四川盆地深層頁巖氣水平井優快鉆井技術
——以瀘203井為例

鄭述權 謝祥鋒 羅良儀 景 洋 唐 夢 楊瑞帆 鐘廣榮 王 軍 陳正云

1.中國石油川慶鉆探工程公司川東鉆探公司 2.中國石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術研究院

0 引言

1 儲層特征對鉆井的要求

瀘203井是中國石油天然氣集團有限公司在四川盆地南部瀘縣—長寧頁巖氣區塊部署的1口重點頁巖氣探井，設計井深5 529 m，實際完鉆井深5 600 m，目的層為下志留統龍馬溪組。設計埋深3 875～3970 m，超過長寧區塊的平均埋深 1 500～ 2 000 m，超過威遠區塊平均埋深500～1 000 m，屬超深頁巖氣井[5-6]。為了精確描述儲層，決定采用了先打直導眼再側鉆水平井的方式，在直導眼的?311.2 mm井段鉆進中選取井控安全密度、縮徑抑制密度和垮塌抑制密度3個最低密度中的最高者為安全作業密度，并根據井下情況的變化及時調整，實現上三疊統須家河組頂—下志留統石牛欄組頂近1 900 m進尺的優快鉆井[7-9]。直導眼的?215.9 mm鉆頭從石牛欄組頂鉆穿龍馬溪組，井深 3 867 m，鉆井液密度 2.12 g/cm3，充分穿越優質儲層，對儲層進行測井綜合解釋，打水泥塞進行水平井段鉆進。

筆者依據該井的實鉆資料，分析總結保障頁巖氣水平井鉆井井身質量、優質儲層鉆遇率、快速鉆進以及降低復雜事故率的技術做法，以期為頁巖氣優快鉆井提供借鑒。

1.1 鉆井如何保證水平段龍層有利儲層的鉆遇率，實現地質目的

采用近鉆頭方位GR及成像設備輔助導向，能準確判斷地層信息。從鉆前和完鉆模型對比來看，構造中部有一定的變化，鉆前根據二維地震建模地層下傾在4°變化，而實鉆地層由上傾變為下傾地層傾角在－3°到9°變化。

1.2 鉆井如何優質實現井眼軌跡，確保優質的井身質量

在鉆完直導眼后，需要依據儲層埋深、精確儲層展布解釋結果（圖1），選擇好側鉆點，才能滿足完井作業要求的井眼軌跡和提高側鉆效率，選用的導向工具、鉆具組合、參數匹配以及鉆井液性能是保證[10-17]。

圖1 鉆前地質導向建模圖

1.3 如何快速鉆井，有效地控制鉆井作業成本

側鉆段和水平段快速鉆井，需要設備的負荷大，尤其是泥漿泵要適應大排量、高泵壓的需要，鉆井液凈化系統也要與之適應。

在高中數學變式教學中，對課本習題的變式要有步驟的進行.比如，在講授完習題“一動圓與圓C1：(x+3)2+y2=1外切，與圓：C2：(x-4)2+ y2=8內切，求動圓圓心M的軌跡方程”后，可以將該題目變換為：已知圓C1(x+3)2+y2=1與圓C2(x-4)2+ y2=8，若動圓M同時與圓C1圓C2相外切，那么動圓圓心M的運動軌跡應該是什么？

2 優快鉆井綜合配套技術及其應用

2.1 優配鉆井裝備

該井使用7 000米電動鉆機：①配強機泵功率，配置3臺F-1600 HL大功率高壓泥漿泵，額定泵壓 52 MPa，額定功率 1 600 hp（1 hp=0.745 699 9 kW）；②配強鉆井液凈化系統，配置3臺GXL振動篩，振動頻率80 Hz，單臺處理量為60 L/s，篩布為160～220目；配備1臺一體機，處理量為240 m3/h；配置一臺中速離心機和一臺高速離心機，可控制鉆井液有害固含在0.2%以內，保證了井下動力鉆具的動力和井眼攜砂的需求以及鉆井液性能的凈化。

2.2 優快鉆井綜合技術

由于實鉆石牛欄組的粉砂巖可鉆性差，不利于造斜。綜合考慮龍馬溪組頂到優質儲層著陸點垂厚470 m，要確保順利著陸，預計造斜段長700 m，造斜率最大為 5.32°/30 m，故選擇龍馬溪組頂 3 340 m作為側鉆點（表1、圖2），既能滿足井眼軌跡和后續完井作業要求又能提高側鉆效率。

