川渝页岩气水平井水平段“一趟钻”关键技术与进展

刘 伟, 白 璟, 陈 东, 张德军， 黄崇君

(1中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2国家能源页岩气研发(实验)中心)

“长水平段水平井+分段压裂”已成为页岩气效益开发的主体工程技术，近年来，水平井数量和水平段长度均不断增加。与北美相比，川渝页岩气地质条件更加复杂，钻井提速技术仍不完善，钻井周期长依然是制约页岩气效益开发的“拦路虎”[1-13]。北美页岩气开发经验表明，大力推广和完善“一趟钻”技术是助推钻井提速提效的良好手段。

国外在2015年油价暴跌并持续低油价的形势下，北美页岩油气开发依然热火朝天，产量持续提高，其中一个重要原因就是一趟钻技术的广泛应用推动了开发成本的大幅度下降，在部分区块，页岩气油气的盈亏平衡点已降至20～30美元/桶。通过广泛应用“一趟钻”技术，EOG公司在Wolfcamp、Eagle ford、Bakken三大区块实现水平井平均钻井周期缩短45%～60%、平均钻完井成本降低25%～45%；美国西南能源公司在Appalachia区块平均水平段长度由1 097.9 m增加到1 872.1 m，钻井周期却从25.6 d缩减至9 d；美国Eclipse公司在Utica区块甚至实现了水平段长度达5 652.2 m的超级水平井斜井段和水平段“一趟钻”[14-16]。国内受制于地质条件及工程技术的不成熟，“一趟钻”还未得到推广应用，“一趟钻”成功率还很低，与国外相比还有较大差距，急需攻关试验及推广，提升页岩气效益开发技术水平。

一、技术现状与难点分析

川渝页岩气地层老、可钻性差，机械钻速慢，统计分析2011～2016年完钻井数据，水平段平均需要3.6趟钻，从川渝页岩气水平井水平段非正常起钻原因统计可知，随钻仪器与旋转导向故障、PDC钻头失效以及井下复杂是造成非正常起钻的主要因素。

川渝页岩气水平井水平段不能“一趟钻”完成的主要地质工程原因包括:机械钻速慢导致“一趟钻”钻井时间长；部分井下工具寿命短不能实现井下工具等寿命配套；滑动钻井速度慢效率低、储层变异大、水平段轨迹调整频繁进一步影响水平段钻井速度；井漏、垮塌复杂频发中断“一趟钻”。

1. 机械钻速慢

川渝页岩气地层老、可钻性差，加之个性化高效PDC钻头、大扭矩井下动力钻具及辅助破岩工具等尚不成熟配套，导致机械钻速慢，井与井之间差异大。2015年某公司作业的40口页岩气水平井，水平段平均机械钻速5.3 m/h。以此机械钻速和钻井效率计算1 500 m水平段钻井时间将超过400 h，而井下工具仪器寿命是不能达到400 h以上的。要实现1 500 m水平段“一趟钻”，必须将水平段钻井总时间降到250 h以内，这就要求平均机械钻速必须至少达到9 m/h以上。从后面“一趟钻”实钻井数据来看，水平段平均机械钻速也基本都在10 m/h以上。

2. 部分井下工具寿命短

统计分析了川渝页岩气实际应用的井下工具使用寿命，井下动力钻具平均寿命约143 h，最长寿命220 h。由于电池电量限制，高密度钻井液与堵漏材料等影响随钻测量仪器(MWD)平均寿命仅为85.2 h，故障率高达12%，平均单趟钻进尺404 m。因此，MWD是井下工具仪器配套中寿命最薄弱的环节，距离实现“一趟钻”所需的250 h以上寿命还有较大差距。旋转导向钻井系统是川渝页岩气水平井提速的主体技术，但是由于钻井液密度高、固相含量大，旋转导向钻井系统故障率也非常高，平均单趟钻工作时间仅为76.6 h，最长228 h，也未实现与钻头、井下工具仪器等的寿命配套。

3. 三维水平井滑动钻井速度慢、效率低

川渝页岩气基本上都采用丛式水平井组开发，大部分水平井都是三维水平井，水平段钻井过程中摩阻扭矩大，同时随着水平段长度的延伸，岩屑极易在井眼低边形成岩屑床。摩擦阻力、岩屑床等多种因素导致滑动钻井出现“托压”现象。“托压”后钻井速度慢，“工具面”不易调整和控制，导致滑动钻井效率低，甚至部分井纯钻时效不足20%[17-18]，滑动钻井速度往往不及复合钻井速度的50%，成为影响水平段钻井速度的重要因素之一，滑动钻井速度和效率亟待大幅提高。

4. 井眼轨迹调整频繁

川渝页岩气储层横向与纵向变异大，为了保证优质储层的钻遇率，往往需要频繁按照地质导向要求大幅调整井眼轨迹及进行地质循环，增加了井眼轨迹控制难度，影响钻井时效，部分井甚至出现由于没能有效跟踪储层，而起钻填井侧钻，增加了“一趟钻”的实现难度。

5. 井漏、垮塌等井下复杂频发

由于页岩地层微裂缝与层理发育，导致水平段钻井过程中井漏与井壁垮塌等井下复杂频发，2015年某公司的作业井中，页岩气区块有26口井发生井漏、11口井发生垮塌，这些井下复杂不可避免会造成起下钻而导致“一趟钻”失败。

二、关键技术与进展

由前文分析可知，机械钻速慢、工具寿命短、钻井效率低与事故复杂多是造成“一趟钻”失败的主要问题。因此，围绕提高机械钻速、工具寿命配套、井下复杂预防与处理，实现了页岩气水平井“一趟钻”5项关键技术。

