四川長寧頁巖氣井身結構優化探討

楊 哲，李曉平，萬夫磊

1西南石油大學2中國石油西南油氣田公司工程技術研究院

3中國石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院4國家能源頁巖氣研發（實驗）中心

0 引言

頁巖氣作為一種非常規油氣資源，做好井身結構設計與優化，是保障頁巖氣規模效益開發的基礎。在進行頁巖氣井井身結構設計時，除了滿足基本設計要求、后期大規模壓裂要求之外，還需要充分考慮區域地質特征、鉆井提速及井筒完整性要求［1］。根據頁巖氣開發的施工工藝特點，本文進行了長寧區塊頁巖氣井身結構設計與優化技術研究。

1 井身結構設計原則與考慮因素

1.1 井身結構設計原則

井身結構設計原則［2-4］為：

（1）滿足體積壓裂改造、完井作業、采氣工程及后期作業的要求。

（2）有利于減少井下復雜事故，保證鉆井施工安全。

（3）有利于保證固井質量。

（4）有利于提高鉆井速度。

（5）符合行業規范與標準。

（6）降低成本，提高效益。

1.2 井身結構設計應考慮的因素

井身結構設計應考慮的因素［5-9］為：

（1）上部疏松易漏地層及淺氣層對表層套管下深的影響。

（2）固井質量對井身結構選擇的影響。

（3）固井工藝、水泥環對套管尺寸、套管柱和井筒完整性的影響。

（4）綜合考慮地質復雜性，預留套管設計層次。（5）壓裂與生產對完井方式的要求。

1.3 套管層次

（1）表層套管。表層套管下入深度一般在30～1 500 m，水泥漿返至地表，用來防護淺水層受污染，封隔淺層流砂、漏層、礫石層及淺氣層。由于川渝地區一般為山地，表層套管下深受山地地形影響較大。

（2）技術套管。技術套管用來隔離井眼中間井段的易塌、易漏、高壓等復雜地層，起到封隔不同壓力系統和保護井壁的作用。頁巖氣示范區的技術套管主要用于封隔上部易漏、易塌地層，為目的層長水平段安全鉆井創造條件。

（3）生產套管。頁巖氣井的生產套管用于為壓裂、生產提供井筒環境。

2 頁巖氣井身結構設計方法

基于準確三壓力剖面的井身結構設計方法，主要參考SYT/5431—2017《井身結構設計方法》，但由于四川地區大部分為碳酸鹽地層，難以取得準確三壓力剖面，為了實現頁巖氣的有效開發，最重要的是滿足大規模體積壓裂改造、完井配產等要求。因此頁巖氣井身結構設計方法主要是以完井要求為基礎，結合地質復雜情況，綜合三壓力剖面及其他因素，確定套管必封點、套管尺寸等，最終設計形成合理的井身結構［6］。

2.1 考慮完井要求

（1）壓裂改造要求。根據預計施工排量、施工最高壓力、泵車參數等，綜合考慮選擇油層套管尺寸，再根據套管必封點情況反推技術套管、表層套管等尺寸；根據油層套管抗內壓強度、施工最高壓力，通過降低油層套管水泥返深，給上部油層套管留空間施加平衡壓力等。

（2）根據完井配產情況計算油管尺寸。

2.2 分析地層復雜情況

套管必封點的選擇必須分析總結地層復雜情況，如地層復雜能夠通過優化鉆井液、堵漏、精細控壓等工藝在可接受的周期、費用下解決，則可不下套管封隔，反之則需要下套管進行封隔。

2.3 建立三壓力剖面

目前主要基于物探、測井、巖石力學參數和地應力研究等資料，通過專用軟件，形成三壓力剖面，由于目前碳酸鹽巖三壓力剖面不準確，因此需要根據實鉆資料和實測地層壓力對軟件計算出的三壓力剖面進行修正，最終形成對井身結構設計具有指導意義的三壓力剖面。

3 長寧區塊井身結構設計

3.1 套管尺寸確定

結合長寧頁巖氣水平井地質條件和壓裂作業的需要，可以得到如下結論：

（1）從地層條件上看，由于頁巖氣儲層井壁易垮塌，不滿足裸眼完井。

（2）長寧頁巖氣儲層非均值性較強，采用分段裸眼完井不利于精細改造儲層。

（3）前期已完成井全部采用射孔完井，技術成熟可靠，而在頁巖氣水平井采用裸眼完井方式還沒有應用過。因此，長寧頁巖氣完井方式設計為射孔完井。因此，根據壓裂改造和完井配產要求，即可確定生產套管的尺寸，并反推出技術套管、表層套管等尺寸。

對于頁巖氣井，根據產量特點和增產措施綜合考慮，可以利用式（1）確定生產套管尺寸：

式中：Sp—生產套管的尺寸；

S1—從生產優化目的出發的生產套管尺寸（以最大產量為目標或以生產周期最長為目標）；

S2—滿足增產措施要求的生產套管尺寸（壓裂施工等）；

S3—滿足其他特殊工藝要求的生產套管尺寸（評價井、分支井等）。

利用上述方式，根據先導井試驗，經過不斷創新、優化高產井培育技術及施工提速技術，一類儲層鉆遇率可達95%以上，單井測試日產量5×104～50×104m3，使用?139.7 mm生產套管即可滿足需要。由此反推技術套管、表層套管尺寸分別宜選用?244.5 mm、?339.7 mm。

