深層頁巖氣水平井優快鉆井配套技術

王建龍，馬 凱，賈巍然，韓自立，柳 鶴，李 萍

（1.中國石油渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院，天津 300280；2.中國石油渤海鉆探工程有限公司第一鉆井分公司，天津 300280；3.中國石油渤海鉆探工程有限公司職工教育培訓中心，天津 300280；4.中國石油渤海鉆探工程有限公司國際鉆采物資供應分公司，天津 300280）

四川盆地頁巖氣資源豐富，是目前中國最主要的頁巖氣勘探開發盆地[1-2]。近幾年隨著勘探開發的不斷深入，逐漸向深層（埋深超過3500.00~4500.00m）邁進，也是今后一段時間內頁巖氣持續上產和穩產的主要領域。近兩年，川渝地區深層頁巖氣開發力度逐漸加大，然而深層頁巖氣具有井眼深、巖石可鉆性差、軌跡控制難度高、井底溫度高等難題，制約了安全高效鉆井[3-6]。為此，優化了井眼軌道控制技術，利用旋轉導向或“近鉆頭伽馬+螺桿+MWD”控制井眼軌跡，開展了減震推力器、同心式水力振蕩器、地面降溫等技術試驗，優化了鉆井液性能，優化了鉆井參數，形成了深層頁巖氣水平井優快鉆井配套技術，并進行了試驗，試驗效果良好，滿足安全高效鉆井需求，可以在川渝地區推廣。

1 鉆井技術難點

川渝地區埋深超過3500.00m 的深層頁巖氣，井深超過5000.00m、裸眼段長超過3500.00m、水平段長超過1500.00m，須家河組、茅口組、棲霞組等地層硬度高、研磨性，井下溫度超過140.0℃，目的層斷層發育、傾角變化大，給安全高效鉆井帶來了極大挑戰。分析認為，主要存在以下技術難點：

（1）井深、水平段和裸眼段長，摩阻高、扭矩大，對鉆井設備要求高。在井斜角超過45.0°井段易形成巖屑床，且不易被清除，加之儲層斷層發育，交界面處巖石易剝落，井下卡鉆風險高，處理難度大。

（2）須家河組地層石英含量高，膠結致密，硬度高、研磨性強，鉆具振動大，易發生斷鉆具事故；茅口組、棲霞組地層含燧石結核、黃鐵礦，硬度高、研磨性強，鉆頭易崩齒，機械鉆速低。

（3）儲層薄、斷層發育、傾角變化大，為了提高儲層鉆遇率，需要頻繁調整井眼軌跡，對井眼軌跡控制要求高，且軌跡多成波浪形，后續施工難度高。井底溫度超過140.0℃，循環溫度130.0℃左右，對鉆井工具、鉆井液等抗溫性能要求高，常規定向井工具難以滿足要求，故障率高，嚴重影響鉆井速度。

（4）目的層以龍馬溪黑色頁巖層為主，具有較強的層理結構，微裂縫和裂縫發育。鉆進過程中鉆井液沿微裂縫和裂縫侵入地層，使井壁易發生層間剝落，造成井壁失穩，提高鉆井液密度又會使微裂縫擴展，誘發井漏。

2 鉆井提速提效關鍵技術

2.1 提速提效工具及裝備

為了解決須家河組地層鉆具振動、茅口—棲霞組地層鉆研磨性強、定向托壓、高溫導致常溫旋導信號不穩定的難題，開展了減震推力器、同心式水力振蕩器、地面降溫系統試驗，取得較好的應用效果。

（1）減震提速技術。減震推力器是一種由多級活塞、芯軸、壓力顯示結構組成的液壓吸震工具，主要是利用螺桿鉆具或鉆頭的壓力降，給鉆頭施加柔性鉆壓，同時吸收井底軸向振動能量，保護鉆頭和鉆柱。從自流井—須家河組地層底部，全井段使用3 級結構的水力加壓器配合獅虎獸復合鉆頭。在?660.4mm 井眼直接與鉆頭連接，在?444.5mm 井眼中安放在螺桿鉆具之上[7]。

（2）振動減阻技術。同心式水力振蕩器是近幾年新研發的振動減阻工具，以多頭螺桿為旋轉動力，以同心盤閥為截流載體。主要由芯軸、碟簧組、馬達總成、撓軸、旋轉閥門系統組成，如圖1 所示。其中馬達總成由5:6 多頭螺桿馬達提供啟動旋轉閥門系統的動力；旋轉閥門系統由同心動閥和定閥組成。當鉆井液流經工具時，帶動馬達總成內部轉子轉動，帶動旋轉閥門系統內的動閥轉動，與定閥間的節流面積產生周期性的變化，產生周期性的壓力脈沖，在芯軸和碟簧組組成的振蕩部分形成周期性壓力波動釋放，從而實現整個工具規律的軸向振動[8-10]。該工具具有壽命長、振蕩力大、循環壓耗低的特點，振動頻率15~20Hz，產生40.0~60.0kN振蕩力，壓耗3.0~5.0MPa，一般安放在距離鉆頭150.00~180.00m 之間，可以降低25.0%的摩阻。?215.9mm 井眼在韓家店—石牛欄組以2.4°~3.0°/30m造斜率增井斜時，使用該工具可以有效提高定向效率；在石牛欄—龍馬溪組以3.0°~4.5°/30m 高造斜率增井斜角時，可以配合振蕩螺桿集成應用，降低摩阻效果更佳。

