小井眼鉆井技術在頁巖氣井的實踐與認識

龍志平 陳士奎 曹建山 丁錦鶴

摘要：隨著南川頁巖氣田的持續開發，井位部署逐步向地質構造復雜區拓展，鉆井難度及降本壓力也在逐漸增大。以JY20XHF井為例，該井前期由于二開鉆遇志留系小河壩組裂縫發育地層，與目的層龍馬溪組處于同一裸眼井段，存在“上漏下垮”現象。為實現該井高效完井，應用尾管封隔上部易漏層，采用152.4 mm（6 in）小井眼鉆進目的層。而小井眼鉆井存在環空間隙小、井下壓力波動大、井眼攜砂困難、定向工具面不穩及固井難度大等施工難題，為此開展了小井眼水力參數、軌道設計、高效鉆頭、鉆具組合、防漏堵漏、固井工藝等相關技術的優化與實踐?，F場應用表明，JY20XHF井152.4 mm（6 in）小井眼造斜段和水平段施工周期較設計周期節約24.1%，目的層鉆遇率達到95%。JY20XHF井小井眼鉆井的成功實施，為渝東南常壓頁巖氣水平井小井眼鉆井積累了寶貴的經驗，同時對后期該地區頁巖氣水平井井身結構瘦身優化提出了2套方案，可進一步開展工具優選與參數工作，以實現提速降本的目標。

關鍵詞：頁巖氣井；水平井；小井眼鉆井；井身結構；鉆具組合；堵漏；提速提效

With the continuous development of Nanchuan shale gas field， the well placement is gradually expanding to the complex geological structure area， and the drilling difficulty and cost reduction pressure are also gradually increasing.Taking Well JY20XHF as an example， a phenomenon of “upper leakage and lower collapse” was observed in the well， which encountered in the second spudin the Silurian Xiaoheba Formation with fractures that is in the same open hole section as the target layer Longmaxi Formation.In order to achieve efficient completion of the well， the liner was used to seal the upper leaky layer， and the 152.4 mm（6 in） slim hole was used to drill the target layer.However， there were some operational problems in slim hole drilling， such as small annular clearance， large downhole pressure fluctuation， difficult sand carrying of wellbore， unstable orienting tool surface and difficult cementing， so the optimization and practice of related technologies such as slim hole hydraulic parameters， trajectory design， efficient bit， bottomhole assembly， lost circulation resistance and plugging， and cementing technology were carried out.Field application shows that the operational period of kick off section and horizontal section of the 152.4 mm（6 in） slim hole in Well JY20XHF is 24.1% less than the planned period， and the penetration rate of target layer reaches 95%.The successful drilling of slim hole in Well JY20XHF has accumulated valuable experiences in slim hole drilling of shale gas horizontal wells in southeastern Chongqing City.Simultaneously， two sets of schemes for slimming optimization of shale gas horizontal well structure in this area in the later stage were put forward， and tool and parameter optimization can be further carried out to achieve the target of increasing speed and reducing cost.

shale gas well；horizontal well；slim hole drilling；wellbore configuration；bottomhole assembly；plugging；drilling rate and efficiency improvement

0 引 言

隨著南川頁巖氣田勘探開發的持續開展，在渝東南地區部署的水平井越來越多，目前該頁巖氣田已建成13×108 m3產能。由于該地區處于盆緣轉換帶，地質構造復雜、地層改造作用強、高角度裂縫及層理裂縫發育，所以鉆井過程中惡性漏失頻繁發生，其中平橋南斜坡構造區平均單井漏失次數超過7次，下部地層油基鉆井液漏失占比達50%以上。雖然采用各類堵漏方式，如橋漿擠堵、水泥固結堵漏等，但效果不佳，復漏率高，單井平均漏失油基鉆井液仍達到200～500 m3，部分井漏失量甚至達到1 000 m3以上，造成了嚴重的經濟損失［1-2］。油基鉆井液堵漏相比水基鉆井液對堵漏劑性能的要求更高，目前大部分堵漏材料在油基條件下不易膨脹和搭橋成網，堵漏效果較差，且耗時長、成本高［3］。

