四川盆地外缘常压页岩气水平井低成本钻井技术探讨
陈安明1, 龙志平2, 周玉仓2, 王彦祺2, 彭兴2, 曹华庆3     
1. 中石化华东石油工程有限公司安全环保处, 江苏南京 210019;
2. 中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院, 江苏南京 210031;
3. 中石化华东石油工程有限公司六普钻井公司, 江苏镇江 212003
摘要: 四川盆地外缘页岩气储层压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,采用高压页岩气钻井技术进行开发,开发成本高。在分析常压页岩气与高压页岩气钻井差异的基础上,分别从井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、钻井液和固井工艺等方面探讨了降低钻井成本的技术措施,提出将三开井身结构优化为二开井身结构,采用"双二维"模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹、使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥返高等降低钻井成本的配套技术和措施,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供技术支撑。
关键词: 页岩气     水平井     井身结构     井眼轨迹     旋转导向     钻井成本     四川盆地    
Discussion on Low-Cost Drilling Technologies of Normal Pressure Shale Gas in the Outer Margin of the Sichuan Basin
CHEN Anming1, LONG Zhiping2, ZHOU Yucang2, WANG Yanqi2, PENG Xing2, CAO Huaqing3     
1. Security and Environmental Protection Department, Sinopec Huadong Oilfield Service Corporation, Nanjing, Jiangsu, 210019, China;
2. Petroleum Engineering Technology Research Institute, Sinopec East China Oil & Gas Company, Nanjing, Jiangsu, 210031, China;
3. Liupu Drilling Company, Sinopec Huadong Oilfield Service Corporation, Zhenjiang, Jiangsu, 212003, China
Abstract: The shale gas reservoirs on the outer margin of the Sichuan Basin have a pressure coefficient of 0.90-1.20, which belongs to the normal pressure shale gas reservoirs and are developed by high-pressure shale gas drilling technology.The cost of per unit gas production is high, which hinders the economic development of shale gas.Therefore, according to the analysis on the differences between the drilling of normal pressure shale gas and high pressure shale gas reservoirs, the low-cost drilling technologies were discussed taking into consideration the casing program, wellbore trajectory design, wellbore trajectory control, drilling fluid and cementing processes.The low-cost drilling technologies and associated measures (i.e., optimizing the tri-section casing program into the dual-section one, designing the wellbore trajectory with dual-2D model, controlling the second section wellbore trajectory with rotary steering technology, using the low oil-water ratio oil-based drilling fluid, and adopting the low-cost supporting technologies and measures like production casing cement top optimization, etc.) were proposed to provide technical supports for the economic development of normal pressure shale gas reservoirs in the outer margin of the Sichuan Basin.
Key words: shale gas     horizontal well     casing program     wellbore trajectory     rotary steering     drilling cost     Sichuan Basin    

截至目前,我国取得重大突破的页岩气区块大部分位于四川盆地,如焦石坝、威远、富顺-永川、长宁等区块,其储层压力系数高(>1.20),属于高压页岩气储层,单井产气量(9~20)×104 m3/d。四川盆地外缘也有很多页岩气藏,如彭水、武隆、黄平等区块,盆地外缘构造改造作用相对较强,页岩气储层压力系数为0.90~1.20,属于常压页岩气储层,产气量较低[1]。2012年7月,渝东南彭水区块彭页HF-1井获得2.52×104 m3/d产气量,实现了盆地外缘志留系常压页岩气的勘探突破; 之后武隆区块的探井隆页1HF井获得(4.2~6.0)×104 m3/d的产气量,进一步表明四川盆地外缘常压页岩气具备良好的勘探开发潜力。目前国内常压页岩气开发主要采用高压页岩气开发技术,单位产气量的开发成本相对较高,亟需开展低成本钻井技术、增产技术攻关。其中,降低钻井成本更为直接和重要。为此,笔者从井身结构、井眼轨道设计、钻井液选用、固井工艺等方面探讨了如何降低钻井成本,以期为实现四川盆地外缘常压页岩气的经济有效开发提供指导。

1 常压高压页岩气井钻井的差异

以四川盆地外缘武隆常压页岩气区块为例分析常压页岩气钻井与高压页岩气钻井的差异。该区块位于川东南利川-武隆复向斜南部,页岩气储层埋深2 000.00~3 000.00 m,钻遇地层自上而下依次为第四系浅表层,下三叠统嘉陵江组、飞仙关组,上二叠统长兴组、吴家坪组,下二叠统茅口组、栖霞组、梁山组,中志留统韩家店组,下志留统小河坝组、龙马溪组,上奥陶统五峰组、临湘组,中奥陶统宝塔组等。从隆页1HF井微压测试结果看,储层压力系数为1.05~1.10,属于常压页岩气藏。