3.2 必封點確定

結合長寧地區基本地質特征，確定必封點：

必封點一：嘉二3亞段以上地層存在易漏層，飛一段～長興組地層鉆井過程中出現過氣侵、氣測異常情況，表層套管必須下至嘉二3亞段頂部，封固上部嘉陵江組易漏層，為下部鉆井可能鉆遇淺層氣做好井控準備［7］。

必封點二：棲霞組及以上地層易井漏，龍潭組易垮塌，韓家店～石牛欄組地層可鉆性差，下部龍馬溪組頁巖儲層段需超高密度鉆井液來平衡頁巖垮塌應力，技術套管需下至韓家店組頂部，封隔上部復雜地層，為韓家店組及以下地層安全鉆進創造井筒條件。

工程必封點：考慮長水平段水平井沒有鉆過，為確保鉆井成功，增加開發信心，早期曾考慮技術套管下至大斜度井段或水平井A點，以利于降低摩阻、扭矩，提高鉆井成功率。

3.3 三壓力剖面分析

根據長寧頁巖氣已鉆井實鉆資料分析（表1），并結合測井資料處理，建立了寧201-H1井地層三壓力剖面曲線，綜合預測長寧地區三壓力，見表2。該地區上部地層為正常壓力系統，目的層為超高異常高壓系統。

表1 長寧頁巖氣實測地層壓力

表2 長寧頁巖氣地層壓力預測表

3.4 井身結構設計方案優選

根據上述井身結構設計原則、頁巖氣開發要求、地層壓力系統和套管必封點，結合現長寧區塊實鉆經驗，提出兩種不同井身結構方案進行比選（表3）。

表3 井身結構方案比選表

方案一：?508 mm導管下至80～120 m左右，封隔水層及易垮塌層，避免地表水源污染（對于地表井漏風險較高的井，可采用?762 mm鉆頭鉆至50 m左右增下?720mm卷管，封隔井口附近垮塌、竄漏）；平臺第一口井?339.7 mm表層套管下入飛仙關組20 m左右，如果嘉陵江組未出現井漏、地層出水等情況，平臺后續井?339.7 mm表層套管下深可上提至嘉二1亞段，確保封隔嘉陵江組水層及破碎易漏層；?244.5 mm技術套管下至韓家店頂部20～30 m（垂厚），封隔上部易漏、易垮井段；?139.7 mm生產套管下至井底。

方案二：與方案一不同的是?244.5 mm技術套管下至水平井A點附近，封隔上部易漏、易垮井段，為水平段鉆進降低摩阻、扭矩創造條件，實現儲層專打；?139.7 mm生產套管下至井底。

針對上述兩種井身結構方案，分別從鉆井難易程度、鉆井成功率、鉆井速度、周期和成本等方面進行對比評價，推薦成熟應用的井身結構方案一。

4 長寧區塊淺表層套管下深優化

長寧頁巖氣示范區位于四川、重慶南部，地表水系發達，屬于典型的山地-丘陵地形喀斯特地貌。該地區淺表地層巖溶、地下裂縫和暗河發育，并且呈不規則分布，在勘探開發過程中會產生影響地下水的風險［10］。從近幾年的實際鉆井作業進行統計分析，主要表現為表層鉆井過程中，鉆井液易發生漏失，水資源保護壓力大。

筆者所在團隊利用井漏漏失統計分析明確了頁巖氣淺表具體的易漏地層和漏失類型，創新引入電磁法表層巖溶勘察，明確表層1 000 m內溶洞、裂縫和地下含水層具體位置［10］。

4.1 井漏統計優化方法

分析長寧頁巖氣地區表層地質特征，表層鉆井作業對環境可能造成的影響主要為污染地表水源和淺層地下水。導眼和一開鉆井過程中鉆井液漏失有可能造成地表水資源污染。

統計分析發現：漏失主要發生在須家河、嘉陵江組，漏失以中漏、大漏和嚴重漏失為主。

表層井漏主要以溶洞和裂縫漏失為主。由此可見，長寧區塊的須家河組、嘉陵江組、雷口坡組井漏嚴重，是重要的必封點。在進行井身結構設計和優化時，表層套管下深要滿足封隔須家河組、嘉陵江組、雷口坡等重要漏失層位的要求，實現漏失封隔成功率100%，減少后期作業發生嚴重漏失影響表層地下水。

4.2 電磁法巖溶勘探方法

為明確長寧表層地質特征，有效避免暗河、巖溶等地質復雜，降低井漏復雜率，開展了地層電磁法勘察研究，針對性地勘察表層裂縫、暗河、巖溶發育層，獲得了地下巖溶視電阻反演剖面圖［10］。結合地表地質調查將物探反演剖面中地層進行了大致劃分，根據視電阻率反演剖面的電性特征，以判斷平臺區域巖溶發育情況，在鉆井作業時應注意防范。

近年來，優化形成的井身結構方案已在長寧區塊推廣應用400余井次，為長寧頁巖氣綠色規模效益開發奠定了基礎。

5 結論

（1）根據頁巖氣開發的施工工藝特點，本文開展了長寧區塊頁巖氣井身結構設計與優化技術研究，分析了頁巖氣井身結構設計的原則和需要考慮的因素，設計了長寧區塊井身結構方案。

（2）在實踐過程中，為滿足表層環保鉆井需要，開展了井身結構優化研究，利用井漏統計分析方法和電法巖溶勘察方法，形成井身結構優化方案，有效降低鉆井難度，通過改變井身結構，保障鉆井安全，降低風險。

（3）優化形成的井身結構方案已推廣應用400余井次，為長寧頁巖氣綠色規模效益開發提供有力支撐。