長寧頁巖氣小井眼鉆井技術可行性研究*

易 剛 張 恒 代 鋒 楊恒林 王 怡 付 利 王 元

(1.四川寶石花鑫盛油氣運營服務有限公司 2.中國石油集團工程技術研究院有限公司 3.油氣鉆完井技術國家工程研究中心 4.四川長寧天然氣開發有限責任公司 5.南智(重慶)能源技術有限公司)

0 引 言

頁巖油氣資源的規模效益開發是我國能源安全的重要保障，創新頁巖氣開發模式和工藝方法是降低頁巖油氣開發成本的主要途徑。在開發模式方面，目前長寧頁巖氣探索實踐了“日費制”鉆井承包模式，完鉆井平均單井鉆井成本(標準井)下降16%，單位鉆井成本由5 487元/m降低至4 500元/m[1]，該模式已成為推動長寧頁巖氣降本增效的重要方法。其次，在鉆井工藝方面，針對長寧頁巖油氣地質和開發特征，借鑒國外先進經驗，開展小井眼鉆井技術研究與應用將是進一步降低鉆完井成本的有效途徑，對于頁巖油氣規模商業開發和提高我國鉆完井技術水平具有重要意義。

小井眼鉆井技術是頁巖油氣勘探開發過程中節約鉆井成本的關鍵措施之一，有效應用小井眼技術可降低約30%的勘探開發成本[2]，而在邊遠復雜地區，成本降低比例可超過50%。美國在Haynesville、Marcellus和Eagle Ford這3個區塊廣泛應用小井眼技術[3-5]，通過縮小井身結構尺寸，結合配套鉆井工具和工藝，實現了鉆井提速提效，節能減排優勢明顯。此外，加拿大都沃內頁巖氣、白樺地致密氣均采用小井眼鉆井技術[6]。目前，國內各油田針對小井眼技術開展持續攻關，在鄂爾多斯神府區塊[7]、吐哈油田勝北區塊[8]、蘇里格南區塊[9]等應用小井眼鉆完井技術均取得了明顯效果；但目前仍處于小規模試驗階段，鉆井機械鉆速、水平段段長和建井周期等關鍵指標與國外成熟技術存在明顯差距。因此，為進一步縮減與國外先進技術差距，持續降低我國頁巖油氣開發成本，本文針對四川盆地長寧頁巖氣田地質工程特征，借鑒國內外小井眼鉆井技術成果，深入分析了長寧小井眼鉆完井技術實施難點，并充分考慮儲層改造和生產等后期措施，論證了長寧頁巖氣田小井眼鉆井的技術及經濟可行性。所得結果可為長寧區塊小井眼鉆井提質增效提供理論及技術指導。

1 國內外小井眼技術現狀分析

1.1 國外小井眼鉆井技術概況

以美國、加拿大為代表的北美頁巖氣水平井小井眼鉆井技術較為成熟，其代表性區塊小井眼水平段主要參數如表1所示。其中，美國Haynesville油田水平段井眼直徑由215.9 mm縮小到171.5 mm，選用?114.3 mm鉆桿鉆進，并通過提高井下儀器可靠性，優選高效PDC鉆頭，降密度控壓鉆井，設計特殊套管螺紋等措施，形成小井眼鉆井配套技術，實現水平段鉆井平均機械鉆速提高300%，30%的井實現一趟鉆完井，單井鉆井周期縮短30 d以上，單井成本降低超25%。2018年，Marcellus油田水平段開始采用?158.8 mm鉆頭鉆井，?114.3 mm生產套管完井。該油田約有78%的井水平段長度超過2 432 m，而井深超過4 256 m的井占比達18%，通過小井眼鉆完井技術，水平段的施工成本降低了69%。

表1 北美部分區塊小井眼鉆井水平段主要參數Table 1 Main parameters of slim hole horizontal wells in some blocks，North America

加拿大Duvernay區塊自2017年開始，三開采用?171.5 mm鉆頭鉆進，生產套管采用?139.7 mm+?114.3 mm復合管柱，最高鉆頭轉速255 r/min，平均機械鉆速范圍為16～25 m/h。2018年起，Simonette氣區采用小井眼鉆井技術，平均水平段長度超過3 000 m，平均鉆井周期降至26 d[10]。除頁巖氣區外，加拿大白樺地致密氣區同樣也采用小井眼技術降低鉆探成本。2015年前該區塊水平段井眼尺寸以?200.0 mm為主，2015年之后水平段井眼尺寸主要以?159.0 mm為主，平均機械鉆速提高了20%以上。2017年，白樺地致密氣區完鉆水平井14口，平均井深5 687 m，平均水平段長度3 349 m，單井平均鉆井周期僅14.38 d。