圖1 同心式水力振蕩器結構示意圖

（3）地面降溫技術。目前，川渝頁巖氣用旋轉導向工具耐溫性能一般在125.0℃~130.0℃之間，當井底循環溫度超過125.0℃開始出現信號傳輸不穩定、壽命短等問題，嚴重影響了鉆井時效。然而，耐高溫旋轉導向工具服務費用昂貴，且工具數量少，保障能力不足。為此，開展了地面鉆井液冷卻系統的先導試驗，該冷卻系統采取開式冷卻方式（圖2），主要由循環泵、換熱器、溫控系統、壓力系統、載冷劑箱、散熱器等組成，包含鉆井液和載冷劑兩個循環回路。工作原理是鉆井液從鉆井液循環罐中抽出進入換熱器，再注回到鉆井液循環罐中，而鉆井液的部分熱量通過換熱器被載冷劑帶走，由于現場條件和環保要求限制，現場采用水作為載冷劑，載冷劑水與鉆井液進行換熱之后，循環經過散熱器進行自然冷卻，再循環至換熱器與鉆井液進行熱交換。在現場試驗中，該系統從2號鉆井液循環罐抽出，冷卻后再注入3號鉆井液循環罐之中，與鉆井液進行混合后再注入井筒中，該系統的鉆井液處理排量約為0.8～1.5m3/min，在正常鉆井施工排量1.8m3/min的情況下，能夠將70.0℃的鉆井液降溫至40.0℃左右。

圖2 地面降溫系統流程示意圖

2.2 井眼軌跡控制技術

（1）?660.4mm 井眼。采用塔式鉆具組合，加入?228.0mm和?203.0mm鉆鋌，配合水力加壓器為鉆頭提供足夠鉆壓，同時減少鉆頭振動，防斜打直，確保上部井眼打直，為后續生產施工提供保障。控制鉆壓40.0~80.0kN，轉速40.0~60.0r/min，排量60.0~65.0L/s。

（2）?444.5mm 井眼。采用1.25°彎角?244.5mm中速螺桿+?436mm穩定器+MWD，既保證定向增斜時側向支撐力滿足增斜要求，又能起到穩斜作用。控制鉆壓120.0~160.0kN，轉速60.0~80.0r/min，排量60.0~65.0L/s。采用MWD 監測軌跡，測斜間距不大于30m，分離系數小于2的井段，測斜間距不大于10m。

（3）?311.1mm井眼。采用1.25°彎角?244.5mm振蕩螺桿+?305.0mm穩定器+MWD，螺桿自帶?308.0mm穩定器，同時MWD 之上加入隨鉆堵漏閥，提高堵漏效率。控制鉆壓120.0~160.0kN，轉速60.0~100.0r/min，排量55.0~60.0L/s。采用MWD 監測軌跡，測斜間距不大于30m，分離系數小于2 的井段，測斜間距不大于10m。跟蹤測點數據和地層自然漂移趨勢，及時采取措施糾正。結合地質資料和鄰井資料，優選機械鉆速高的地層或井段進行軌跡調整，提高軌跡控制效率。

（4）?215.9mm 井眼。采用大扭矩長壽命直螺桿+旋轉導向工具控制軌跡，配合TK56 PDC鉆頭，提高機械鉆速,控制鉆壓120.0~150.0kN，轉速100.0~120.0r/min，排量30.0~35.0L/s。當鉆進至五峰組、寶塔組，或者水平段軌跡調整幅度大，起下鉆困難或有卡鉆風險時，采用“近鉆頭伽馬+1.5°彎角振蕩螺桿（本體無穩定器）+MWD+水力振蕩器”，提高井眼軌跡控制效率和精度。控制鉆壓100.0~150.0kN，轉速40.0~60.0r/min，排量30.0~35.0L/s。實鉆過程中，結合地質導向指令實時調整軌跡，正常情況下水平段調整控制狗腿不超過3.0°/30m，結合伽馬值和巖屑元素分析，控制井眼軌跡在優質儲層內鉆進。

2.3 鉆井液控制技術

綜合考慮抑制性、抗高溫性、井壁穩定、攜巖能力等因素，?215.9 mm 井眼選用OBM 油基鉆井液，具體配方為：基礎油+25.0%~35.0% CaCl2鹽水+2.0%~3.0%BZ-OPE+1.5.0%~2.5%BZ-OSE+0.4%BZ-OWA+2.5%~3.0% Ca(OH)2+0.5%~2.5% BZ-OC+1.5%~2.5% BZOFL+0.2%~0.4%BZ-ORM+重晶石，根據油水比例的變化，調整基礎油、鹽水加量。具體鉆井液維護處理措施如下：

