頁巖氣水平井卡鉆主要原因及預防對策

孫永興 范生林 喬李華

1. 中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 2. 樂山師范學院旅游學院

0 引言

四川盆地長寧—威遠國家級頁巖氣示范區目前已實現埋深3 500 m以淺海相頁巖氣規模化、效益化開發；但隨著該地區頁巖氣水平井段的延伸，管柱下入過程中摩阻、扭矩增大，易造成頻繁遇阻、卡鉆等現象。

該區已有的研究成果表明，下志留統龍馬溪組具有微裂縫、層理發育[1-2]、含黏土礦物、具脆性、坍塌壓力高等易塌特點，地層易塌是本區頁巖氣長水平段水平井鉆井易發生卡鉆的先天影響因素；彭碧強等[2-5]從頁巖組成出發，研究了用于頁巖氣水平井的防塌水基鉆井液體系，在現場應用較好地解決了因鉆屑水化造漿而造成的鉆井液黏度升高、密度升高等問題；田中蘭等[6-8]在研究該區實際鉆完井數據后，認為井眼受力變形是客觀存在的。這是該區頁巖氣水平井多次出現鉆井、通井、下套管過程阻卡頻繁，作業困難的根本原因。但井眼變形破壞又與時間和支撐井壁液柱壓力有關，目前由于研究不多，還沒有形成該區預防卡鉆的實用配套技術。

筆者從預防鉆井過程井眼力學變形角度出發，通過井身結構、井眼軌跡、鉆井液性能優化等技術措施，配套降摩減阻及提速配套工具，制訂了頁巖氣水平井防卡鉆技術措施，以期為該區頁巖氣長水平段預防鉆井卡鉆問題的解決提供可行的方案。

1 卡鉆主要原因分析

長寧—威遠頁巖氣地層具有微裂縫、層理發育，含黏土礦物，具脆性，坍塌壓力高等易塌特點[1-2]，地層易塌是本區頁巖氣長水平段水平井鉆井易發生卡鉆的先天影響因素，沉砂、垮塌等類型卡鉆情況如表1所示。

因水基鉆井液封堵、潤滑、抑制性能相對油基鉆井液差，威204H6平臺、長寧H13平臺龍馬溪組頁巖水平段使用水基鉆井液試驗，造成不同阻卡復雜。威204H6-1井水基鉆井液鉆至井深5 204.00～5 211.00 m，多次蹩停頂驅；劃眼扭矩18～32 kN·m，環空有憋泵現象，泵壓介于22～28 MPa波動，無法正常鉆井，后被迫倒換為油基鉆井液完成后續井段鉆進；長寧H13-6井水基鉆井液鉆進至4 313.00 m，起鉆異常困難，卡鉆，解卡后更換為油基泥漿完成后續井段鉆進，長寧H13-1井水基鉆井液完鉆后，起下鉆異常困難，被迫更換為油基鉆井液完成后續作業。

井身結構設計和井眼軌跡合理控制對頁巖氣長水平段水平井正常鉆完井作業非常重要，軌跡不光滑、狗腿度高等容易造成鉆井、通井、下套管過程中阻卡頻發，作業困難，嚴重影響鉆完井安全和施工效率。威202H1-1井由于?244.5 mm技術套管未將下二疊統棲霞組低壓易漏層段與龍馬溪組高密度鉆井液層段有效分隔，較低的鉆井液密度不能平衡龍馬溪頁巖段較高的坍塌壓力（頁巖段最高坍塌壓力在1.90 g/cm3左右），造成井下垮塌卡鉆。威204H6-6井鉆進至4 834.76 m，扭矩由14～15 kN·m↗19～20 kN·m，因扭矩增大，蹩停頂驅，卡鉆，處理無效，切割鉆具提前完井。

鉆井參數不合理易引起卡鉆。由于頁巖氣長水平段水平井鉆井具有易阻卡的特殊性，儲層鉆進時遇顯示后采取的常規壓井工藝措施，可能會因為壓井時間長、關井后鉆具長期靜置、鉆井液性能嚴重變化、巖屑重晶石沉淀等造成黏附、沉砂、井壁垮塌等不同形式的卡鉆。威204H4-5井采用壓井時間長，關半封防噴器后，鉆具靜置時間長達16 h；從停鉆到關井循環7 min，井內尚有巖屑（理論計算為0.1 m3），可能發生黏附或沉砂卡鉆；壓井后，油基鉆井液破乳電壓由540↘385 V，低于標準值400 V，破乳電壓低可能導致重晶石析出發生沉淀導致卡鉆。