2.2.1 優選定向鉆具組合及應用效果

2.2.1.1 定向鉆具組合效果分析

自打水泥塞進行定向造斜側鉆開始，①采用了旋轉導向工具鉆進，從造斜點3 340 m到井眼軌道著陸點A點井深4 026 m（圖2），效果較好，有效地控制新井眼軌跡增斜率和光滑度。②中期水平段（表2）采用導向工具配合彎螺桿，鉆進時采用合理的鉆壓轉速，小范圍控制井斜變化，減少了滑動定向鉆進。③后期定向托壓嚴重，引入鉆柱扭擺系統（PIPE ROCK）[18-19]，啟動鉆柱扭擺系統后定向調整工具面快速，維持工具面的穩定效果好，即使一次性定向較長井段（大于10 m），也很少發生托壓現象，相對于常規只帶螺桿的滑動定向，采用鉆柱扭擺系統有效減少了定向輔助時間，同時定向時在高鉆壓情況下（100～110 kN）不托壓，提高了定向作業時效。④井深5 284.65 m后由于井下振動過于頻繁且儀器故障率居高不下，更換常規伽馬儀器導向鉆進，隨鉆測量設備的平均伽馬和近鉆頭伽馬值相比較，對薄儲層的信息采集準確度降低，給曲線對比分析判斷和地層判斷帶來了一定影響。通過定向鉆具組合的應用，實現了井眼軌跡的在優質頁巖儲層穿行的技術效果（表3）。

表1 井眼軌道剖面設計表

圖2 井眼軌道設計垂直投影圖

表2 不同井段工具儀器使用統計表

表3 實鉆靶點數據統計表

2.2.1.2 儲層實時追蹤

首次在該井使用了IPZIG近鉆頭伽馬測量系統實時追蹤儲層，伽馬測點距鉆頭0.82 m，對地層傾角判斷更為準確、提前。配合1.2 m近鉆頭井斜數據，依據鉆頭有上切、下切地層實時數據，鉆井工程師可快速下達降斜或增斜技術措施指令，確保及時追蹤產層，最大化穿越優質儲層。同時，近鉆頭工具配合扭擺系統使用，定向調整時效得到最大化，優勢得以最大發揮。該井實鉆龍優質產層垂厚僅2.0 m左右，近鉆頭儀器及時準確判斷地層傾角后，使用扭擺定向效果及時到位，控制軌跡在優質產層內鉆進，保證了優質頁巖層鉆遇率100%。

IPZIG近鉆頭伽馬測量系統為8扇區。圖3左側為近鉆頭伽馬解釋圖，對比4扇區旋轉導向工具，該工具繪制的實時地層解釋圖更加準確判斷地層上傾下傾情況，更準確計算出傾角變化值，據此實時結論確定下步軌跡調整措施。

圖3 瀘203井伽馬成像解釋成果對比圖

2.2.1.3 削減定向井工具振動的配套技術措施

該井鉆遇五峰組頂部致密巖性，導致鉆頭切削齒磨損嚴重或近鉆頭短節磨損嚴重，鉆時迅速變慢或工具信號失聯造成起鉆。出井后檢查近鉆頭短節表面存在較多橫向磨痕，深度1～2 mm，返廠后檢測內部元器件脫落，分析為井下振動過大導致內部元器件松動受損；此外螺桿轉子鍍鉻表面腐蝕較為嚴重，出現大面積坑洞，對應內部定子橡膠也有相應損傷。經不斷分析研究故障原因，采取了4項削減振動技術措施：①選用優質國內抗150 ℃高溫油基等壁厚螺桿，調整螺桿定轉子間隙，以改變不同溫度下橡膠膨脹系數，獲得較好適應性，延長螺桿使用壽命；②為減少井下工具振動，在底部鉆具組合中適當添加2柱加重鉆桿，同時借鑒本地區殼牌公司成熟經驗，引入貝克休斯雙排齒鉆頭；③去掉近鉆頭短節，降低螺桿負載及振動，選用了國外進口抗175 ℃高溫等壁厚油基螺桿，目的是延長入井螺桿正常使用時間及進尺；④訂制轉子涂層為碳化鎢的螺桿，降低螺桿腐蝕情況，進而減小定向井工具振動。

