國內深層頁巖氣鉆井難點及技術進展

王 健

（中國石化江漢油田分公司，湖北潛江 433124）

截止2019 年底，我國頁巖氣累計探明儲量1.81×1012m3，年產量突破150×108m3[1]，其中川渝地區志留系下統龍馬溪組勘探程度高、頁巖品質優異、儲層厚度大，是我國目前最主力的頁巖氣開發層系，也是我國未來頁巖氣增長的主體區域[2]。以江漢油田涪陵頁巖氣田為例，在借鑒北美頁巖氣成功開發經驗的基礎上，不斷探索、研究、試驗與推廣，江漢油田在鉆井方面形成了山地“井工廠”高效鉆井作業模式、水平井優快鉆井、三維長水平段井眼軌跡控制、適用于長水平段大規模體積壓裂下的固井以及鉆井液回收再利用等成熟的鉆完井配套技術，有效支撐了四川盆地頁巖氣的開發。隨著頁巖氣地質基礎研究的不斷深入，工程技術的不斷進步，四川盆地已經實現了中淺層頁巖氣（埋深＜3 500 m）的規模化商業開發，據悉2020 年涪陵頁巖氣田累計產量已突破300×108m3。

伴隨中淺層頁巖氣開發的不斷突破，頁巖氣勘探與開發已經向著3 500 m 以深的區域繼續前進。我國埋深3 500 m～5 000 m（壓力系數＞1.2）的頁巖氣儲量約3.6×1012m3，常壓地區（壓力系數＜1.2）儲量約2.8×1012m3，開發前景廣闊，主要分布于涪陵、威榮、長寧、昭通等區域。與淺層相比，3 500 m 以深的儲層TOC、孔隙度、脆性礦物含量略低，但其優勢在于儲層厚度大，同時深層頁巖氣通常具有地質條件更復雜、巖石力學性質變化較大、壓力系統多、不穩定地層分布廣、壓力高、溫度高等特點，這也給鉆井工程帶來了更大的困難與挑戰[3-5]。本文闡述了深層頁巖氣鉆井難點，并總結了近年來國內各單位對深層氣藏鉆完井技術的研究與進展，旨在為深層頁巖氣鉆井方案的優化提供借鑒。

1 深層頁巖氣地質特征

（1）深層頁巖氣地質條件更為復雜，地層層序增加。如涪陵江東區塊，鉆遇地層較焦石壩一期相比，地表露出地層增加侏羅系自流井組、珍珠沖組，三疊系須家河組、雷口坡組等陸相沉積層系，易發生井漏、垮塌的風險。

（2）地層可鉆性差、研磨性強。淺層陸相層系巖石硬度高，可鉆性差，如普光、元壩氣田陸相地層可鉆極值為5～8，其中須家河組以石英砂巖為主，硬度達8級；二疊系龍潭-茅口組巖性以灰巖為主，巖層軟硬交錯，二開采用牙輪鉆頭鉆進效率較低，使用PDC 鉆頭又會面臨抗沖擊性差的難題；棲霞-黃龍組地層研磨性強，容易磨損鉆頭外排齒和保徑，嚴重制約PDC 鉆頭使用效果和鉆井提速提效；志留系地層以泥巖為主，夾泥質砂巖，局部硅質含量高，如涪陵平橋區塊小河壩組含砂量高，可鉆性7～8 級，抗壓強度高，為中硬地層（硬度達6 級）。

（3）儲層埋深大，溫度高，壓力大。隨著氣藏埋深增加，溫度和壓力逐漸升高，四川盆地3 500 m～4 500 m深頁巖氣藏儲層主要為孔隙型，最高溫度155 ℃，最高壓力為97 MPa[6]。如威榮氣田深層頁巖氣目的層埋深為3 550 m～3 880 m，地層溫度為126 ℃～139 ℃，地層壓力梯度為2.02 MPa/100m，主力儲層地層壓力系數1.9～2.0[7]；丁山、南川區塊，深層龍馬溪組最大、最小主應力分別為85 MPa、80 MPa，地層溫度達140 ℃[8]。

