深層頁巖氣鉆井技術難點與對策

樊好福，臧艷彬，張金成，張海平

(1中石化中原石油工程有限公司鉆井一公司 2中國石化石油工程技術研究院)

在國土資源部頒布的地礦行業標準《頁巖氣資源儲量計算與評價技術規范》(DZT 0254-2014)中[1]，將深層頁巖氣定義為“儲層埋藏深度3 500～4 500 m的頁巖氣”，垂深超過4 500 m的定義為超深層。我國深層頁巖氣資源量巨大[2]，據測算，中國石化在川東南地區深層頁巖氣資源量高達4 612×108m3，主要分布于涪陵頁巖氣田江東和平橋、丁山、威榮、永川等地區。這些地區將成為中石化未來頁巖氣勘探開發的重點和熱點。

中國已在涪陵頁巖氣田焦石壩、長寧等區塊實現了中淺層頁巖氣的商業化開發，形成了3 500 m以淺頁巖氣優快鉆井技術[3-6]。但深層頁巖氣的地質特征與中淺層存在較大差別，目前深層頁巖氣鉆井仍面臨著機械鉆速低、鉆井周期長、成本高、套管變形等挑戰，無法滿足經濟有效開發要求。

為此，筆者在調研對比國內外深層頁巖氣鉆井技術的基礎上，總結分析了國內深層頁巖氣鉆井存在的技術難點，提出了針對性的技術措施，以期為深層頁巖氣鉆井技術方案的優化和鉆井提速提效提供指導和借鑒。

一、國內外深層頁巖氣鉆井技術對比

1. 國外開發現狀及鉆井技術

美國的Eagle Ford、Haynesville和Cana Woodford區塊[3-5]埋深深度3 500～4 100 m，壓裂后單井產量在5×104m3/d以上，平均鉆井周期35～55 d，鉆井成本250～450萬美元，獲得了經濟開發。國外形成了成熟的深層頁巖氣鉆井技術體系，主要包括以下5個方面。

1.1 井身結構

通常采用三開井身結構：一開鉆頭尺寸?342.9 mm，下入?273.1 mm套管；二開鉆頭尺寸?250.8 mm，下入?193.7 mm套管(直井段)，水泥返高1 000 m；三開鉆頭尺寸?171.45 mm，下入?139.7 mm套管，水泥返高2 000 m。

1.2 鉆井參數

為提高機械鉆速，鉆井過程中采用激進的鉆井參數。以?215.9 mm井眼PDC鉆頭為例，鉆壓200 kN，轉速110 r/min，最大頂驅扭矩可達25 kN·m，排量33～35 L/s，螺桿壓降4～5 MPa。

1.3 鉆井提速工具

研發了AxeBlade斧式金剛石切削齒鉆頭、自適應PDC鉆頭、混合鉆頭、旋沖螺桿等先進的鉆井提速工具。AxeBlade鉆頭集成了常規PDC鉆頭剪切破巖和硬質合金鉆頭擠壓破巖的功能。自適應鉆頭是在鉆頭內設計有可伸縮切入深度控制裝置。混合鉆頭綜合了PDC鉆頭和牙輪鉆頭的技術優勢，適用于軟硬夾層和研磨性地層。

1.4 軌跡設計與軌跡控制

為提高定向鉆井效率，水平井造斜井段設計全角變化率(12°～15°)/30 m，造斜井段設計長度控制在200～300 m。為此，斯倫貝謝和貝克休斯公司相繼推出了高造斜率旋轉導向鉆井系統，其最大造斜能力范圍為(15°～18°)/30 m。同時研發了大彎角螺桿(彎角達到2.12°)、短彎螺桿以及鉆柱扭擺系統。

1.5 高壓頁巖地層鉆井液技術

一方面開發了高溫高密度油基鉆井液體系，耐溫180℃，密度1.8～2.1 g/cm3，油水比85/15～80/20，ES≥400 V；另一方面采用控壓降密度鉆井技術，降低油基鉆井液密度，實現鉆井提速。Haynesville Shale頁巖地層裂縫發育、地層壓力系數高，鉆井過程中，涌漏同存，鉆井速度慢。應用控壓鉆井技術后，鉆井液密度由1.98 g/cm3降低到1.78 g/cm3，機械鉆速由3.5～5 m/h提高到13～16 m/h，鉆井周期縮短49%。