為有效解決南川頁巖氣田志留系裸眼段“上漏下垮”處理難及成本高的問題，從井身結構優化的角度考慮，在不改變開孔尺寸的前提下，增加套管層次以對上部惡性漏層進行封隔。綜合考慮降本，采用懸掛尾管的方式封隔漏失層，目的層采用152.4 mm鉆頭鉆進，有效解決了JY20XHF井的漏、垮問題。由于井眼尺寸的縮小，鉆井難度也隨之增大，為克服小井眼環空間隙小、井下壓力波動大、井眼攜砂困難、定向工具面不穩及固井難度大等施工難題，開展了小井眼水力參數、軌道設計、高效鉆頭、鉆具組合、防漏堵漏、固井工藝等相關技術的優化與實踐，取得了較好的提速效果，也為后期南川頁巖氣田水平井井身結構瘦身，實現提速降本提供了新思路。

1 主要難點分析

JY20XHF井是部署在南川區塊平橋南斜坡構造第一排的一口頁巖氣評價水平井，目的層為龍馬溪組，該井設計采用工區常用的“導管+二開”井身結構［4］：406.4 mm鉆頭（339.7 mm導管）+311.2 mm 鉆頭（244.5 mm表層套管）+215.9 mm 鉆頭（139.7 mm生產套管），設計井深為5 462.00 m，如圖1所示。因該區塊地質構造復雜，地層各向差異性大，鉆井過程中井下漏失、垮塌等復雜情況頻發，先后采用橋漿、凝膠、水泥等堵漏方式堵漏21次，但效果不佳。后期通過優化井身結構（如圖1b所示），增加1層尾管，對易漏易垮的志留系韓家店組和小河壩組地層進行封隔，采用152.4 mm小井眼進行目的層龍馬溪組造斜段、水平段的鉆進施工，下入114.3 mm生產套管。優化后JY20XHF井目的層垂深達到3 750 m，水平段長度達到1 500 m，而且是工區第一口小井眼水平井，因此在鉆進過程中面臨諸多嚴峻的挑戰。

由于該井垂深較深且龍馬溪組地層井壁穩定性差，施工中小井眼鉆井環空間隙小、鉆具強度低、定向困難等［5-6］特點顯得非常突出，給鉆完井施工帶來一系列難題，主要體現在以下幾方面：

（1）小井眼鉆井環空間隙小。鉆井難點表現為3點：①環空間隙小使得循環環空壓耗較大，井底循環當量密度高，導致低壓層極易發生漏失；②起鉆抽汲壓力相對較大，易引起溢流或井涌；③小井眼容積比較小，循環排量小，而使用的鉆井液罐較大，發生溢流和漏失不易及時察覺。

（2）地質構造復雜。龍馬溪組①、②號小層地層相對破碎，軌跡來回穿越易出現井壁垮塌，卡鉆風險較高。同時根據同平臺鄰井資料，該井龍馬溪組地層坍塌壓力、漏失壓力范圍較小，鉆井液密度窗口窄，漏垮同存風險高。

（3）井眼清潔難度大。JY20XHF井技術套管采用尾管懸掛，鉆具在表層套管、技術套管、裸眼段存在多個尺寸環空間隙。由于受泵壓、排量等限制，難以同時滿足各井段最小攜巖效果，所以井眼清潔難度較大。

（4）水平段長，軌跡控制難度大。JY20XHF井設計井深5 462 m，水平段長1 500 m。采用小井眼鉆井時，下部鉆具尺寸小、剛性差、重量輕、鉆具柔性大，定向鉆井鉆壓敏感性差，施加鉆壓范圍受到限制；鉆井時工具面不易控制，同時蹩鉆也不明顯，鉆井輔助時間長；鉆進過程中水平段后期鉆具極易發生屈曲，進而影響水平段延伸，使得軌跡控制難度進一步增加。

