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川渝頁巖氣水平井水平段“一趟鉆”關鍵技術與進展
欄目:行業動態 發布時間:2020-09-29 來源: 鉆采工藝 第43卷 第1期

 “長水平段水平井+分段壓裂”已成為頁巖氣效益開發的主體工程技術,近年來,水平井數量和水平段長度均不斷增加。與北美相比,川渝頁巖氣地質條件更加復雜,鉆井提速技術仍不完善,鉆井周期長依然是制約頁巖氣效益開發的“攔路虎”[1-13]。北美頁巖氣開發經驗表明,大力推廣和完善“一趟鉆”技術是助推鉆井提速提效的良好手段。國外在2015年油價暴跌并持續低油價的形勢下,北美頁巖油氣開發依然熱火朝天,產量持續提高,其中一個重要原因就是一趟鉆技術的廣泛應用推動了開發成本的大幅度下降,在部分區塊,頁巖氣油氣的盈虧平衡點已降至20~30美元/桶。通過廣泛應用“一趟鉆”技術,EOG公司在Wolfcamp、Eagleford、Bakken三大區塊實現水平井平均鉆井周期縮45%~60%、平均鉆完井成本降低25%~45%;美國西南能源公司在Appalachia區塊平均水平段長度由1097.9m增加到1872.1m,鉆井周期卻從25.6d縮減至9d;美國Eclipse公司在Utica區塊甚至實現了水平段長度達5652.2m的超級水平井斜井段和水平段“一趟鉆”[14-16]。國內受制于地質條件及工程技術的不成熟,“一趟鉆”還未得到推廣應用,“一趟鉆”成功率還很低,與國外相比還有較大差距,急需攻關試驗及推廣,提升頁巖氣效益開發技術水平。
    一、技術現狀與難點分析
川渝頁巖氣地層老、可鉆性差,機械鉆速慢,統計分析2011~2016年完鉆井數據,水平段平均需要3.6趟鉆,從川渝頁巖氣水平井水平段非正常起原因統計可知,隨鉆儀器與旋轉導向故障、PDC鉆頭失效以及井下復雜是造成非正常起鉆的主要因素。川渝頁巖氣水平井水平段不能“一趟鉆”完成的主要地質工程原因包括:機械鉆速慢導致“一趟鉆”鉆井時間長;部分井下工具壽命短不能實現井下工具等壽命配套;滑動鉆井速度慢效率低、儲層變異大、水平段軌跡調整頻繁進一步影響水平段鉆井速度;井漏、垮塌復雜頻發中斷“一趟鉆”。
    1.機械鉆速慢
    川渝頁巖氣地層老、可鉆性差,加之個性化高效PDC鉆頭、大扭矩井下動力鉆具及輔助破巖工具等尚不成熟配套,導致機械鉆速慢,井與井之間差異大。2015年某公司作業的40口頁巖氣水平井,水平段平均機械鉆速5.3m/h。以此機械鉆速和鉆井效率計算1500m水平段鉆井時間將超過400h,而井下工具儀器壽命是不能達到400h以上的。要實現1500m水平段“一趟鉆”,必須將水平段鉆井總時間降到250h以內,這就要求平均機械鉆速必須至少達到9m/h以上。從后面“一趟鉆”實鉆井數據來看,水平段平均機械鉆速也基本都在10m/h以上。
    2.部分井下工具壽命短
    統計分析了川渝頁巖氣實際應用的井下工具使用壽命,井下動力鉆具平均壽命約143h,最長壽命220h。由于電池電量限制,高密度鉆井液與堵漏材料等影響隨鉆測量儀器(MWD)平均壽命僅為85.2h,故障率高達12%,平均單趟鉆進尺404m。因此,MWD是井下工具儀器配套中壽命最薄弱的環節,距離實現“一趟鉆”所需的250h以上壽命還有較大差距。旋轉導向鉆井系統是川渝頁巖氣水平井提速的主體技術,但是由于鉆井液密度高、固相含量大,旋轉導向鉆井系統故障率也非常高,平均單趟鉆工