1.6 生產套管固井技術

生產套管固井采用彈韌性水泥漿體系，部分井用泡沫水泥漿體系。水泥漿返至技術套管鞋以上1 300 m左右，壓裂施工時在技術套管與生產套管之間加20 MPa回壓，補償生產套管所受的內壓。生產套管選型為：外徑139.7 mm，鋼級P110，壁厚10.54 mm，無接箍內平氣密扣，抗內壓強度100.1 MPa，抗外擠強度100.3 MPa，抗拉強度3 377 kN。

2. 國內外鉆井技術對比分析

國內通過深層頁巖氣鉆井探索與實踐，取得了一定的成效和認識。

2.1 井身結構

國內在深層頁巖氣井主要采用“導管+四開”井身結構。一開鉆頭尺寸?609.6 mm，下入?476.25 mm套管；二開鉆頭尺寸?406.4 mm，下入?339.7 mm套管；三開鉆頭尺寸?311.2 mm，下入?244.5 mm套管，四開鉆頭尺寸?215.9 mm，下入?139.7 mm套管，各開次水泥漿均返至地面。井眼尺寸均比國外大，并且水泥漿均返至地面，這給鉆井提速提效帶來不利影響。

2.2 鉆井參數

國內受地面機泵條件、循環管匯、鉆具和鉆頭性能等限制，鉆井參數普遍比國外低。?215.9 mm井眼PDC鉆頭鉆壓8～10 kN，轉速50～60 r/min，最大頂驅扭矩10 kN·m，排量25～30 L/s，螺桿壓降2～3 MPa。

2.3 鉆井提速工具

研發了耐高溫等壁厚耐油螺桿(耐溫170℃，壽命150 h)、定向PDC鉆頭和水力振蕩器防托壓工具[6]，滿足了3 500 m以淺鉆井提速技術需求。適用于深層頁巖氣井的個性化PDC、高效輔助破巖工具缺乏。

2.4 軌跡設計與軌跡控制

軌跡設計造斜率一般為(4～6)°/30 m，較國外低，造成定向井段長。主要采用隨鉆伽馬+MWD+彎螺桿或常規造斜率旋轉導向進行軌跡控制，鉆井效率和精度低。

2.5 鉆井液技術

研發的油基鉆井液密度已達2.1 g/cm3，耐溫超過150℃，基本可滿足深頁巖氣鉆井需要，但是其綜合性能與國外相比仍有差距，特別是深層高壓頁巖氣地層主要采用過平衡鉆井，鉆井液密度偏高，尚未大面積應用欠平衡/平衡控壓鉆井技術。

2.6 生產套管固井技術

國內成功研發了彈韌性水泥漿體系和泡沫水泥漿體系，水泥漿返至地面。

二、深層頁巖氣地層特征與鉆井難點

我國深層頁巖氣主要集中在中石化的涪陵江東和平橋區塊、丁山、威榮、永川以及中石油的威遠等地區，深層頁巖氣全井平均機械鉆速4～5 m/h，鉆井周期普遍80 d以上。

1.深層頁巖氣地質特征

與涪陵頁巖氣田焦石壩區塊中深層頁巖氣相比，深層頁巖氣地層特征有：

(1)地層層序增多、上部地質條件更加復雜。深層頁巖氣隨著埋深的增加，所鉆遇地層層序增加，與涪陵焦石壩區塊相比，深層頁巖氣區塊上部增加了遂寧組-雷口組等地層，這些地層易出水、井壁易失穩。

(2)龍潭組-石牛欄/小河壩組地層巖石強度高、可鉆性差。深層頁巖氣與焦石壩區塊相比地層雖然相似，但是巖性變化較大。龍潭組—茅口組上部地層巖石強度增加，研磨性增強；志留系石牛欄/小河壩組出現研磨性砂層，硬度達到6級，塑性系數低于2級，研磨性強，可鉆性差。

(3)深部地層構造更加復雜，儲層預測精度低，實鉆與設計偏差大。四川盆地深部頁巖區塊構造較復雜，地層產狀差異較大，儲層標志層不清晰，地質預測偏差大。以涪陵頁巖氣田江東和平橋區塊為例，A靶點垂深實鉆與設計平均偏差達50 m，最大超過200 m。