（1）強化井壁穩定性。控制油水比例（80∶20）~（95∶5）；水平段鉆井液含水量不大于5.0%，進一步降低自由水進入地層；同時有利于鉆井液流變性的調控，降低ECD。控制水相中氯化鈣濃度不小于25.0%，降低活度，控制水相活度平衡。補充加入主乳化劑BZOPE、輔乳化劑BZ-OSE、潤濕劑BZ-OWA，保持鉆井液具有良好的穩定性，減少自由水進入地層，保證ES大于800.0V。

（2）強化封堵性。保持體系中不同粒徑的封堵材料（BZ-OFL、BZ-OFL 復合納米型、細目鈣）含量，不同粒度分布封堵微裂縫，減少壓力傳遞；控制HTHP 失水不大于2.0mL。

（3）強化抗高溫性能。井底溫度異常140.0℃~150.0℃保持體系中抗高溫材料濃度，控制降濾失劑BZ-KLS-I含量1.0%~1.5%、抗高溫降濾失劑SMP-II含量2.0%~3.0%、BZ-FFT-I 含量2.0%~3.0%、抗高溫SN樹脂含量2.0%~3.0%。

（4）強化攜巖能力。采用油基泥漿流型調節劑調整鉆井液動切力，保證鉆井液動切力不低于8.0Pa、動塑比不小于0.5，以提高其攜巖能力。

3 現場應用

在2 口井中試驗了深層頁巖氣水平井鉆井提速提效關鍵技術，平均井深5808.50m、水平段長1955.00m，鉆井過程中未發生井下故障，機械鉆速6.31m/h，鉆井周期縮短至114.26d，整體效果良好，如表1所示。與未使用該項技術的井相比，機械鉆速提高14.70%，鉆井周期縮短6.71%。其中A井完鉆井深6180.00m，水平段長2010.00m，鉆井周期125.61d，創當時區塊完鉆井深最深、水平段最長、鉆井周期最短3 項記錄。B 井使用了地面降溫系統，自4300.00m開始使用地面降溫系統，井底循環溫度128.00℃，處理量0.8~1.5m3/min，設備入口鉆井液溫度76.0℃，出口溫度42.0℃，井底循環溫度降至124.0℃。當使用地面降溫設備鉆進至完鉆井深5437.00m 時，井底溫度高達128℃，基本達到常規旋導工具耐溫極限。

表1 深層頁巖氣水平井鉆井提速提效關鍵技術試驗結果

A 井?444.5mm 和?311.1mm 井眼自流井—須家河井段使用水力加壓器+獅虎獸鉆頭，總進尺384.00m，平均機械鉆速7.25m/h，與鄰井相比，機械鉆速提高32.0%以上；?215.9mm 井眼使用水力振蕩器，總進尺1734.00m，平均機械鉆速4.41m/h，與鄰井相比，機械鉆速提高18.7%。3476.00~4296.00m 使用旋轉導向控制軌跡，4296.00~6180.00m 使用1.25°振蕩螺桿（無穩定器）+水力振蕩器控制井眼軌跡，水平段長2210.00m、平均機械鉆速4.20m/h。施工中鉆遇三處斷層，進入寶塔組366.00m，地層褶皺較多，起伏變化大，地質導向下達調整井斜角指令46 次，水平段最大井斜角97.10°，增斜井段狗腿度在5.0°~8.0°/30m，水平段調整井斜角狗腿度在2.0°~3.0°/30m，未出現井下復雜，順利鉆達設計井深。

該井?215.9mm 井眼采用BH-OBM油基鉆井液體系，控制鉆井液密度2.23~2.27g/cm3、塑性粘度65.0~75.0mPa·s、動切力8.5~10.5Pa、高溫高壓失水1.0~1.5mL、油水比85.0~95.0/5.0~15.0、固相含量45%~50%、破乳電壓800.0~1450.0V，有效降低了井下摩阻，摩阻系數0.07，抑制了頁巖層水化膨脹，平均井徑擴大率3.17%，保證了安全高效鉆完井。

4 結論與建議

（1）深層頁巖氣水平井井眼深、裸眼段長，摩阻高、扭矩大，加之目的層龍馬溪頁巖易坍塌，井下卡鉆風險高，給安全高效鉆井帶來了極大的挑戰。井底溫度高，對鉆井工具、鉆井液等抗溫性能要求高。須家河、茅口、棲霞組等硬地層機械鉆速低，影響鉆井周期。儲層薄、斷層發育、地層傾角變化大，頻繁調整軌跡，軌跡控制難度高。

（2）深層頁巖氣水平井優快鉆井配套技術可以解決鉆井中存在的技術難題，尤其是鉆井提速提效工具及設備、旋轉導向軌跡控制、OBM 油基鉆井液等方面，實現了川渝深層頁巖氣藏的安全高效開發。

（3）為了達到更好的冷卻降溫效果，鉆井液冷卻系統下步的優化改進方向提高鉆井液處理量，同時采取增加散熱器的方式提升載冷劑的冷卻能力，另外要改善油基鉆井液在循環回路中的流動能力，避免發生管路堵塞問題。