（5）固井施工難度大。主要體現在以下3方面：①152.4 mm井眼下114.3 mm（41/2 in）套管，環空間隙小，套管下入難度大；②由于地層承壓能力較低，環空間隙小、循環摩阻大、施工壓力高，施工全程注替排量受限，影響頂替效率；③采用油基鉆井液，井壁形成油膜，不易清洗和驅替干凈，影響二界面膠結質量。

2 鉆完井關鍵技術

為克服環空間隙小、井下壓力波動大、井眼攜砂困難、定向托壓嚴重及水平段鉆進期間漏垮同存等施工難題，從水力參數、鉆井液性能、工具優選、井眼軌跡、鉆具組合優化、防漏堵漏、固井工藝等方面進行了優化與實踐。

2.1 水力參數優化設計

對于水平井而言，水力參數優化的最主要目的是實現井眼環空清潔，從而降低井底循環壓耗、提高鉆速、降低卡鉆風險等［7-10］。相比常規鉆井，小井眼鉆井循環壓耗主要發生在鉆具和環形空間內，由于受到地面管線與地層的雙重限制，排量的選擇不但要考慮井眼清潔的要求，還需要考慮地層承壓能力，即水力參數優化需要綜合考慮最小攜巖排量和井底循環當量密度（簡稱ECD）。

2.1.1 最小攜巖排量

在鉆進過程中，由鉆頭破碎地層產生的巖屑隨鉆井液的流動不斷被排出井筒。在斜井段和水平段，巖屑在自身重力作用下易堆積在下側井壁上，從而形成巖屑床。如果巖屑床得不到較好的控制和清洗，將會造成諸多復雜情況發生。在鉆井液性能、轉盤轉速、鉆具組合等一定的條件下，通過加大排量能夠有利于提升鉆井液的攜巖效果。然而對于同一口井而言，不同井段的井眼尺寸、井斜角、鉆具尺寸等可能均不一致，所以每個井段環空無法形成巖屑床所需要的最小排量也不一樣。因此，需要分別計算出各個井段的最小攜巖排量，其對應的泵排量中最大的數據就是整口井所需的最小攜巖排量。

通過軟件模擬計算出各井段所需最小攜巖排量如圖2所示。由圖2可知，保證全井井眼清潔的最小排量為16.5 L/s。

2.1.2 井底循環當量密度

當JY20XHF井177.8 mm套管鞋承壓當量密度達到1.56 g/cm3時會發生漏失，即正常鉆進時套管鞋處ECD應控制在1.56 g/cm3以內。

該井使用152.4 mm鉆頭，通常配合使用88.9 mm鉆桿（接頭外徑127 mm）與127 mm鉆桿的復合鉆具組合，裸眼最小環空間隙理論值僅有12.7 mm。因而微小排量的變化、鉆柱的旋轉或起下鉆的抽汲或激動壓力都會引起當量循環密度較大的變化，也會大大增加井漏和井垮的可能性。同時，由于環空間隙小，若出現井壁垮塌，極易造成卡鉆。

根據軟件計算得到在鉆井液密度為1.49 g/cm3、排量為16.5 L/s時，井口、套管鞋、井底3個位置的循環當量密度（見表1）。

利用軟件計算不同排量下套管鞋處的循環當量密度如圖3所示。當排量達到24.00 L/s時，套管鞋處當量密度達到1.56 g/cm3，即在鉆井液性能不變的情況下，鉆井過程中最大排量不宜超過24.00 L/s，排量宜控制在16.50～24.00 L/s之間。

2.2 井眼軌道優化設計

2.2.1 最大井眼曲率計算

作為小井眼水平井的關鍵技術之一，管柱是否能夠安全下入關系到整個水平井施工的成敗。由于地質條件影響，小井眼水平井存在局部范圍內井眼曲率大于設計曲率的情況，在環空間隙小的情形下套管下入難度會急劇增加［11-13］。因此結合現場實際，對局部彎曲條件下小井眼內管柱通過能力進行了分析，重點針對裸眼段套管和鉆具的下入能力進行計算分析，從而初步確定合理的井眼曲率范圍，以保證施工安全。