1.2 國內小井眼技術現狀

2013—2014年殼牌公司在富順-永川區塊采用小井眼技術完成10口井作業[11]，三開主要使用Smith公司的MDi513鉆頭和斯倫貝謝公司Archer導向工具鉆進，?165.1 mm井段平均長度1 999 m，鉆井周期18.90 d，平均機械鉆速7.6 m/h。2019年，中國海洋石油公司在鄂爾多斯盆地神府區塊開展了小井眼鉆完井技術的研究與應用[3]，同樣使用?165.1 mm鉆頭鉆進，采用?114.3 mm生產套管固井，共計試驗4口井，通過鉆頭優化設計、增強鉆井參數并配合提速工具等措施，平均單井鉆井周期僅13.97 d，最長單趟進尺2 128 m，并在該區塊首次實現“一趟鉆”。蘇里格致密氣區采用集成配套形成?152.4 mm小井眼優快鉆井技術，水平段采用?114.3 mm生產套管進行完井，2019年完鉆小井眼水平井56口，平均機械鉆速12.7 m/h，鉆井周期39.12 d，較2018年機械鉆速10.3 m/h提高了23.1%，鉆井周期縮短了23.7%。吐哈油田在勝北區塊致密氣藏勝北1101H井進行試驗，三開采用?165.0 mm鉆頭鉆進，?127.0 mm套管固井。與鄰井相比，該井水平段長度增加575 m，機械鉆速提高35.49%，鉆井周期縮短24.08%。

北美地區已通過應用小井眼技術實現了頁巖氣水平井水平段更長、機械鉆速更快、鉆井周期更短的目標，進一步降低了頁巖油氣鉆完井成本。國內部分油田小井眼鉆井技術試驗也取得了階段性成果，證明了研究小井眼鉆井配套技術的重要意義以及該技術在我國頁巖油氣規模化商業開發中的廣闊前景。

2 長寧頁巖氣開發現狀及難點分析

四川盆地川南深層頁巖氣儲量大、分布廣，勘探開發前景廣闊。其中，長寧-威遠作為我國國家級頁巖氣開發示范區，區內探明儲量超過1×1012m3，頁巖氣產量突破100×108m3，已成為我國主要的頁巖氣產區之一[12]。目前長寧區塊通過水平井軌跡優化設計、系統優化提速、一體化精準導向、井下復雜防治等一系列關鍵技術實現了中深層水平井的提速提效，平均機械鉆速已由初期的4.3 m/h提高至13.1 m/h，平均鉆井周期同比縮短約40%。2020年鉆井平均水平段段長超過1 700 m，但仍然存在以下難點[13-15]：

(1)川南地區歷經多期構造運動，斷層、裂隙發育，地質條件極為復雜，井漏風險高。2020年韓家店-石牛欄累計漏失鉆井液達1.29×104m3(其中油基鉆井液395.89 m3)，損失時間73.9 d，占三開損失時間的25.99%。

(2)水平段段長、機械鉆速等關鍵指標與北美先進技術水平還存在明顯差距。長寧區塊?215.9 mm水平井段機械鉆速與國外對比如圖1所示。2020年長寧威遠區塊平均水平段長1 688 m，鉆井周期75.0 d，目前進入提速瓶頸期。

圖1 長寧區塊?215.9 mm水平井段機械鉆速與國外對比Fig.1 Comparison of ROP of ?215.9 mm horizontal section in Changning block and that in foreign oilfields

(3)地表環境差，物料組織、運輸困難，且隨著環保要求的逐漸嚴格，鉆井廢屑處理等進一步提高了鉆井作業成本。

為進一步降低長寧區塊頁巖氣鉆完井成本，挖掘降本提速空間，并節約物料成本，探索試驗水平井小井眼鉆完井技術將有助于突破技術瓶頸，持續提高長寧區塊頁巖氣勘探開發效益。

3 鉆完井關鍵技術研究

3.1 生產套管選型

3.1.1 壓裂作業時井口壓力分析

目前長寧區塊水平段采用?215.9 mm鉆頭鉆進，?139.7 mm生產套管完井，若產層段采用小井眼技術鉆井[16]，完井可選用?127.0或?114.3 mm生產套管。本文以長寧某平臺H(儲層垂深2 650 m，井深4 600 m)為例，計算了在壓裂排量16～18 m3/min，最小水平主應力梯度0.023～0.030 MPa/m時，?114.3、?127.0和?139.7 mm生產套管的井口壓裂施工壓力，結果如圖2所示。圖2顯示，小尺寸套管在所計算排量條件下均滿足壓裂施工要求。

