.1 Well structure diagram

表1 井身结构数据表Table 1 Table of well structure data

2.3 钻探施工技术参数

(1) 一开钻进技术参数(表2)。一开钻进设计井段0～70 m，实际孔深63.86 m。原则是封隔地表易漏、易垮塌层，建立井口。套管采用Φ339.7 mm、钢级J-55、壁厚9.65 mm的API套管。其重点工作是防斜，为控制井眼轨迹，采用塔式钻具组合，其钻具组合为：Φ444.5 mm三牙轮钻头+变径接头+Φ203.2 mm钻铤×3+变径接头+Φ177.8 mm钻铤×3+变径接头+方钻杆。

表2 一开钻进技术参数表Table 2 Table of first drilling technical parameters

在钻进过程中，采用垂直吊打，并且及时调整钻进参数，冲洗液使用膨润土—正电胶体系，便于封隔地表易漏、易垮塌层。在钻完地表后，冲洗液维护的重点是控制井壁垮塌和井漏，在冲洗液里加入适量的防塌剂适当提高其黏度，以降低失水量。起下钻过程中做到操作平稳，防止压力激动引起井漏。

(2) 二开钻进技术参数(表3)。二开设计井段70～1 002 m，实际孔深904.33 m。本段施工钻遇泥盆系云台观组下段和志留系纱帽组、罗惹坪组、新滩组。云台观组下段岩性主要为细砂岩，纱帽组和罗惹坪组地层主要为泥岩、粉砂质泥岩，新滩组岩性主要为粉—细砂岩。其钻进重点工作是防止泥岩和石英砂岩软硬互层导致的井斜和冲洗液漏失难题。在钻进过程中，需要及时调整钻压、钻速等钻进参数，冲洗液使用聚合物防塌冲洗液体系，密度为1.06～1.10 g/cm3，漏斗黏度为30～45 s,含砂量≤1%。在钻进过程中，根据实际情况及时调整冲洗液参数，如发生井涌现象时，在原有的基础上添加膨润土和羧甲基纤维素，提高钻井液的黏度；如发生漏失时，及时调整冲洗液配方，加入803堵漏剂。

表3 二开钻进技术参数表Table 3 Table of second drilling technical parameters

(3) 三开钻进技术参数(表4)。三开设计井段1 002～1 707 m，实际孔深904.33 m。本段施工钻遇志留系新滩组、龙马溪组和奥陶系上统五峰组、宝塔组。新滩组岩性主要为粉砂岩、细砂岩(中部含泥岩层，下部为页岩层)，五峰组岩性主要为页岩，宝塔组岩性主要为灰岩层。作为目的层，重要工作是页岩气层的取心和地层裂隙产生的漏失难题。冲洗液使用膨润土FA-367体系，密度为1.07～1.10 g/cm3，漏斗黏度为26～35 s,含砂量≤1%。设计的泥浆体系满足实际钻进需求。

表4 三开钻进技术参数表Table 4 Table of third drilling technical parameters

2.4 取心钻探工艺

咸页1井作为鄂西地区的一口页岩气调查井，本次取心则是采用常规取心技术。常规取心工具入井之后，都需要通过钻具将小钢球投入取心钻具上部球座，封闭取心内筒，从而避免高压钻井液冲蚀岩心。按照石油行业协会的规定，在高压高含硫区块进行钻井作业时，其下部钻具组合必须安装内防喷工具来保证施工安全，而这将导致常规取心作业时钢球无法投入到取心钻具上球座。针对此种情况，为了保证钻进取心的安全，本次取心采用了川7-5型(不投球)自动卸压取心工具，实现了下部钻具组合中安装内防喷工具的常规取心作业，有效保障了未知地层压力区块钻进取心的安全作业。

川7-5型取心工具[8]结构如图2所示,主要由岩心爪组合件、外筒、内筒、自动卸压机构、差值短节(或稳定器)、旋转总成(A型)、安全接头等部件组成。岩心爪组合件由卡箍座和卡箍组成。自动卸压机构由单流球座、梅花挡板和钢球组成(图3)，通过取心内筒与钻杆内钻井液压差，迫使钢球上下运动来自动调节平衡内筒压力，从而有利于岩心进入内管，并能有效避免钻井液对岩心的冲蚀，同时也解决了使用常规取心钻具时的投球难题。旋转总成由轴承盒、轴承和心轴组成，其心轴能避开钻井液的冲刷，从而能提高其强度。川7-5型取心工具的主要技术参数见表5和表6。