（1）技術套管和生產套管通過相應井眼的最大曲率計算。

為保證水平井大斜度井段套管的順利下入，需要考慮套管管體允許的最大彎曲曲率的要求。根據套管允許最大彎曲曲率計算公式來計算不同套管型號的井眼曲率半徑，以此來優化、指導井眼軌道設計。下套管允許的最大井眼曲率計算公式為：

根據式（1），計算得出各開次下套管允許的最大井眼曲率如表2所示。從表2可以看出，套管型號的差異對下入井眼曲率的要求影響較為明顯。鋼級越高下套管允許的最大井眼曲率越大。另外，安全系數取值不同時，允許下套管的最大井眼曲率也不同。當C1、C2取值較大時，下套管允許的井眼曲率逐漸變小，而井眼曲率須隨之增大。

該井技術套管鋼級為N80級，對于215.9 mm井眼最大井眼曲率每30 m不宜超過8.6°，才可保證177.8 mm技術套管順利下入。生產套管采用TP140V鋼級套管，允許152.4 mm套管下入井眼曲率每30 m最大不超過21.8°。

綜上所述，該井二開和三開的井眼曲率每30 m分別宜控制在7.5°和7.7°以內，能夠同時保證動力鉆具和對應套管安全、順利下入。

2.2.2 井眼軌道優化設計

由于該井原設計井深為5 462 m，水平段長度達1 500 m，采用215.9 mm井眼能夠實現正常鉆進。但是采用152.4 mm井眼鉆進時，由于鉆具鉆具尺寸小、柔性大，水平段后期鉆進過程中鉆具極易發生屈曲，影響水平段延伸［14-15］（見圖4和圖5）。因此，需要對井眼軌道進行優化，計算最優水平段長及井深。

該井二開及三開井段設計采用“增—穩—增—穩—增—穩”6段制軌道剖面設計。其中第一增斜段設計每30 m采用5.0°造斜率進行增斜調整，第二造斜段每30 m采用5.5°進行增斜扭方位，第二穩斜段為177.8 mm技術套管下入位置。三開采用152.4 mm鉆頭進行后續的“穩—增（著陸）—水平段”鉆進。結合鉆具屈曲分析，采用152.4 mm鉆頭配合88.9 mm鉆桿（造斜段+水平段）與127 mm鉆桿（直井段）鉆進。當井深達到5 215 m、水平段為1 200 m時，鉆具屈曲達到臨界。優化后的井眼軌跡剖面如表4所示。

2.3 優選高效鉆頭及參數

鉆頭優選主要針對三開小井眼井段，鉆遇地層主要為龍馬溪組地層，該地層巖石可鉆性級值主要在4～5，硬度在600～1 500 MPa，研磨性指數在15～40，塑性系數在1.24～1.54范圍內，總體上屬于中等研磨性、高脆性、低塑性、中-中硬地層。鉆頭選型以PDC為主，具有較好的耐磨、抗震、保徑、定向穩定等性能，推薦刀翼數為5～6刀翼，切削齒大小為13～16 mm，水力參數設計利于井底清洗。同時結合前期鉆井施工經驗，分井段進行鉆頭合理選型，如表5所示。

2.4 鉆具組合優化技術

根據不同階段采用不同鉆具組合對JY20XHF井開展井眼鉆井作業。

（1）鉆具組合優化要求：①鉆具組合上部使用S135 127.0 mm鉆桿，下部使用S135 88.9 mm鉆桿+加重鉆桿，均為Ⅰ級鉆桿；②使用127.0 mm+88.9 mm鉆桿復合鉆具組合，保持88.9 mm鉆桿頂部在177.8 mm套管懸掛器以上100～150 m，盡量增大環空間隙；③造斜段底部推薦使用螺旋鉆鋌，以減小鉆鋌外表面與井壁接觸面積，減小壓差卡鉆風險；④進入水平段及易垮塌層前，進一步精簡鉆具組合，使用88.9 mm加重鉆桿代替鉆鋌，減小鉆具載荷。