2 鉆完井難點

2.1 井漏問題

頁巖氣地層地質年代古老，一般經歷多期構造運動，褶皺、斷裂、剝蝕作用頻繁，地形條件復雜，如長寧、涪陵頁巖氣田均為典型的喀斯特地貌，淺層溶洞、暗河、裂縫發育呈不規則分布，導管+一開鉆井過程中容易漏失，嚴重影響鉆進進度，制約鉆井成本[9，10]。統計了涪陵江東平橋區塊已完鉆井的漏失情況，可以看出鉆遇地層均發生了不同程度的漏失（見表1）。

從表1 可以看出，主要漏失層位為三疊系須家河、雷口坡、嘉陵江組以及志留系韓家店、小河壩、龍馬溪組，上部地層以溶洞性漏失和裂縫性漏失為主，中下部以裂縫性和滲透性漏失為主。其中鉆進過程中漏失占比達90 %以上，其余為循環、起下鉆、固井等工序發生漏失。

2.2 鉆頭與地層匹配性問題

鉆進過程中除了鉆壓、轉速、排量等工程參數外，鉆頭的磨損是影響鉆速的主要因素之一[10]。深層頁巖氣的鉆井對鉆頭要求更高，若采用常規的PDC 鉆頭鉆進，鉆頭磨損大，壽命短，需要頻繁起下鉆更換鉆頭，導致鉆井周期延長，影響鉆井時速。以涪陵氣田為例，二開井段嘉陵江-梁山組地層普遍具有較強研磨性，焦頁XX-4HF 鉆遇梁山組時，鉆時達71 min/m；小河壩組位于二開井段中下部，經韓家店組穩斜段鉆進后，鉆至小河壩組托壓嚴重，扭方位困難，觀察出井鉆頭，磨損部位主要為肩部。據統計，深層井機械鉆速較焦石一期相比下降40 %，鉆頭消耗增加3～4 只[11]。

表1 涪陵江東平橋區塊漏失統計表

2.3 井壁穩定性問題

頁巖氣井壁失穩問題一直是制約頁巖氣高效、安全開發的瓶頸之一。由于埋深的增加，頁巖層黏土礦物在各種綜合因素影響下形成高壓孔隙流體，當孔隙流體高于泥巖破裂壓力時，便會產生微裂縫[12]，通常深層頁巖氣儲層的層理及微裂縫較為發育。一方面，在頁巖以蒙脫石等黏土礦物為主的情況下，由于鉆井液的滲透作用導致頁巖水化膨脹，形成新的膨脹壓力，增加井眼周圍圈閉應力，導致井壁穩定性變差，另一方面，在頁巖以伊利石為主的情況下（頁巖水化膨脹性差），層理間細微裂縫處容易吸水，在毛細管作用下削弱巖石層面間的聯結力，使得井壁失穩。井壁失穩嚴重情況下會發生坍塌、掉塊甚至井眼報廢等鉆井事故，如焦頁10-2HF 井志留系井壁垮塌，填井重鉆，損失時間約20 d。

2.4 高溫高壓導致儀器失效問題

目的層埋深大、井底溫度高、鉆井液密度升高，易導致近鉆頭方位伽馬測量儀器以及旋轉導向工具故障，除了儀器損壞造成經濟損失外，儀器無信號、頻繁故障還會嚴重影響鉆井時效。如瀘州地區深層頁巖氣目的層溫度達130 ℃以上，H-2、LH-2、LH-3 等井均出現旋轉導向和隨鉆測井工具零件損壞報廢的現象[13]；威榮地區6 口井發生旋轉導向工具失效15 次[11]。