圖2 不同尺寸套管和壓裂排量時的井口壓力Fig.2 Wellhead pressure under different sizes of casing and fracturing displacement

3.1.2 生產壓力損失分析

為了解H平臺小井眼套管及油管生產過程中的沿程損耗，計算了氣液比為300、1 000、5 000及10 000條件下油套管壓力損失，油套管選型如表2所示，計算結果如圖3所示。由計算結果可知：相比?139.7 mm套管，在低氣液比條件下，使用?114.3 mm套管(內徑95.0 mm)生產時壓力損失增加0.77～1.59 MPa；使用?127.0mm套管(內徑101.6 mm)生產時壓力損失增加0.34～0.77 MPa；而在高氣液比時，2種套管壓力損失變化均較小，整體對氣井前期生產影響較小。由油管沿程損耗對比可知，與?60.32 mm油管(內徑50.67 mm)和?73.02 mm油管(內徑62.00 mm)相比，在高氣液比時使用?50.80 mm油管(內徑42.8 mm)生產時，壓力損失分別增加1.32～4.03 MPa、2.12～6.70 MPa，對氣井后期生產影響較大，可能造成生產困難。因此，在使用?114.3 mm套管完井時，優選?60.32 mm油管；使用?127.0 mm套管完井時，優選?60.32或?73.02 mm油管。

圖3 不同氣液比條件下生產壓力損失對比Fig.3 Comparison of production pressure loss under different gas-liquid ratios

表2 油套管選型結果 mmTable 2 Selection results of tubing and casing mm

3.2 井身結構優化

由于H平臺鉆遇韓家店組-石牛欄組地層，該地層漏失情況復雜且多發，所以針對該層位漏失情況，設計2種小井眼完井方案，如表3所示。當該層位井漏嚴重時，采用四開井身結構，一開、二開采用常規尺寸，三開下尾管封堵韓家店組-石牛欄組漏失層位，四開采用小井眼實施儲層專打；當該層位不發生漏失或漏失不嚴重時，采用三開的井身結構，整體瘦身。

表3 井身結構優化結果Table 3 Optimization results of well profile

3.3 鉆頭選型

地層可鉆性是評價鉆遇巖石鉆進難易程度的重要指標，同時也是鉆頭選型的重要依據，其表達式為：

Kd=log2Td

(1)

式中：Kd為地層可鉆性級值；Td為鉆頭在巖樣中鉆進一定進尺所用時間，s。通過室內微鉆孔試驗獲得地層巖石的可鉆性級值[17]。

聲波時差可反映地層巖石強度、硬度和彈性，建立聲波時差與巖石可鉆性的關系模型，結果如圖4所示。通過對試驗得到的可鉆性級值和巖心歸位后對應的聲波時差進行回歸擬合，建立利用測井曲線連續計算巖石可鉆性級值的模型，針對韓家店組、石牛欄組及龍馬溪組等地層實時分析地層巖石可鉆性和研磨性，從而指導個性化鉆頭的選型。

圖4 聲波時差與巖石抗壓強度和可鉆性擬合曲線Fig.4 Fitting curve of sonic differential time with rock compressive strength and drillability

通過巖石力學參數分析和可鉆性分析，優選適用于長寧區塊小井眼作業二開和三開的高效鉆頭。針對上部嘉陵江組-龍潭組可鉆性較好地層，優選五刀翼、中拋物線冠部輪廓、?16 mm復合片中等布齒密度鉆頭，增強鉆頭攻擊性，最大程度提高機械鉆速。針對二開下部茅口組—韓家店組可鉆性差地層，推薦采用?16～?13 mm復合片、五或六刀翼、高耐磨結構PDC鉆頭，適當減弱攻擊性，增強鉆頭耐磨和抗振性能。對于三開韓家店組-石牛欄組深部硬地層，設計優選?11～?13 mm復合片并配置有吃深控制結構的PDC鉆頭，增強鉆頭穩定性并保證鉆頭壽命。