（2）造斜段：全力造斜扭方位和配合地質找層，確保水平段平穩著陸。鉆具組合設計為152.4 mm混合鉆頭+1.5°螺桿（耐油基螺桿含扶正器）+88.9 mm 鉆桿+127.0 mm鉆桿。

（3）水平段：通過優化扶正器，在平穩控制井斜的同時提高復合比例。鉆具組合設計為152.4 mm PDC鉆頭+1.25°螺桿（耐油基螺桿不含扶正器）+88.9 mm鉆桿+127.0 mm鉆桿。

2.5 防漏堵漏技術

JY20XHF井在177.8 mm套管鞋處龍馬溪承壓當量密度僅能達到1.56 g/cm3，而鉆井液密度為1.49 g/cm3，因而鉆井過程中發生漏失的概率較大。由于采用油基鉆井液鉆進，若不采取有效的防漏堵漏措施，不僅會造成較大的成本消耗，而且會給鉆進帶來較高的安全風險。

為減少堵漏時間、降低油基消耗、提高鉆井效率，該井優化采用強封堵與隨鉆堵漏相結合的方式，在鉆井液中及時補充小顆粒堵漏劑來封閉井筒附近的孔隙和微裂縫，強化井壁，提高井眼承壓能力［16-17］。井漏發生后可通過適當降低排量來控制漏速。當漏速≤5 m3/h時，采用PreeLOSS防漏體系進行隨鉆堵漏；當漏速＞5 m3/h時，可以采用DUALLOSS堵漏體系進行堵漏施工；若發生井漏失返，開泵上提一個立柱后再停泵，吊管起鉆至套管鞋內，嘗試在循環井漿中加入大顆粒堵漏材料，如采用CURELOSS復合堵漏漿對漏失情況進行控制。

2.6 固井工藝優化

小井眼固井裸眼段環空容積小，循環摩阻大、施工壓力高，施工全程注替排量受限。同時該井存在多個環容段，環空返速差異比較大，影響前置液沖刷效果及頂替效率。為提高小井眼固井質量，從以下幾方面進行優化：

（1）合理設計扶正器的配置，裸眼段及177.8 mm（7 in）套管內使用整體式彈性扶正器，244.5 mm（95/8 in）套管內使用雙弓彈性扶正器，保證套管居中度，提高頂替效率。

（2）替漿時采用全井段清水，使水平段套管漂浮，提高套管居中度，保證施工的安全連續性。

（3）為滿足后期大型分段壓裂需要，優化漿柱結構，采用雙凝雙密度水泥漿柱。領漿采用防氣竄高強度漂珠低密度水泥漿體系，尾漿采用彈韌性防氣竄水泥漿體系。

（4）采用前置沖洗液、加重隔離液、后置沖洗液3級沖洗工藝，針對244.5 mm套管井段環空返速低的情況，增加洗油沖洗劑的濃度，增加化學沖刷能力，更好地驅除井壁和套管上的油膜和虛泥餅，確保水泥環與一、二界面的膠結強度。

（5）為降低循環摩阻，降低井下漏失風險，優化水泥漿返高至1 500 m，并控制領、尾漿密度低于鉆井液密度。

3 效果分析及降本應用

3.1 鉆井效果分析

JY20XHF井完鉆井深5 016.00 m，水平段長1 075.51 m，最大井斜角99.89°，最大水平位移1 377.71 m；小井眼鉆井周期24.29 d，較設計鉆井周期節約24.1%的時間。

使用3趟鉆完成造斜段和水平段施工，累計進尺1 489 m，平均機械鉆速達7.11 m/h。其中造斜段優選采用KPM1042RT混合鉆頭，成功解決了造斜段扭方位工具面不穩的難題，同時采取單根分段滑動方式，為下部水平段施工創造了良好的基礎。造斜段單趟進尺380 m，平均機械鉆速達到8.39 m/h。水平段優選采用五刀翼PDC鉆頭，配合長壽命螺桿單趟鉆最高進尺達到848 m，實現了使用螺桿鉆具2趟施工完水平段，目的層鉆遇率達95%，較旋轉導向工具大大節約了成本。