作時間僅為76.6h,最長228h,也未實現與鉆頭、井下工具儀器等的壽命配套。
    3.三維水平井滑動鉆井速度慢、效率低
    川渝頁巖氣基本上都采用叢式水平井組開發,大部分水平井都是三維水平井,水平段鉆井過程中摩阻扭矩大,同時隨著水平段長度的延伸,巖屑極易在井眼低邊形成巖屑床。摩擦阻力、巖屑床等多種因素導致滑動鉆井出現“托壓”現象。“托壓”后鉆井速度慢,“工具面”不易調整和控制,導致滑動鉆井效率低,甚至部分井純鉆時效不足20%[17-18],滑動鉆井速度往往不及復合鉆井速度的50%,成為影響水平段鉆井速度的重要因素之一,滑動鉆井速度和效率亟待大幅提高。
    4.井眼軌跡調整頻繁
    川渝頁巖氣儲層橫向與縱向變異大,為了保證優質儲層的鉆遇率,往往需要頻繁按照地質導向要求大幅調整井眼軌跡及進行地質循環,增加了井眼軌跡控制難度,影響鉆井時效,部分井甚至出現由于沒能有效跟蹤儲層,而起鉆填井側鉆,增加了“一趟鉆”的實現難度。
    5.井漏、垮塌等井下復雜頻發
    由于頁巖地層微裂縫與層理發育,導致水平段鉆井過程中井漏與井壁垮塌等井下復雜頻發,2015年某公司的作業井中,頁巖氣區塊有26口井發生井漏、11口井發生垮塌,這些井下復雜不可避免會造成起下鉆而導致“一趟鉆”失敗。
    二、關鍵技術與進展
由前文分析可知,機械鉆速慢、工具壽命短、鉆井效率低與事故復雜多是造成“一趟鉆”失敗的主要問題。因此,圍繞提高機械鉆速、工具壽命配套、井下復雜預防與處理,實現了頁巖氣水平井“一趟鉆”5項關鍵技術。
    1.高效PDC鉆頭
    川渝頁巖氣水平井主要以龍馬溪頁巖為目的層,龍馬溪頁巖抗剪強度9MPa、抗壓強度90MPa、內摩擦角38°、可鉆性PDC極值低于5。基于該巖
石力學特點,龍馬溪水平段對PDC鉆頭的主要技術需求有三個方面:一是強攻擊性,能達到較高的機械鉆速,同時能夠高效排屑和預防卡鉆;二是能夠配套旋轉導向鉆井系統實現高的造斜率,以滿足復雜儲層有效追蹤需要;三是龍馬溪上部地層鉆井過程中振動大,要求鉆頭具有高穩定性,以降低鉆柱有害振動。通過多口井的實鉆資料分析,表現較好的PDC鉆頭包括史密斯公司的MDI516,貝克休斯公司的AT505、T605,以及國民油井公司的TK59等。優選了強攻擊性、高穩定性和強側向切削能力的PDC鉆頭,同時推廣應用鉆井參數強化,川渝頁巖氣水平井水平段平均機械鉆速從5.3m/h提高到8.7m/h最快機械鉆速已超過20m/h,最長“一趟鉆”進尺達到2540m(圖1)。
圖1 水平段PDC鉆頭機械鉆速與進尺對比圖
    2.長壽命低故障率MWD
    川渝頁巖氣水平井井漏頻發,傳統活塞式MWD故障率高達12%,平均壽命76h。為此,攻關研制了旋轉閥式MWD以減少堵漏材料造成的儀器故障,配套了智能管理的雙電池以延長單趟鉆工作時間。該類MWD現場應用中取得了較好的效果,“一趟鉆”無故障工作增加至312h,故障率低于2%(圖2),結合優選的等壁厚螺桿,實現了井下工具儀器與PDC鉆頭等壽命匹配。
圖2 MWD工作時間與故障率對比圖
    3.高效滑動導向鉆井技術