表1 長水平段水平井鉆井發生卡鉆統計表

卡鉆井大量采用PDC＋螺桿＋鉆鋌＋加重鉆桿等滑動定向鉆具組合鉆進，該組合鉆出井眼為螺旋形，長水平段作業中管柱摩阻、扭矩大，加上頁巖儲層的易碎、易垮特點，容易發生阻卡復雜；且鉆具組合中未配置隨鉆震擊器，遇阻、卡后，不能及時、有效的震擊解卡。

2 長水平段鉆進防卡鉆技術措施

水平井鉆井技術已是四川盆地頁巖氣常用開發技術[9-11]，長水平段水平井卡鉆主要影響因素，從鉆井液性能優化、井身結構優化、降摩減阻鉆井工藝、鉆井參數優化、壓井防卡鉆工藝等方面開展防卡鉆技術對策研究。

2.1 鉆井液性能優化

預防下志留統龍馬溪組頁巖垮塌，除了合理設計鉆井液密度，另外一條重要的途徑就是提高封堵效果，針對部分井龍馬溪組水平段儲層裂縫發育，水基鉆井液封堵性能難以滿足要求的特點，通過室內實驗，在水基鉆井液基漿中優選加入2%Soltex瀝青類封堵材料，2%微米石蠟，配合1%～3%不同粒徑剛性粒子，大大增強鉆井液的封堵性能，且不會對鉆井液流變性造成較大的影響。

2.1.1 水基鉆井液穩定性控制

針對水基鉆井液[2,12]在頁巖氣長水平段鉆進后期劣質固相大量侵入，流變穩定性控制難度大的難題，通過采用加入適量復合鹽抑制劑，配合優化封堵性能、加強固控措施，提高鉆井液流變性控制能力。

1）復合鹽抑制劑：通過多種復合鹽的作用，加強了水基鉆井液抑制性，巖屑滾動回收率大幅增加，劣質固相得到一定控制，調節了水基鉆井液的流變性，增強了水基鉆井液的穩定性。室內實驗數據如表2所示。

2）固控措施：鉆進期間100%使用振動篩。?215.9 mm井段選用200目及以上篩布；鉆進期間100%使用除砂除泥器；鉆進過程中堅持使用好高速和中速離心機，保證含砂量低于0.3%，如果含砂量過大，則增加離心機的使用時間。

2.1.2 油基鉆井液穩定性控制

針對油基鉆井液[13-14]在威204H4-5井出現破乳電壓值嚴重降低的情況，通過提高油水比、增加乳化劑等方式提高破乳電壓值，增強油基鉆井液穩定性，試驗數據如表3、4所示。

表2 復合鹽抑制劑性能室內評價實驗數據表

表3 油基鉆井液在不同攪拌時間下穩定性能數據表

表4 油基鉆井液加入不同量乳化劑后穩定性數據表

實驗表明隨著乳化劑的加入，油基鉆井液破乳電壓顯著升高，但加入少量乳化劑，對油基鉆井液的流變性影響很小，加入量增多時，對流變性影響較大，因此乳化劑加量應具體根據各井基漿情況，做室內試驗確定，確保在具有較高破乳電壓的同時，保證鉆井液具有良好的流變性能。

2.2 井眼軌道優化

針對前期威遠井區采用高密度鉆井液棲霞組鉆井易漏，與龍馬溪組放在同一裸眼段鉆進易造惡性井漏、垮塌卡鉆等復雜事故。結合本區塊上三疊統須家河組—下二疊統梁山組孔隙壓力系數，將244.5 mm技術套管下深由棲霞組頂部優化下至龍馬溪組頂，使棲霞組易漏層與下部龍馬溪組易塌層有效封隔[12]，為龍馬溪組高密度鉆井液安全鉆進提供井眼條件。

根據前期作業經驗[15-17]，為避免在大井斜角（40°以上）進行長段大幅度扭方位作業，以及造斜段、水平段狗腿度大造成鉆井管柱阻卡問題，通過“三維軌跡二維化”設計[12]，采用小井斜角消耗掉靶前橫向偏移距，在小井斜條件下進行扭方位作業，并嚴格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m，計算對比表明，同一口井，采用常規三維軌跡設計與“三維軌道二維化設計”對比，“三維軌道二維化設計”對比鉆柱最大摩阻同比優化前降低20%。

在軌道設計時采用“直—增—穩—降—增—水平段”井眼軌跡剖面。綜合考慮本平臺井位布局情況，為滿足地質靶區要求、降低威204H9-4井與平臺先期井的相碰風險，并有效避免在大井斜條件下進行扭方位作業，設計在井深70 m左右朝262°方向預增斜至井斜6°左右穩斜至784 m，再增斜至19°并穩斜1 450 m，后吊直鉆進至井深3 036.00 m向0.04°方向增斜中靶，然后穩斜完成1 500.00 m左右水平段，軌道設計嚴格控制造斜段狗腿度不大于8°/30 m、水平段狗腿度不大于3°/30 m。