2.5 標志層不明顯，水平段井眼軌跡控制難度大

深層頁巖氣往往地質條件復雜且勘探程度不高，地震資料不夠精細，水平段地層傾角變化大、地質導向調整頻繁；隨鉆伽馬與上部地層相比變化不大，標志層不清晰、目的層不明確[14]，靶點垂深設計與實鉆差距較大，優質儲層鉆遇率受影響，影響三開周期。如涪陵江東區塊焦頁91-2HF 井（設計井深5 540 m），目的層傾角與實鉆不符，入靶后調整軌跡幅度大，水平段滑動鉆進占比達34 %，造成鉆井周期延誤；三開調整頻繁，調整次數達30 次；伽馬測量儀器信號缺失，共用5 趟鉆完成，三開較方案設計整體滯后27.58 d[15]。

3 主要技術進展

3.1 高效防漏堵漏技術

（1）針對淺層采用地球物理方法即電法勘探技術，通過電視法、電磁法視電阻率反演剖面，檢測地下溶洞、暗河，以達到避開漏失的高風險區域，為淺層鉆井設計提供可靠依據。針對淺層雷口坡、嘉陵江容易發生惡性漏失，一般采取清水強鉆的措施，簡化鉆具、依據周邊水源確定合理排量，迅速下套管完成封固。此外也可對先期檢測到的易漏層，提前加壓試漏，確定地層漏失的當量密度，將堵漏劑壓入地層，提高層位的抗壓能力。

（2）二開井段漏失量不大可采用強抑制性鉆井液隨鉆堵漏，失返性漏失一般采用膨脹性堵漏劑或者打水泥塞。三開井段可采用與油基鉆井液配伍的纖維、油溶性封堵材料對漏層進行堵漏，原理是在漏失層位形成高強度固體進行封堵，如長寧N209H22-10 井采用該技術后，堵漏時間由30.48 d 縮短為0.25 d[16]；針對部分井在龍馬溪組水平段溢漏同存，可采用控壓鉆井技術，減少復雜處理時間。

3.2 優化設計高效鉆頭

針對不同的地層巖性建立巖石可鉆性剖面，開展鉆頭的優化設計。

3.2.1 牙輪鉆頭 涪陵江東平橋區塊早期采用HJT53GK 型牙輪鉆頭進行二開鉆進，該鉆頭為勺尺型，露齒較高，攻擊性強，但抗沖擊性差。通過優選耐磨性強的切削齒材料、優化外排齒設計并降低切削齒高度，增加部齒密度后，研發了新型HJT637GL 鉆頭。該鉆頭抗沖擊性較強，提速效果顯著，二開龍潭-茅口組平均機械鉆速由3.52 m/h 提高到5.53 m/h，提高69.6 %。

3.2.2 PDC 鉆頭 常規PDC 鉆頭切削齒和齒穴是通過焊接技術進行結合，存在切削片利用率低和摩擦熱導致切削齒磨損的問題[17]，此外由于深層頁巖氣井井段長，常規PDC 鉆頭還存在定向托壓以及造斜率偏低的問題。經過不斷實踐，各氣田依據不同的地質條件，均研制了相應的PDC 鉆頭。威榮氣田從PDC 鉆頭的冠部輪廓、切削齒、刀翼和保徑等方面開展了選型及優化，W23-2 井一開（沙溪廟-新田溝組）采用5 刀翼鋼體PDC，平均鉆速29.02 m/h，較前期9.22 m/h 指標提高215 %，二開（自流井-須家河組）采用耐磨型6 刀翼胎體PDC 鉆頭，平均鉆速8.55 m/h，較前期4.09 m/h指標提高109 %，三開造斜段采用6 刀翼短保徑鉆頭，全井平均鉆速7.19 m/h，較前期提高78 %[7]。涪陵氣田采用的ADFR 鉆頭與改進前的DRT/DAR 鉆頭相比，優化了切削齒設計、強化內錐布齒密度和保徑設計，具有更好的攻擊性、耐磨性和抗沖擊性，在2019 年焦石壩施工的8 口井均使用一趟鉆完成飛仙關-龍潭組的鉆進；平橋181 號平臺在三開井段鉆穿濁積砂后采用了短保徑PDC 鉆頭，應用效果較好，平均機械鉆速達7.4 m/h～9.13 m/h。