(4)深層頁巖氣地層溫度和壓力高。隨著埋深增加深層頁巖氣地層溫度和壓力升高，丁山地區地層溫度90℃～120℃，地層壓力系數1.4～1.6，威榮地區地層溫度110℃～140℃，地層壓力系數1.7～1.9。

2.深層頁巖氣鉆井難點

(1)“導眼+三開”井身結構不能完全滿足深層頁巖氣安全鉆井需要。深層頁巖氣與中淺層相比，上部增加了遂寧組-雷口坡組等地層，地層穩定性差、易井漏，采用三開井身結構在導管和一開鉆井過程中多次發生井漏、井壁垮塌等故障，被迫填井。因此在丁山等地區深層頁巖氣井中多采用四開井身結構，增加了鉆井周期和鉆井成本。

(2)茅口-小河壩/石牛欄組等地層缺乏匹配的PDC鉆頭和提速技術，機械鉆速低。龍潭組-茅口組上部含硅質條帶及結核，局部含黃鐵礦；茅口組下部-黃龍組硬夾層多，小河壩組/石牛欄地層分布有石英砂層，PDC鉆頭磨損快。統計表明，深層頁巖氣井全井平均機械鉆速較涪陵焦石壩區塊降低了40%，PDC鉆頭消耗增加3～4只。

(3)深層頁巖氣水平井井眼軌跡控制難度增大。深層頁巖氣地質構造更加復雜，地層傾角變化大，標志層不清晰，地質預測偏差大，導致中靶困難，水平段軌跡調整頻繁，部分井托壓嚴重。焦頁89-1HF井因濁積砂標志層不清，3次上提A靶垂深，累計上提60 m，又將A靶垂深下調85 m，在100 m井段內，調整A靶4次，導致起下鉆3次，耗時50 h，機械鉆速不足2 m/h，僅為平均機械鉆速的1/4。

(4)深層高溫高壓造成旋轉導向和近鉆頭儀器故障率升高，影響鉆井效率。地層溫度和壓力高，鉆井液密度高，造成旋轉導向或近鉆頭測量儀器故障率升高。據統計，涪陵地區17口深層頁巖氣井中10口井發生了近鉆頭儀器故障23次。威榮地區6口井發生了旋轉導向儀器失效15次。

(5)頁巖地層壓力高、氣測顯示活躍，鉆井液密度高，影響鉆井施工效率。深層頁巖裂縫較發育，地層壓力高，水平段施工氣測顯示活躍，鉆井液密度高、流變性變差，造成循環壓耗增大、泵壓升高，排量受限，并嚴重影響機械鉆速、定向儀器和旋轉導向工具的壽命。

(6)部分區塊套管變形和密封失效問題突出。深層頁巖氣井壓裂施工壓力高，普遍在60～95 MPa，最大超過110 MPa，這給生產套管帶來極大挑戰。中石油威遠地區開發前期套管變形井占到總井數的50%以上，中石化威榮地區前期完井的6口井，有5口井發生了生產套管變形。

三、深層頁巖氣鉆井技術對策

1. 優化井身結構設計

應用高密度電法勘探、測井、鉆井、錄井等綜合技術手段[7-8]，弄清地表溶洞、裂縫的分布規律，明確地層出水、出氣以及壓力分布特征，將四開井身結構簡化為三開，并持續優化套管和鉆頭尺寸。通過上提技術套管下深、提高定向段造斜率等措施，將造斜點下移至技術套管鞋之下，定向段井眼尺寸由?311.2 mm縮小為?215.9 mm。

2.集成配套鉆井提速技術

2.1 研發和優選適用于茅口-小河壩/石牛欄組的高效PDC鉆頭

針對龍潭、茅口組地層研制抗沖擊牙輪鉆頭，提高切削齒的耐磨性和韌性，適當降低齒的高度。茅口組下部-黃龍組地層研制斧形齒PDC鉆頭，斧形齒受力面積小，將破巖方式由單一剪切變形變為切削+擠壓復合破巖，提高齒的結構強度和破巖效率；小河壩/石牛欄組地層研磨性較強，PDC鉆頭肩部磨損和縮徑問題突出，繼續攻關適用于小河壩/石牛欄組的混合鉆頭，提高單只鉆頭進尺和機械鉆速。