3.4 鉆具組合設計優選

針對長寧H平臺開展鉆具組合優化設計，一開、二開仍采用常規?127.0 mm鉆桿，設計二開鉆具組合為：?241.3 mm PDC鉆頭+?172.0 mm/165.0 mm螺桿+止回閥+?165.1 mm無磁鉆鋌+無磁懸掛+?165.1 mm鉆鋌×8根+?165.0 mm隨鉆震擊器+轉換接頭+?127.0 mm鉆桿。

三開井段通過對比目前?165.1 mm/?168.3 mm井眼鉆進過程中配套鉆桿型號，結合水力參數分析、管柱受力分析和摩阻扭矩分析、接頭尺寸匹配等，對鉆桿尺寸進行優選評價。針對韓家店組-石牛欄組井段，為提高機械鉆速，選用雙扶螺桿鉆進，鉆具組合設計為：?165.1 mm/168.3 mm PDC鉆頭+?127.0 mm雙扶螺桿+浮閥+?120.7 mm無磁鉆鋌+MWD短節+?127.0 mm堵漏接頭+?101.6 mm加重鉆桿×19根+?120.0 mm隨鉆震擊器+?101.6 mm加重鉆桿×8根+?127.0 mm鉆桿；龍馬溪組井段選用旋轉導向鉆進，鉆具組合為?165.1 mm/168.3 mm PDC鉆頭+?120.7/?127.0 mm導向工具+?127.0 mm無磁鉆鋌+?127.0 mm直螺桿+?101.6 mm加重鉆桿+浮閥+?101.6 mm加重鉆桿×2根+?120.0 mm震擊器+?127.0 mm堵漏接頭+?101.6 mm加重鉆桿×3根+?127.0 mm鉆桿。

3.5 鉆井參數優化

鉆井參數優化是保證鉆井安全和提高鉆井速度的重要手段，主要參數包括鉆壓、轉速和鉆井泵排量。在一定范圍內，增加鉆壓有利于提高鉆井速度，但鉆壓過大會導致鉆柱發生屈曲，特別是對于小井眼用較小直徑的鉆桿，極易導致嚴重屈曲變形，影響鉆井安全[18-20]。造斜段-水平井段臨界屈曲載荷模型計算式為：

(2)

計算鉆桿在不同井深條件下的臨界屈曲載荷，從而得到不同鉆壓條件下的屈曲狀態，結果如圖5所示。

圖5 不同屈曲狀態在不同井深處對應的臨界鉆壓Fig.5 Critical WOB corresponding to different buckling states at different well depths

為避免鉆桿發生嚴重螺旋屈曲，二開井段優選鉆壓范圍為100～150 kN，三開井段鉆壓范圍為80～100 kN。轉速對鉆具振動、井眼清潔和機械鉆速均具有較大影響，頂驅轉速過高會導致鉆具振動劇烈，鉆頭磨損加劇；當頂驅轉速較小時，會導致機械鉆速降低，井眼清潔最小排量增加。二開井段以減輕井下振動、提高鉆頭行程鉆速為目標，并保證鉆頭具有足夠的破巖扭矩，優選頂驅轉速65～110 r/min。三開井段考慮減輕井下振動的同時還要提高井眼清潔效果，推薦轉速105～125 r/min。

由于小井眼井筒及鉆桿內徑較小，壓力損耗相對常規井眼增加明顯[21]，所以需要對小井眼鉆進過程中的水力參數進行設計優選。井眼清潔是水力參數設計的關鍵指標[22]，首先計算了小井眼鉆進時的最小攜巖排量，即理論上保持井底無巖屑沉積的最小鉆井液排量。定義無量綱參數N，即可得到最小鉆井液排量：

(3)

(4)

式中：N為無量綱參數；rh為井眼半徑/套管內半徑，m；rp為鉆桿內半徑，m；n為鉆井液流性指數；b為參考系數，b= 1-0.33n；Qmin為最小允許循環排量，m3/min；ρ為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；k為鉆井液稠度系數。

根據最小排量計算結果，可計算鉆井循環壓耗ΔpL[23]：

ΔpL=(Kg+Kp+Kc)Q1.8

(5)

式中：Kg為地面管匯壓耗系數；Kp為鉆桿內外壓耗系數；Kc為鉆鋌內外壓耗系數；Q為鉆井液排量，L/s。

壓耗系數的表達式如下：

(6)

(7)

(8)

式中：μ為鉆井液塑性黏度，Pa·s；L1、L2、L3、L4和d1、d2、d3、d4分別為地面高壓管線、立管、水龍頭、頂驅的長度和內徑，長度單位為m，內徑單位為cm；Lp為鉆桿總長度，m；Lc為鉆鋌長度，m；dpi為鉆桿內徑，cm；dh為井眼直徑，cm；dp為鉆桿外徑，cm；dci為鉆鋌內徑，cm；B常數，內平鉆桿取0.516 55，貫眼鉆桿取0.575 03。