施工過程中排量控制在19.0～24.0 L/s；套管鞋處當量密度小于1.53 g/cm3（見表6），小于漏失當量密度，提高了水力參數的同時確保了井下作業的安全。

3.2 頁巖氣降本應用

南川頁巖氣田屬于常壓頁巖氣藏，部分井區產量較低，當前常規井身結構提速降本已到了一定的瓶頸階段。通過源頭優化井身結構，縮小各級井眼尺寸，不僅能夠實現上部大尺寸井段的鉆井提速，而且能夠降低鉆井管材和鉆井液的消耗、水基及油基鉆屑的排放和處理費等，還給鉆井降本帶來了新思路。

小井眼水平井鉆井技術在JY20XHF井中的成功應用，以及近期江漢油田部署在涪陵區塊的1口井身結構瘦身試驗井——焦頁108-S3HF井順利完井，實現科學降本300余萬元，應用表明，井身結構瘦身對國內頁巖油氣低成本鉆井具有很好的適用性，為后期南川地區常壓頁巖氣水平井井鉆井提速降本提供了范例。

3.2.1 井身結構優化方案

根據儲層改造工具要求，可采取2種瘦身方式進行試驗，生產套管采用139.7 mm和114.3 mm。以“導管+二開”制井身結構為例，提出2套井身結構優化方案，如表7所示。

表7 井身結構優化對比Table 7 Comparison ofwellbore configuration optimization

井段結構方案導管一開二開

鉆頭/mm套管/mm鉆頭/mm套管/mm鉆頭/mm套管/mm降本效果/%

常規結構406.4339.7311.2244.5215.9139.7

上部井段瘦身方案374.7298.4269.9219.1190.5139.79.50

全井段瘦身方案349.3273.1250.8193.7171.5114.322.00

從表7可以看出，2套井身結構方案均能實現一定程度的提速降本。上部井段瘦身方案是保證生產套管尺寸不變，對上部井眼尺寸進行縮小，可實現綜合降本9.5%左右；全井段瘦身方案是對所有井眼尺寸縮小，生產套管尺寸與JY20XHF井相同，可實現綜合降本22.0%。

3.2.2 提速配套工具

井身結構瘦身優化后，帶來對鉆頭、螺桿、水力振蕩器等提速工具尺寸及性能要求的變化。通過JY20XHF井小尺寸鉆井工具及參數應用效果評價，鉆頭、螺桿等工具適應性較好，可基本滿足井眼尺寸縮小后的高效鉆進，初步形成南川工區井身結構瘦身一體化工具組合，但仍然具有進一步優化提升的空間。

4 認識與建議

（1）JY20XHF井作為重慶南川工區第一口頁巖氣小井眼水平井，鉆井過程中所采用的技術措施保障了該井安全、順利成井，不僅在常壓頁巖氣水平井小井眼鉆井方面積累了寶貴的經驗，而且為后期南川地區頁巖氣水平井井身結構瘦身，實現提速降本提供了新思路。

（2）環空間隙小、水平段長、井下易掉塊、密度窗口窄等方面是頁巖氣小井眼水平井鉆井面臨的主要問題。通過優化井身結構、優化水力參數、優選鉆具組合、優化鉆井液性能和加強相關工程措施，可基本滿足南川頁巖氣小井眼水平井安全鉆井的需要。

（3）通過優選高效鉆頭，優化井眼軌道和鉆井參數可大幅提高小井眼鉆井速度，節約鉆井周期。

（4）提出了2套井身結構“瘦身”優化方案，建議在難動用區及復雜構造區選擇合適平臺，推廣井身結構瘦身在頁巖氣水平井的應用，進一步開展工具的優選和參數的優化試驗，降低鉆井成本，實現效益開發。

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第一龍志平，副研究員，生于1986年，2010年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，2016年獲中國石油大學（北京）油氣井工程碩士學位，現主要從事非常規油氣鉆井工程工藝技術研究工作，地址：（210019）南京市建鄴區。Email：longzphaha@126.com。