隆页1HF井采用“导管+三开制”井身结构,与涪陵、平桥等高压页岩气区块类似:一开,采用ϕ406.4 mm钻头钻进,下入ϕ339.7 mm表层套管封隔上部三叠系、二叠系易漏失的碳酸盐岩及可能含浅层气的地层;二开,采用ϕ311.1 mm钻头钻入龙马溪组地层50.00 m,下入ϕ244.5 mm技术套管封固二叠系和志留系的韩家店组、小河坝组地层;三开,采用ϕ215.9 mm钻头钻进,配备近钻头随钻测量系统,钻至完钻井深[2]

隆页1HF井的钻井实践表明,与涪陵、平桥、长宁-威远等区块高压页岩气井相比,常压页岩气井具有以下特点:

1) 地层压力系数低。武隆区块页岩气藏地层压力系数仅为1.05~1.10,钻井时使用钻井液的密度比高压页岩气井低,通常为1.10~1.35 kg/L,存在保持页岩地层井眼稳定需要提高钻井液密度与防止井漏需要降低钻井液密度的矛盾。

2) 游离气含量较低。高压页岩气藏游离气含量通常在60%~75%,而常压页岩气井游离气含量较低,为30%~40%,钻井井控风险和固井气窜风险相对较低。

3) 井身结构具有优化空间。从隆页1HF井及相邻彭水区块4口水平井的钻井实践看,下部志留系韩家店组和小河坝组等地层相对稳定,漏失风险较小[3]。隆页1HF井为封隔小河坝组及以上地层,技术套管进入龙马溪组地层50.00 m,导致技术套管封固井段较长。由于常压页岩气储层的压力较低,给生产套管固井水泥返高优化留下空间。

4) 低成本钻井要求更高。由于常压页岩气井钻遇地层及主要目的层与高压页岩气井基本一致,目前常压页岩气井所采用的钻井、测井、录井技术及采取的技术措施与高压页岩气井差异很小[4-5],但常压页岩气井的产气量低,因此要实现常压页岩气的经济有效开发,必须要降低钻井成本。

2 低成本钻井关键技术

针对常压页岩气田的特点,结合四川盆地外缘武隆区块的实际情况,从井身结构优化、井眼轨迹控制、钻井液、固井工艺、提速提效等方面探讨适用于四川盆地外缘常压页岩气井的低成本钻井技术。

2.1 井身结构优化

井身结构在一定程度上对钻井提速提效及降低钻井成本具有重要的影响,在满足钻井安全及后期压裂作业需求的情况下,可采取缩小井眼直径、缩短大直径井段长度及避免在大直径井段内定向增斜或扭方位等措施,实现钻井提速和降低钻井成本。

隆页1HF井钻至嘉陵江组地层上部时发生了失返性漏失,采用导管封住了浅表易漏地层,为下部顺利施工及井控安全提供了条件。在钻至龙潭组地层时又钻遇了裂缝漏失层,漏失钻井液300 m3,钻进栖霞组、茅口组和长兴组等地层时气测显示异常,而钻进志留系的韩家店组及小河坝组地层时未发生漏失。相邻区块的彭页HF-1井在钻完导眼井后,未及时侧钻水平井,裸眼导眼井在水基钻井液中浸泡约了4个月,未发生井壁垮塌现象,说明该区块志留系韩家店组、小河坝组等地层稳定性较好,不易垮塌[6]。因此,钻至韩家店组地层时,需对上部易漏地层及浅层气地层进行封固。

根据隆页1HF井实钻情况,具有较大提速潜力的井段为ϕ311.1 mm井段。该井段钻遇地层主要为茅口组、栖霞组、梁山组、韩家店组和小河坝组等地层。韩家店组和小河坝组地层厚度达800.00~900.00 m,以粉砂质泥岩与泥质粉砂岩为主,可钻性差,机械钻速慢,可通过缩小该井段井眼直径及避免或减少在该段定向或扭方位来实现提速。