3.2.3 混合鉆頭 混合鉆頭比常規PDC 和牙輪鉆頭破巖效率更高、耐磨性優良、防托壓明顯，破巖過程溫度更低，破巖量大于單個PDC 與牙輪鉆頭破巖量之和，是目前鉆井方面提速提效的關鍵[18]。江鉆公司研制了抗沖擊性牙輪齒+斧型復合片切削齒的ADGR 系列混合鉆頭，特點主要有：（1）強攻擊性碎線；（2）內錐采用大后傾角、大齒間距，鼻肩部采用小后傾角、小齒間距；（3）特殊保徑設計并采用TSP 保徑齒；（4）規徑處加減震齒。該系列鉆頭在多口深層井應用效果明顯，江東區塊水平段平均鉆速10 m/h，平橋區塊184-2 井和185-3 井分別提速20 %和23 %。

3.3 試驗和推廣相配套的鉆完井工具

3.3.1 水力振蕩器 水力振蕩器可以減小鉆頭和井壁之間的摩擦力，讓鉆壓能及時、有效的傳遞到鉆頭上，減少鉆頭磨損、下鉆次數，提高機械鉆速[19]。涪陵氣田最初在焦頁17-3HF 井使用水力振蕩器解決了該井定向托壓嚴重、全井摩阻扭矩大導致難以施工的問題，不足之處是鉆進時泵壓較之前提高了2 MPa～4 MPa，后經過改進和攻關開發了具有壓降低、壽命長等特點的高效渦輪水力振蕩器，在江東區塊應用效果較好，機械鉆速提高20 %～38 %。

3.3.2 減震穩扭旋沖鉆井提速工具 一般輔助破巖工具只能抑制單一的鉆具震動，面對多種震動形式的復雜工況提速效果有限，如射流沖擊器無法抑制PDC 鉆頭憋鉆跳鉆、扭力沖擊器無法增加PDC 切削齒切入深度，基于此，中石化工程院趙建軍等[20]提出了一種減震穩扭旋沖鉆井提速工具，該設備兼顧沖擊、減震、穩扭等特點，能夠有效抑制黏滑和渦動并在井底產生沖擊和剪切混合破巖效果，保證鉆頭平穩、快速的鉆井，為深層頁巖氣鉆井提速提效提供了技術支撐。

3.3.3 螺桿鉆具 適用于深層頁巖氣鉆井的螺桿鉆具應具有耐高溫、耐油基、高鉆速、長壽命的特點，此外還可優化馬達線型以提高鉆井效率、改進機械傳動軸結構提高工具的可靠性，研發與旋轉導向系統配套的螺桿鉆具，以提高導向系統的工作效率[21]。

3.4 開發高性能水基鉆井液

油基鉆井液具有不易滲濾、頁巖吸液濾低、對頁巖表明性質改變小等特點[22]，是目前大多數頁巖氣田三開鉆進階段的首選。盡管油基鉆井液能很好的解決井壁失穩問題，但是隨著目前環保壓力逐漸增大，存在油基鉆屑的處理難度高、成本大等問題[23]。因此，適用于頁巖氣開發的高效水基鉆井液技術成為了目前的重點課題。

鄧虹等[24]以涪陵某區塊深層頁巖氣儲層為研究對象，優選了一套高效水基鉆井液，對其進行了耐溫性（140 ℃）、抑制性、潤滑性、封堵性、抗污染性評價，最終確定配方為：1.0 %膨潤土+0.15 %Na2CO3+0.2 %NaOH+0.2 %LV-PAC+1.5 %降濾失劑+5 %納米復合封堵劑+2.0 %高效潤滑劑+重晶石粉。現場應用情況：某井設計井深4 571 m，井身采用四開結構，該配方在四開井段過程性能穩定，未出現固相沉降、井壁失穩等復雜情況，作業過程順利，與鄰井采用的油基鉆井液相比，機械鉆速、摩阻、完鉆周期等工程數據相當，可滿足涪陵深層頁巖氣開發的鉆井需求。