2.2.1.4 鉆井液體系的優選及應用

該井水平段高伽馬儲層段長，水敏性極強，綜合分析鄰井資料，決定選用密度2.17 g/cm3的油基鉆井液進行四開直改平作業，其鉆井液配方為白油＋4%乳化劑＋4%生石灰＋氯化鈣溶液(25%)＋7%降濾失劑＋3%封堵劑＋特級重晶石；將膠液加重至密度為2.20 g/cm3的鉆井液保證其懸浮能力，做好每次起鉆及維持井壁穩定之需。

在設計井段 3 340 ～ 5 600 m（龍馬溪組）鉆進過程中，因二維地震資料的不準確，實鉆情況與預測情況相差較大，井眼軌跡2次穿入五峰組（井深4 704 ～ 4 714 m，井深 5 234 ～ 5 290 m），為及時穿回龍馬溪優質儲層，鉆井進行了井眼軌跡調整，造成井眼狗腿度較大，且龍馬溪組頁巖孔縫發育易破脆，日常維護中向井漿中補入Soltex、YH-150等封堵性物質預防井漏、井壁坍塌等，維護良好，未發生井漏，確保了井下安全、井壁穩定。

3 應用效果

經實施驗證，取得了顯著的效果。瀘203井共完成進尺6 127 m，創同區域復雜事故時效最低0.77%；創鉆井周期最短、單只PDC鉆頭一趟鉆進尺最高、機械鉆速最高紀錄；創井身質量全優，優質儲層鉆遇率達100%，獲測試產氣量137.9×104m3/d，創四川盆地頁巖氣測試產量新高。

3.1 創同區域鉆井周期最短紀錄

瀘 203井用 284.68天鉆至井深 5 600 m 完鉆，創同區域鉆井周期最短新記錄。瀘203井側鉆水平井段比相同直改平的瀘202井節約周期71.64天。與同區域完鉆井對比情況如表4所示。

表4 同區域?215.9 mm完成井周期表

3.2 創同區域復雜事故時效最低紀錄

瀘203井創該區域復雜事故時效最低，僅為0.77%，同比同區域井平均時效低92%（表5）。

表5 瀘203井和同區域時效對比表

3.3 采取4種削減鉆具振動措施解決了定向工具故障問題，進一步提高了鉆井速度

通過選用優質國內抗150 ℃高溫油基等壁厚螺桿、在底部鉆具組合中適當添加2柱加重鉆桿，引入貝克休斯雙排齒鉆頭、去掉近鉆頭短節，選用了國外進口抗175 ℃高溫等壁厚油基螺桿、訂制轉子涂層為碳化鎢的螺桿來延長入井螺桿正常使用時間及進尺，降低螺桿腐蝕情況，進而減小振動。解決了水平段鉆進中螺桿故障問題，進一步提高了鉆井速度。

3.4 采用近鉆頭伽馬，確保了優質儲層鉆遇率達100%，獲測試日產氣量137.9×104 m3

瀘203井通過地質工程一體化實現了優質頁巖層鉆遇率達100%。瀘203井于2019年3月6日測試，1號、2號、3號流程分別用?50.8 mm臨界流量計裝 ?19 mm、?34 mm、?35 mm 孔板測試氣量，開井后井口相對穩定壓力為50.3 MPa，穩定時間4.33 h，測試產氣量達137.9×104m3/d，粗算頁巖氣無阻流量為 416.2×104m3/d。

4 結論

在新區塊的頁巖氣探井，受地震資料解釋儲層特性的精度限制，通過地質工程一體化技術思路，采取先打直導眼再側鉆水平井的方式，實現了瀘203井優質頁巖層鉆遇率達100%，完善了四川盆地新區塊超深頁巖氣水平井配套優快鉆井技術。

1）采用旋轉導向工具并配合鉆柱扭擺系統鉆進，減少了滑動定向鉆進進尺，成功地控制了鉆具托壓現象，大幅度降低了定向輔助時間。

2）實施的四種削減鉆具振動措施很好地解決了水平段鉆進中螺桿故障問題，進一步提高了鉆井速度。

3）采用近鉆頭伽馬測量系統實時追蹤儲層，控制軌跡在優質產層內鉆進，保證了優質頁巖層鉆遇率。

4）優配鉆井裝備及高密度的油基鉆井液的應用保證了井下動力鉆具的動力和井眼攜砂的需求以及鉆井液性能的凈化，確保了井眼暢通、保持了井壁穩定，起到了提高鉆井速度的重要作用。