    針對水平段軌跡調整頻繁、滑動速度慢的難題,研制了PIPEROCK鉆柱扭擺系統,自動控制鉆柱往復轉動,降低摩阻,提高機械鉆速30%,同時可實現不停鉆調整和穩定“工具面”提高滑動鉆井效率15%以上。配套近鉆頭伽馬成像預判儲層走向減少了38%滑動鉆井井段,進一步發揮了復合鉆井提速優勢,水平段鉆井日進尺最高達到317m,實現了“一趟鉆”完成1602m。在此基礎上,結合深度學習方法,進行自動導向,進一步提升作業效率。
    4.旋轉導向配套技術
    針對旋轉導向工具故障率高、壽命短問題,配套了防堵解堵技術減少故障,制定了鉆井參數優化模板減少振動損害,優化鉆具組合與施工工藝提高導向效果,旋轉導向工具無故障工作壽命增加25.1%,最長達到304h,16口井實現1500m水平段”一趟鉆”,4口井實現造斜段+水平段“一趟鉆”。
    5.油基鉆井液與防卡技術
    針對龍馬溪地層微裂縫發育帶來的井漏頻發、卡鉆等問題,配套形成了高密度油基鉆井液堵漏技術,一次堵漏成功率由30%提高至60%。開展了卡
鉆機理與高風險區研究,制定了“防卡27條”,并在鉆井過程中強化實施,卡鉆井比率由28%降低至9.8%、旋轉導向工具落井率由8%降至2.9%。
    三、現場試驗與評價前文所述,川渝頁巖氣水平井水平段“一趟鉆”5項關鍵技術都取得較大進步,機械鉆速、井下儀器工具壽命有效提高,井下復雜得到控制,使“一趟鉆”進尺大幅增加。同時,針對長寧、威遠、昭通頁巖氣地質工程特征,制定了“一趟鉆”模板,細化了軌跡設計與工具配套等,助推“一趟鉆”普遍實現。2017~2019年,該項技術在長寧、威遠、昭通頁巖氣區塊試驗應用71口井,平均“一趟鉆”進尺從404m增加至556m,最長達到2540m,水平段鉆井趟數由3.6趟鉆降為2.7趟鉆,17口井實現1500m水平段“一趟鉆”,其中3口井實現“造斜段+水平段”一趟鉆,1500m 井段“一趟鉆”完成率達到23.9%,2趟鉆以內完成率從34.3% 提高到48.3%,“一趟鉆”技術在川渝頁巖氣水平井應用取得較好的效果(圖3)。圖3 頁巖氣水平段1500m井段鉆井趟數統計圖“一趟鉆”促使鉆井速度和作業效率有效提速,鉆機月速從2015年的1603.65m/臺月增加至2300.35m/臺月,部分鉆井隊實現了年進尺超過25000m的目標(圖4)。圖4 頁巖氣水平井鉆機月速統計圖通過攻關,川渝頁巖氣實現了“一趟鉆”,但是鉆機設備配置水平還需提高,井下復雜、卡鉆還時有發生,水基鉆井液還不具備全面推廣條件,這些因素都制約了“一趟鉆”目標的普遍實現,是下一步重點攻關方向。
    四、結論及建議
(1)川渝地區地質工程條件較國外更加復雜,在充分借鑒國外“一趟鉆”技術與經驗的同時,必須進行本地化適配與創新。
(2)鉆井裝備、井下工具等與國外尚存較大差距,是川渝地區“一趟鉆”成功率低的關鍵因素,需加大攻關力度,解決瓶頸技術難題。
(3)川渝地區井漏、卡鉆等復雜事故多,給一趟鉆成功實施帶來極大阻力,需持續技術攻關。(4)川渝頁巖氣井通過技術集成與創新,形成的“一趟鉆”技術顯著提升了頁巖氣工程技術指標與開發效益,具有重要推廣價值。

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