1. 高效PDC钻头

川渝页岩气水平井主要以龙马溪页岩为目的层，龙马溪页岩抗剪强度9 MPa、抗压强度90 MPa、内摩擦角38°、可钻性PDC极值低于5。基于该岩石力学特点，龙马溪水平段对PDC钻头的主要技术需求有三个方面：一是强攻击性，能达到较高的机械钻速，同时能够高效排屑和预防卡钻；二是能够配套旋转导向钻井系统实现高的造斜率，以满足复杂储层有效追踪需要；三是龙马溪上部地层钻井过程中振动大，要求钻头具有高稳定性，以降低钻柱有害振动。通过多口井的实钻资料分析，表现较好的PDC钻头包括史密斯公司的MDI516，贝克休斯公司的AT505、T605，以及国民油井公司的TK59等。优选了强攻击性、高稳定性和强侧向切削能力的PDC钻头，同时推广应用钻井参数强化，川渝页岩气水平井水平段平均机械钻速从5.3 m/h提高到8.7 m/h，最快机械钻速已超过20 m/h，最长“一趟钻”进尺已达到2 540 m(图1)。

图1 水平段PDC钻头机械钻速与进尺对比图

2. 长寿命低故障率MWD

川渝页岩气水平井井漏频发，传统活塞式MWD故障率高达12%，平均寿命76 h。为此，攻关研制了旋转阀式MWD以减少堵漏材料造成的仪器故障，配套了智能管理的双电池以延长单趟钻工作时间。该类MWD现场应用中取得了较好的效果，“一趟钻”无故障工作增加至312 h，故障率低于2%(图2)，结合优选的等壁厚螺杆，实现了井下工具仪器与PDC钻头等寿命匹配。

图2 MWD工作时间与故障率对比图

3. 高效滑动导向钻井技术

针对水平段轨迹调整频繁、滑动速度慢的难题，研制了PIPE ROCK钻柱扭摆系统，自动控制钻柱往复转动，降低摩阻，提高机械钻速30%，同时可实现不停钻调整和稳定“工具面”提高滑动钻井效率15%以上。配套近钻头伽马成像预判储层走向减少了38%滑动钻井井段，进一步发挥了复合钻井提速优势，水平段钻井日进尺最高达到317 m，实现了“一趟钻”完成1 602 m。在此基础上，结合深度学习方法，进行自动导向，进一步提升作业效率。

4. 旋转导向配套技术

针对旋转导向工具故障率高、寿命短问题，配套了防堵解堵技术减少故障，制定了钻井参数优化模板减少振动损害，优化钻具组合与施工工艺提高导向效果，旋转导向工具无故障工作寿命增加25.1%，最长达到304 h，16口井实现1 500 m水平段”一趟钻”，4口井实现造斜段+水平段“一趟钻”。

5. 油基钻井液与防卡技术

针对龙马溪地层微裂缝发育带来的井漏频发、卡钻等问题，配套形成了高密度油基钻井液堵漏技术，一次堵漏成功率由30%提高至60%。开展了卡钻机理与高风险区研究，制定了“防卡27条” ，并在钻井过程中强化实施，卡钻井比率由28%降低至9.8%、旋转导向工具落井率由8%降至2.9%。

三、现场试验与评价

前文所述，川渝页岩气水平井水平段“一趟钻”5项关键技术都取得较大进步，机械钻速、井下仪器工具寿命有效提高，井下复杂得到控制，使“一趟钻”进尺大幅增加。同时，针对长宁、威远、昭通页岩气地质工程特征，制定了“一趟钻”模板，细化了轨迹设计与工具配套等，助推“一趟钻”普遍实现。2017～2019年，该项技术在长宁、威远、昭通页岩气区块试验应用71口井，平均“一趟钻”进尺从404 m增加至556 m，最长达到2 540 m，水平段钻井趟数由3.6趟钻降为2.7趟钻，17口井实现1 500 m水平段“一趟钻”，其中3口井实现“造斜段+水平段”一趟钻， 1 500 m井段“一趟钻”完成率达到23.9%，2趟钻以内完成率从34.3%提高到48.3%，“一趟钻”技术在川渝页岩气水平井应用取得较好的效果(图3)。

图3 页岩气水平段1 500 m井段钻井趟数统计图

“一趟钻”促使钻井速度和作业效率有效提速，钻机月速从2015年的1 603.65 m/台月增加至2 300.35 m/台月,部分钻井队实现了年进尺超过25 000 m的目标(图4)。

图4 页岩气水平井钻机月速统计图

通过攻关，川渝页岩气实现了“一趟钻”，但是钻机设备配置水平还需提高，井下复杂、卡钻还时有发生，水基钻井液还不具备全面推广条件，这些因素都制约了“一趟钻”目标的普遍实现，是下一步重点攻关方向。

四、结论及建议

(1)川渝地区地质工程条件较国外更加复杂，在充分借鉴国外“一趟钻”技术与经验的同时，必须进行本地化适配与创新。

(2)钻井装备、井下工具等与国外尚存较大差距，是川渝地区“一趟钻”成功率低的关键因素，需加大攻关力度，解决瓶颈技术难题。

(3)川渝地区井漏、卡钻等复杂事故多，给一趟钻成功实施带来极大阻力，需持续技术攻关。

(4)川渝页岩气井通过技术集成与创新，形成的“一趟钻”技术显著提升了页岩气工程技术指标与开发效益，具有重要推广价值。