综合上述分析,对井身结构进行优化,将“导管+三开制”井身结构优化为“导管+二开制”井身结构。优化前的“导管+三开制”井身结构为:导管,采用ϕ609.6钻头钻至井深60.00 m,ϕ473.1 mm套管下至井深60.00 m;一开,采用ϕ406.4 mm钻头钻至井深1 648.00 m,ϕ339.7 mm套管下至井深1 646.00 m;二开,采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 078.00 m,ϕ244.5 mm套管下至井深3 076.00 m;三开,采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深5 176.00 m,ϕ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。优化后的“导管+二开制”井身结构为:导管,采用ϕ406.4 mm钻头钻至井深60.00 m,ϕ339.7 mm套管下至井深60.00 m;一开,采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深2 600.00 m,ϕ244.5 mm套管下至井深2 598.00 m,封隔韩家店组上部易漏地层及浅层气地层;二开,采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深5 176.00 m,ϕ139.7 mm套管下至井深5 170.00 m。与优化前相比,导管段、一开段和二开段的井眼直径缩小,二开钻深增加,节省了一层技术套管,可以实现提高机械钻速、缩短钻井周期和降低钻井成本的目的。

2.2 井眼轨道优化设计

四川盆地外缘页岩气勘探阶段通常采用常规二维水平井,钻井过程中只增斜,方位角保持不变,设计和施工难度相对较低。开发阶段一般部署丛式井,且多为三维水平井,钻井过程中既要增斜又要扭方位,同时还要考虑防止与邻井相碰及钻具组合在三维井段的造斜能力和摩阻等问题,设计和施工难度均较大[7-9]

为在钻进韩家店组、小河坝组等可钻性差地层时实现提速,进行井眼轨道设计时,要尽可能避免在该层段大角度扭方位。因此,采用“双二维”模型进行井眼轨道设计。“双二维”模型可以将三维水平井井眼轨道转化成2个二维井眼轨道,钻井过程中不需要扭方位,可大大减少扭方位带来的工作量。表 1为采用“双二维”、“空间五段制(边增斜边扭方位)”和“空间六段制(纯扭方位)”3种轨道模型设计X水平井的造斜点、完钻井深、扭方位的角度和最大滑动摩阻。X井A靶点垂深2 800.00 m,偏移距300.00 m,闭合距430.00 m,水平段长1 500.00 m,方位角36°,井斜角86°。

表 1 3种轨道模型设计井眼轨道的参数 Table 1 Parameters of wellbore trajectory designed with three types of trajectory models
序号 轨道类型 造斜点/m 完钻井深/m 扭方位/ (°) 最大滑动摩阻/kN
1 五段制(边增斜边扭方位) 2 200.00 4 570.00 76 214.0
2 六段制(纯扭方位) 2 060.00 4 585.00 92 235.0
3 双二维 1 200.00 4 540.00 0 221.5

表 1可以看出,3种轨道模型设计造斜点的井深差异较大,但设计完钻井深差异较小,六段制的最大滑动摩阻最大,“双二维”居中。采用“双二维”模型设计井眼轨道可在上部井段以低造斜率((2°~3°)/30m)进行定向完成偏移距,避开在下部可钻性差的地层进行定向扭方位,相比其他2种轨道模型可大大减少下部定向造斜的工作量,并且在浅部地层定向更有利于丛式井钻井过程中的井眼防碰。

2.3 井眼轨迹控制方式优选

目前水平井常用的井眼轨迹控制方式主要有常规LWD、近钻头测量系统及旋转导向3种。3种控制方式所用工具的特点如下:

1) 测量零长不同。常规LWD测量零长较长,为16.00~20.00 m;近钻头测量系统最近测量点仅约1.10 m;旋转导向工具测量零长为2.00~3.50 m。近钻头测量系统和旋转导向工具在轨迹预测及控制方面相对于常规LWD更具优势,可减少井眼轨迹调整次数,提高钻井效率。

2) 定向钻进方式不同。利用常规LWD和近钻头测量系统定向时采用定工具面滑动钻进,而利用旋转导向工具定向时采用指向全旋转式钻进方式。在大斜度、扭方位和水平井段钻进时,旋转导向工具不仅可以提高定向钻进效率,缩短定向时间,还可提高井眼的清洁效果,降低摩阻和扭矩,提高井身质量和实现安全钻井。

3) 综合成本不同。以相邻的平桥区块页岩气水平井实际钻井平均指标为测算依据,分析3种井眼轨迹控制方式的综合成本。武隆区块页岩气水平井二开井段一般长2 200.00 m左右,钻井辅助成本按钻机日费计算,以50ZJ型钻机7.0万元/d为例,在假定其他影响因素均相同的情况下计算3种井眼轨迹控制方式的综合成本,结果见表 2