图2 川7-5型取心工具结构图Fig.2 Structure drawing of Chuan 7-5 core-taking tool

图3 自动卸压机构Fig.3 Automatic pressure relief mechanism

表5 川7-5型取心钻具主要技术参数表Table 5 Table of main technical parameters of Chuan 7-5 type core drilling tools

表6 川7-5型取心钻具推荐取心钻进参数表Table 6 Recommended coring drilling parameters table for Chuan 7-5 type core drilling tool

本次取心井段位于孔深1 441.81～1 525.92 m，总计11回次，进尺84.11 m，岩心长83.04 m，平均岩心采取率为98.73%(取心情况见图4，取心数据见表7)，符合设计取心要求。本取心段钻头选型得当，有效提高了取心钻进效率，取心纯钻时间为39.83 h，钻进时效为2.11 m/h，钻头磨损不明显，与地层匹配度高，达到了预期钻探取心目的。

表7 咸页1井取心数据统计表Table 7 Statistical table of coring data from Well Xianye 1

图4 取心现场图Fig.4 Coring field drawing

2.5 井控优化技术

页岩气探井工程施工的重点工作之一是预防气井井喷。本次结合钻探实际情况，在不同钻井阶段使用不同的防喷器组合:一开钻进过程中，采用了FZ35-35液动单闸板防喷器；二开作为目的层，采用了2SFZ35-21手动双闸板防喷器。在方钻杆安装旋塞阀，对压力管汇、液气分离器、放喷管汇等关键井控设备进行优化，最终形成完整的井控设备体系。同时结合钻探工艺，借鉴石油行业标准，制订相关井控措施和标准，对从业人员进行推广和培训，并坚持每周进行一次防喷演习，提升防控安全意识[3]。

3 复杂情况及采取的技术措施

咸页1井在钻进过程中遇到的主要复杂情况为二开井段严重漏失和三开井段取心上部掉块(表8)。二开井段钻遇漏失地层后，及时调整冲洗液配方，加入堵漏剂堵漏，在尝试各种方式无效后，改为顶漏钻进，同时钻进至一定深度后，在钻杆底部捆绑密封塞下放到指定深度灌浆，观察钻杆内和环空内的液面变化，查找漏失点，最终证实漏失段在井深470～484 m、525～530 m、823～827 m。井内静态液面在井深136 m处，后期采用水泥浆分段堵漏，先堵下部，后做木塞架桥堵上部。用水泥分段堵漏成功后，下套管固井。

表8 钻遇主要复杂情况统计表Table 8 Statistics table of main complicated drilling situations

4 施工效果及分析

(1) 钻进时效分析。一开井段完钻井深63.86 m，进尺63.86 m，总时间为648 h(包含7月7—19日导管段固井、建方井、维修电机、安装一开防喷器等一开前整改工作312 h)，纯钻时间为172.17 h，平均机械钻速为0.37 m/h。二开完钻深度904.33 m，进尺840.47 m，总时间为1 392 h(期间等待泥浆和堵漏材料，反复堵漏)，纯钻时间为325.42 h，平均机械钻速为2.58 m/h。三开完钻井深1 545.33 m，进尺641 m，总时间为840 h(包含7天停工等待川7-5型的取心工具)，纯钻时间为228.33 h，平均机械钻速为2.81 m/h。钻井周期为120 d，钻机台月为4台月，钻机月速为386.33 m/台月，全井纯钻时间为725.92 h，平均机械钻速为2.13 m/h。

(2) 井身质量。咸页1井三维井眼轨迹如图5所示，垂直投影如图6所示，水平投影如图7所示。该井实钻井深1 545.33 m，0～1 000 m最大井斜1.73°，最大全角变化率为0.71°，最大水平位移为13.5 m，井径扩大率为0.77%，均满足设计要求；1 000～2 000 m最大井斜为4.87°，最大全角变化率为1.10°，最大水平位移为38.76 m，井径扩大率为3.56%，均满足设计要求。钻进过程中采用连续测斜仪进行井身质量监控，按每25 m测量一点并计算全角变化率、水平位移。