林永學等[25]以聚胺抑制劑SMJA-1+KCl 復配作為抑制劑、以剛性超細碳酸鈣+納米封堵材料復配封堵劑、以極壓潤滑劑+高效潤滑劑復配作為潤滑劑，構建了具有強抑制性、強封堵性的高效水基鉆井液體系（SM-ShaleMud）。現場應用情況：該體系在威頁23 平臺3 口井完成三開鉆進，平均機械鉆速8.02 m/h，井眼穩定無垮塌，鉆頭切削痕跡表明鉆井液能夠抑制頁巖水化，完鉆上提鉆具摩阻較低，現場應用效果較好，單井油基鉆屑可減少500 t，具有推廣價值。

3.5 適用于深層頁巖氣的井眼軌跡控制技術

（1）采用高屏蔽聚焦伽馬定向開窗采集方法、磁偶極子跨螺桿鉆具信號傳輸方法、井下高分辨率快速掃描及大數據處理等方法形成了精細化的近鉆頭地層成像關鍵技術[26]；（2）采用耐油耐溫螺桿鉆具+抗溫175 ℃旋轉導向工具+MWD+近鉆頭伽馬測量儀控制軌跡，同時水平段輔以水力振蕩器+震擊器減少托壓卡鉆風險[27]，可確保深層頁巖氣優質儲層鉆遇率在95 %以上；（3）采用渦輪發電機+串聯雙電池組可確保MWD 單次入井時間達300 h 以上，降低電耗成本，減小起下鉆時間，提高效率[28]。

3.6 固井技術

針對氣井漏失、氣竄以及分段壓裂引起的套管環空帶壓問題[29，30]，一是研發了低密度水泥漿泡沫體系以及高彈韌性水泥漿體系[26，31]，其中水泥漿泡沫體系密度為0.85 g/cm3～1.60 g/cm3,抗壓強度8 MPa，彈性模量2.5 GPa～6 GPa，現場應用后發現單井節約堵漏時間7 d，固井質量優良率100 %；關于高彈韌性水泥漿體系，其最低彈性模量4.5 GPa，耐溫達140 ℃，能夠確保壓裂施工105 MPa 下的水泥環完整性，現場應用情況表明該體系可滿足丁山區深層頁巖氣固井技術要求。二是優選高效清洗液體系，可在短時間內對井壁進行清洗，提高第一二界面膠結強度，改善固井質量。三是優化扶正器設計提高套管居中度。四是采用高強度密封膠塞技術和自修復水泥漿技術以治理因密封性被破壞引起的環空帶壓問題[32]。

4 結論及建議

（1）深層頁巖氣鉆井難點主要是地質條件復雜，鉆遇層序較多，淺層易漏失，鉆頭適應性差、井眼軌跡控制難度大、地層溫度高導致儀器失效等問題。

（2）設計高效PDC 鉆頭、推廣相配套的鉆完井提速提效工具、研發耐溫旋轉導向工具+精細化近鉆頭測量技術、研發環境友好型高效水基鉆井液以及抗溫抗壓固井等技術是實現深層頁巖氣鉆井提速提效的關鍵。

（3）隨著埋深增加帶來溫度和壓力的改變，頁巖氣鉆井技術與方法也會隨之變化。下步建議：一是完善深層頁巖氣鉆井技術提速提效的理論，建立深層條件下井筒溫度、應力場變化模型，構建深層頁巖氣高效鉆井技術與方法；二是持續攻關“一趟鉆”技術，大力推廣鉆井新技術，在試驗中不斷優化、完善和改進，縮短鉆井周期、減少復雜事故處理、降低鉆完井成本實現深層頁巖氣的效益開發。