表 2 3种井眼轨迹控制方式的综合成本 Table 2 Comprehensive costs of three types of wellbore trajectory control methods
轨迹控制方式 机械钻速/
(m·h-1)
段长/m 周期/d 单价/
(万元·d-1)
仪器服务成本/万元 综合成本/
万元
测量零长/m 复合钻进比例,% 井眼光滑度
常规LWD 6.10 32.0 3.7 118 342 16.00~20.00 30~40
近钻头 7.10 2 200.00 24.8 7.5 186 360 1.00~1.50 40~60
旋转导向 9.60 17.7 12.0 212 336 2.00~3.50 100

表 2可以看出,单从仪器的服务成本看,近钻头测量系统和旋转导向工具要高于常规LWD,但是由于旋转导向工具全程采用复合方式钻进,提速效果好,二开钻井周期要远比常规LWD和近钻头测量系统短,综合成本得以降低。同时,旋转导向轨迹控制方式下的井眼光滑度是3种控制方式中最好的,有利于后期完井作业。

因此,综合分析上述3个方面的因素,为实现武隆区块页岩气水平井高效、高质、低成本钻井,建议二开井段采用旋转导向工具控制井眼轨迹。

2.4 钻井液及固井工艺优化 2.4.1 降低钻井液费用

为快速钻穿浅层漏失层,导管段和一开直井段上部采用清水钻进,下部采用KCl聚合物钻井液钻进,一是降低钻井液费用,二是实现绿色钻井。

二开井段钻遇的志留系地层为水敏性较强的泥页岩地层。目前高压页岩气区块主要采用油基钻井液和高性能水基钻井液钻进志留系地层,其中油基钻井液因具有抑制性较强、重复利用率高、井眼稳定性和润滑性好等特点被广泛应用,但其成本较高且不利于环保[10-12]。为降低油基钻井液成本,在目前成熟的油基钻井液基础上,可通过选用国产低价优质处理剂和降低油基钻井液的油水比(油水比控制在75/25~60/40)等方法,降低油基钻井液成本,单位体积成本可降低10%以上。

高性能水基钻井液目前正处于试验阶段,CQH-M1和DRHPW-1水基钻井液在四川长宁-威远区块取得了一定的进展:威远区块应用CQH-M1高性能水基钻井液最深钻至井深5 250.00 m、页岩地层进尺最长2 238.00 m、井温最高达130 ℃;长宁区块应用DRHPW-1高性能水基钻井液创造了水平段穿越页岩地层进尺、钻井液浸泡时间等多项纪录。高性能水基钻井液为解决油基钻井液成本高、环保压力大等难题提供了一种新的技术途径[13-15]。常压页岩气区块可以结合前期高性能水基钻井液试验成果,进一步优选环保型处理剂,使用来源丰富、价格低廉的配伍材料,以满足常压页岩气开发的低成本、环保要求,提高整体开发效益。

2.4.2 优化生产套管固井水泥返高及水泥浆

页岩气井固井行业标准对页岩气井固井水泥浆返高的要求为:水泥浆应返至造斜点以上300.00 m,封固上层套管的长度不小于300.00 m,以满足压裂要求。因此,可对生产套管水泥浆返高进行优化,由原先的返至地面优化为返至表层套管鞋以上500.00 m。

针对常压页岩气井易漏失和降低成本的需求,根据机械发泡原理,利用氮气、发泡剂和充氮发泡装置,配制密度1.20~1.50 kg/L的泡沫水泥浆。泡沫水泥浆具有可膨胀和防气窜的特性,适宜封固龙潭组和茅口组地层的低压浅层气。采用泡沫水泥浆部分替代减轻剂,固井成本可降低9%以上[16-17]

2.5 提速降本技术措施

1) 优选高效钻头。武隆区块龙潭组、吴家坪组地层为含粉砂岩、硅质条带及燧石团块的灰岩地层,PDC钻头对其适应性较差。韩家店组和小河坝组地层为灰色泥岩和灰色粉砂质泥岩互层,粉砂质含量高,研磨性强,采用PDC钻头钻进时机械钻速低,单只钻头进尺短。综合考虑地层岩性和岩石力学参数,优选钻头型号:a)二叠系吴家坪组和茅口组地层可钻性级值5~6,硬度2 300~2 600 MPa,研磨性指数30~40,塑性系数1.05~1.37,要求钻头具有较好的抗冲击性和保径性能,最好有适用于硬脆性地层的锥球齿。因此,推荐采用PDC钻头,用牙轮钻头过渡,以获取较高的机械钻速,如采用S1665FGA型、KMD1652ADGR型PDC钻头和HJT617GL型牙轮钻头。b)志留系韩家店组、小河坝组地层可钻性级值5~8,硬度2 500~3 100 MPa,研磨性指数40~50,塑性系数1.04~1.28,要求钻头具有较好的耐磨性、抗震性和定向稳定性能,且布齿密度较高。推荐采用MDSI616型PDC钻头和KPM1633DST型牙轮-PDC混合钻头等。