2.3 防卡鉆主要技術措施

2.3.1 降摩減阻鉆井工藝鉆具組合優化

針對螺桿＋加重鉆桿等滑動定向鉆具井眼不光滑，作業摩阻、扭矩大，易阻卡，遇阻卡后，無隨鉆震擊器震擊解卡的問題，結合工區建設方要求，配置了高效隨鉆震擊器，優化組合，達到降摩減阻、防卡鉆的目的，威204H9-4井模擬計算表明，在井深5 200.00 m，密度2.10 g/cm3同等條件下，采用優化后鉆具組合如圖1所示，起下鉆摩阻降低2.26%～9.65%（圖2、3）。

2.3.2 鉆井排量優化

為保證提速效果，減輕鉆桿、套管磨損，根據國外頁巖氣實鉆經驗，結合現場頂驅控制轉數（50～100 r/min），確定頁巖氣長水平段優化排量為30 L/s左右（螺桿轉數約130 r/min），鉆柱＋螺桿復合轉數增加到200 r/min以上時，能達到高效破巖的效果。

圖1 鉆具組合優化示意圖

圖2 滑動定向鉆具組合模擬作業摩阻圖

圖3 旋轉導向鉆具組合模擬作業摩阻圖

2.3.3 轉速優化

根據軟件計算結果，在排量不能滿足攜巖要求時（圖4-a），增加鉆井轉數，可以使井底大尺寸井下鉆具組合（BHA）附近巖屑床厚度降低甚至消失（圖4-b），但其余大斜度井段，巖屑床厚度無法改變；而鉆井排量達到無巖屑床排量以上后，則井眼清潔基本不受轉速影響。

目前長寧—威遠井區現場頁巖水井段排量一般均在25 L/s以上，如圖5所示，已達到無巖屑床排量，本區鉆井頂驅轉速控制主要根據設備能力和提速需要綜合考慮，推薦頂驅轉速控制在50～100 r/min。

2.3.4 鉆壓控制

圖4 威204H9-1井井底大尺寸井下鉆具組合（BHA）附近巖屑床高度計算圖

圖5 威204H9-1井排量25 L/s、轉數40～120 r/min條件下巖屑床高度計算圖

鉆壓對井眼清潔的影響，主要是通過改變鉆壓來控制鉆時實現。軟件模擬計算表明：同等條件下，鉆時越快，環空巖屑濃度越高，越易形成巖屑床，所需要的攜巖排量更高；該區頁巖層段實鉆鉆時最快小于等于20 m/h，排量也在25 L/s以上。因此本區通過鉆壓控制鉆時，對井眼清潔影響不大。

鉆壓變化對井眼清潔的影響，還體現在鉆壓加大到一定程度，造成鉆柱屈曲后，鉆具在環空偏心度及鉆柱與井壁的接觸面積增加，增加攜巖難度。經校核，長寧—威遠頁巖井眼旋轉鉆進時，鉆壓超過140 kN會發生正旋屈曲，170 kN左右會發生螺旋屈曲。綜上所述，推薦鉆頭鉆壓介于80～140 kN。

3 現場應用效果

通過長寧H5和威204H9兩個平臺12口井試驗，威遠地區水平段鉆井期間平均單井降低阻卡時間1.57 d，降低通井、下套管時間2.18 d，即平均單井降低周期3.75 d，長寧地區水平段鉆井期間平均單井降低阻卡時間0.18 d，降低通井、下套管時間1.07 d，即平均單井周期減少1.25 d，試驗井累計降低周期30 d，有效降低了試驗井頁巖氣長水平段水平井阻卡等時間，提高了鉆井速度，為頁巖氣效益開發提供了重要參考。

探索形成的長寧—威遠地區頁巖氣長水平段水平井防卡鉆技術，為國家頁巖氣示范區大規模產能建設目標提供技術支撐。

4 結論與建議

水基鉆井液采用加入適量復合鹽抑制劑配合固控設備、油基鉆井液采用提高油水比、增加乳化劑等方式，提高了長水平井頁巖井段的封堵效果，有效控制了頁巖垮塌，降低了卡鉆事故。

井眼軌道設計優化為三維軌道二維化，應用帶高效隨鉆震擊器的鉆具組合，配合合理的鉆井參數控制機械鉆速，降低了鉆柱摩阻、提高了井眼環空攜巖能力、減少了巖屑床的堆積。

形成了以“鉆井液性能、井身結構、軌道設計、鉆井參數、鉆具組合優化等”為主體的頁巖氣長水平段水平井防卡鉆技術，水平井段阻、卡復雜事故得到了有效控制，為解決頁巖氣長水平段卡鉆難題提供了重要技術支撐。