2.2 全面推廣“一趟鉆”技術

“一趟鉆”是指一個鉆頭一次下鉆打完一個開次的所有進尺。“一趟鉆”已經成為國外頁巖油氣水平井鉆井降本增效的重要途徑。2016年美國在俄亥俄州Utica頁巖氣產區鉆成了一口總井深達8 244.2 m的水平井，水平段長5 652.2 m，“一趟鉆”完成。Marcellus地區日進尺最快達1 774.2 m，單趟鉆進尺達4 597.6 m。近期完鉆的深層頁巖氣井丁頁5井實現了水平段“一趟鉆”，水平段長 1 635 m，平均機械鉆速6.59 m/h，施工時間同比縮短36.57%。

3. 優化井眼軌跡控制工藝

3.1 優化井眼軌跡

采用“雙二維井眼軌跡”代替三維井眼軌跡設計[9]。與三維井眼軌跡設計相比，雙二維井眼軌跡提高了造斜點深度、增大了直井段鄰井間距，降低了防碰風險；在兩個鉛垂面內只有井斜變化沒有方位角變化，避免了常規三維水平井的大量扭方位作業。

3.2 合理優選軌跡控制方式

針對深層頁巖氣井旋轉導向和近鉆頭工具故障率高、費用高，且工具仍處于供不應求的局面的問題，在地質情況簡單、傾角平緩的井或井段優先使用“隨鉆伽馬+MWD+彎螺桿”導向方式，在傾角變化復雜的地層使用旋轉導向工具。

3.3 應用高造斜率螺桿鉆具

短彎螺桿是指螺桿鉆具彎點距離轉子輸出端的距離較常規螺桿短的一種新型螺桿。常規單彎螺桿的彎點距離1.5～2.0 m，短彎螺桿彎點距離為1.0～1.2 m。因此，在彎角相同的情況下，可獲得更高的造斜率，從而減少滑動鉆進進尺。該工具在焦頁184-4HF井試驗井段3 292～3 540 m，純鉆時間41 h，進尺248 m，其中定向進尺113 m，復合進尺136 m。應用表明，1.25°?172 mm短彎螺桿平均造斜率為0.31°/m，較常規螺桿提高了105.49%。

4. 應用控壓鉆井技術降低水平段的鉆井液密度

針對深層頁巖氣鉆井液密度高，機械鉆速低的問題，采用控壓鉆井技術降低鉆井液密度，可顯著提高鉆井速度。元壩地區在元壩10井等5口井實施了控壓降密度鉆井技術，平均機械鉆速同比提高了26.4%～47.4%。焦石壩區塊在焦頁49-3HF井、焦頁33-4HF等進行了控壓降密度鉆井技術試驗，應用后鉆井液密度降低了0.08～0.11 g/cm3，機械鉆速同比提高29.89%，復雜時效降為零。

5. 優化套管柱設計和防控措施

深層頁巖氣生產套管變形問題突出，目前對套管變形原因認識尚不明確。相關學者研究認為，引起套變的可能原因為：①壓裂過程中造成的地層剪切滑移；②壓裂過程中井筒壓力急劇變化可能導致套管疲勞損傷發生套變。以威頁23-1HF井為例，第1段在測試壓裂實施變排量瞬時停泵壓力測試，短期內5次突然停泵，井口泵壓變化52 MPa；第1段加砂壓裂過程出現砂堵，瞬時高壓達125 MPa，超過了套管抗外擠強度，瞬時停泵引起的水擊效應造成套管變形。但是中石化威遠地區套變位置與裂縫發育情況、地應力、應力差、固井質量、井眼曲率等關系不明顯，呈現與中石油威遠地區不同的失效特征，需要開展專題攻關研究。

四、結論及建議

(1)深層頁巖氣地質和構造條件復雜、地層可鉆性差，井身結構和PDC鉆頭適應性差、軌跡控制困難、旋轉導向和近鉆頭儀器故障率高、鉆井液密度高、套管變形問題突出是深層頁巖氣鉆井面臨的主要技術難題。

(2)高效PDC鉆頭、旋轉導向工具/近鉆頭測量儀器等技術仍是制約深層頁巖氣高效鉆井的瓶頸技術，亟待攻關突破；分井段鉆井提速技術、控壓降密度鉆井技術、“一趟鉆”鉆井技術是實現深層頁巖氣鉆井提速的重要途徑，建議加快試驗和推廣力度。

(3)中石化威榮地區深層頁巖氣套管變形規律不同于其他地區，建議開展專題研究，形成適合該地區的套管柱設計方法和套變預防與控制管理對策。