2) 采用国产钻具。国内已出现较为成熟的射流冲击器[18]、水力振荡器、定向仪器等钻具,在满足钻井要求的前提下,尽量选择国产钻具。如中国石化石油工程技术研究院研制的ϕ172.0 mm水力振荡器在焦石坝区块的焦页X-1HF井、焦页X-2HF井成功应用,相对于常规导向钻具组合钻井周期缩短5 d左右,工具面调整时间缩短约30%,且成本也相对较低,可替代国外同类钻具。对类似钻头、螺杆等使用数量较多的钻具可以与生产厂家合作采用单井大包模式,进一步降低综合成本。

3) 浅表缝洞型漏失一般采用清水强钻,若发生恶性漏失,则采用速凝水泥浆、高固结堵漏浆、可控凝胶等进行堵漏[19]。渗漏性漏失采用高浓度复合桥接堵漏浆进行静止堵漏或承压堵漏,或配套井下旁通阀进行随钻堵漏,这样可在不起钻的情况下多次进行高浓度、大颗粒堵漏施工。

4) 由于常压页岩气要控制开发成本,开发阶段更适合采用“井工厂”钻井模式[20]。“井工厂”钻井模式是一个平台布井5~6口,采用流水线作业方式,通过交叉作业,缩短辅助工作时间,提高钻井效率,降低钻井成本。针对武隆区块常压页岩气水平井所采用的二开井身结构,根据相同井段钻井方式和钻井液一致的原则,可将施工工序分为导管与表层段作业、二开井段作业和完井作业3步。同时,可根据平台第一口井导管段和一开钻进过程中的气、水显示及井漏情况,对邻井各开次的套管下深与作业内容进一步优化,以实现提速和降低钻井成本的目的。采用“井工厂”钻井模式还可以实现各开次钻井液的重复利用,进一步降低钻井成本。

5) 优化测录井项目。预探井和开发井的测录井项目不同,应进行优化组合,以降低测录井费用。录井方面,预探井从取全资料的目的出发,进行全井段综合录井获取主要地质参数;开发井从二开井段只进行气测录井,以卡层、优化靶窗为主。测井方面,一开、二开裸眼进行标准测井,各开次固井后进行固井质量测井,开发井只对一开和二开进行固井质量测井。同时,同一平台的开发井原则上只录取一口井的资料,其他井不再重复录取;录井能够取得的资料,不进行测井。通过优化测录井项目,测录井费用预计可降低40%以上。

6) 细化管理。强化生产组织协调,发挥技术区域一体化管理优势,组织专家团队全程跟进提速提效工作,及时解决钻井过程中出现的难题,提供全方位技术支撑。另外,可统一采用电网供电、铺设供水管道,这样既可以满足钻井施工,还可以供后续的压裂、采气等使用。

3 结论与建议

1) 四川盆地外缘武隆常压页岩气区块虽然与盆地内的涪陵、长宁-威远等高压页岩气区块钻遇地层层系基本一致,但受地层压力系数及含气性质的影响,所应用的钻井技术存在一定的差异,对低成本钻井的要求更高。

2) 针对四川盆地外缘常压页岩气区块地质特征及钻井特点,将三开井身结构优化为二开井身结构,采用“双二维”模型设计井眼轨道、利用旋转导向技术控制二开井眼轨迹,以及使用低油水比油基钻井液和优化生产套管水泥浆返高等降低钻井成本的技术措施和方案。

3) 页岩气钻井投资大、风险高,采取降低钻井成本的技术措施时应首先保证钻井安全和井身质量,建议在武隆区块进行低成本钻井技术现场试验,验证低成本钻井技术的可行性。

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文章信息

陈安明, 龙志平, 周玉仓, 王彦祺, 彭兴, 曹华庆
CHEN Anming, LONG Zhiping, ZHOU Yucang, WANG Yanqi, PENG Xing, CAO Huaqing
四川盆地外缘常压页岩气水平井低成本钻井技术探讨
Discussion on Low-Cost Drilling Technologies of Normal Pressure Shale Gas in the Outer Margin of the Sichuan Basin
石油钻探技术, 2018, 46(6): 9-14.
Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(6): 9-14.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018127

文章历史

收稿日期: 2018-03-12
改回日期: 2018-07-08

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