計算得到長寧H平臺二開和三開井眼清潔所需最小排量分別為17.5和9.2 L/s。計算不同排量下系統循環壓耗，并結合鉆井泵性能，針對二開和三開井段優選泵排量和缸套直徑，結果如圖6所示。為實現強化水力參數要求，同時滿足螺桿等井下工具對排量的要求，在二開井段優選泵排量為35～40 L/s，此時對應的最大循環壓耗為28 MPa；在三開井段優選泵排量為15.0～17.8 L/s，此時對應的最大循環壓耗為40 MPa；鉆井泵缸套直徑均選擇額定排量與實際排量盡可能相近的120 mm缸套。

圖6 二開和三開井段泵排量優選Fig.6 Pump displacement optimization of the second and third spud in hole sections

3.6 下套管工藝優選

小井眼套管環空間隙小，套管與井壁接觸力大，導致套管下入過程中受到較大的摩擦阻力，為保證小井眼套管下入的安全性，進行套管下入技術優選評價。套管下入過程中摩擦阻力計算模型為：

(9)

式中：Fa為軸向摩擦阻力，N；Ft為周向摩擦阻力，N；FN為管柱接觸力，N；va為管柱的軸向速度，m/s；vt為管柱的周向速度，m/s；f為井眼摩擦因數。

不同裸眼段摩擦因數條件下，常規套管下入工藝的套管極限下深距離計算結果如表4所示。由長寧H平臺井深超過4 500 m可知，常規下套管工藝不能滿足要求，需要進一步開展旋轉下套管、漂浮下套管等特殊套管下入工藝的套管下入能力分析。

表4 常規下套管技術套管下入極限Table 4 Limiting depth for running casing in conventional casing technologies

假設上部開次套管段摩擦因數為0.20，裸眼段摩擦因數為0.35，不同套管下入工藝最大鉤載和最大扭矩計算結果如表5所示。考慮?139.7 mm(壁厚12.7 mm)套管上扣安全扭矩為8 240 N·m，因此優選漂浮下套管工藝。同樣以長寧H平臺井為例，井深4 600 m，水平段長1 500 m，生產套管漂浮下入時計算的最小漂浮長度為1 200 m。

表5 不同套管下入工藝大鉤載荷及旋轉扭矩Table 5 Hook load and rotary torque in different casing running technologies

4 經濟性評價

采用小井眼技術可節約鉆頭、井筒工作液、管材等材料費用，并縮短鉆井周期，但還需要考慮采用小尺寸旋轉導向、漂浮套管下入工藝、鉆具倒換等導致的成本增加[1，24]。按照小井眼鉆井預計節約11 d周期計算，全井筒瘦身可節約材料費用9.82%，節約巖屑處理、壓裂改造等費用6.46%，增加?215.9 mm井段小尺寸旋轉導向、下套管工藝費用4.66%，合計可節約成本11.62%；若只在?215.9 mm井段瘦身可節約材料費用8.55%，節約巖屑處理、壓裂改造等費用3.93%，旋轉導向工具和下套管工藝產生的費用與全井筒瘦身增加比例相同，合計可節約成本7.82%。

5 結論與建議

(1)北美頁巖氣水平井小井眼鉆井技術已發展較為成熟，國內部分油田也試驗了小井眼技術并取得顯著效果。實踐表明，小井眼技術有利于提高鉆井速度，并節約鉆完井物料和經濟成本，是進一步促進頁巖油氣效益開發的有效手段。

(2)針對長寧區塊H平臺開展小井眼鉆完井技術研究，通過生產壓力分析、鉆井參數和水力參數優選、套管下入方式分析等，確定該平臺對小井眼技術具有較好的適應性，應用小井眼技術可實現水平段專打將解決同一井段多壓力系統優快鉆井難題，且可縮短鉆井周期，節約經濟成本。成本分析結果表明，全井筒瘦身大約可節約成本11.62%；若只在?215.9 mm井段瘦身，可節約成本7.82%左右。

(3)目前國內小井眼鉆井技術相對北美Haynesville等油田應用規模較小，配套鉆完井理論及技術存在較大提升空間。建議針對我國頁巖油氣小井眼開發技術進一步開展研究，結合現場試驗，完善相關配套理論，為我國頁巖油氣規模效益開發提供借鑒。