页岩气水平井钻井技术

页岩气水平井钻井技术
摘要当前我国页岩气水平井钻井施工整体表现出成本高、周期长、复杂事故多等问题。

针对这些问题，本文对国内页岩气井进行了技术跟踪，归纳了当前我国页岩气水平井钻井过程中所面临的轨迹优化及控制、井壁稳定、摩阻扭矩、井眼清洁以及固井技术等难点问题。

关键词页岩气水平井轨迹控制井壁稳定摩阻
美国页岩气资源的规模化开发和商业化利用，正在改变着世界能源格局，而同为世界能源进口大国的中国，同样拥有丰富的页岩气资源。

政策以及相关支持政策的陆续出台，不但表明了我国政府大力发展页岩气资源的决心，而且正在积极推进我国页岩气产业的全面、快速发展。

页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式，在一定地质条件下聚集成藏并具有商业开发价值的非常规天然气。

与常规天然气藏相比，页岩气储层孔隙度主体小于10％，储层孔隙为0~500nm，孔喉直径介于5~200nm，渗透率极低，一般多采用水平井并经水力压裂技术改造后进行开发。

当前，公认的具备商业开采价值的页岩气藏需具备以下条件：①页岩气储集层厚度大于100ft（30m）；②富有机质页岩有机质丰富，TOC > 3 %；③成熟度Ro在1.1-1.4之间；④气含量>100ft3/t；⑤产水量较少，低氢含量；⑥黏土含量小于40 %，混合层组分含量低；⑦脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；⑧围岩条件有利于水力压裂控制。

页岩气藏作为典型的连续型油气聚集，往往分布在盆地内厚度大、分布广的集“生-储-聚”为一体的页岩烃源岩地层中。

页岩作为粘土岩常见岩石类型之一，是由粘土物质经压实、脱水、重结晶作用后形成的，其成分复杂，除包含高岭石、蒙脱石、水云母、拜来石等粘土矿物外，还含有诸如石英、长石、云母等碎屑矿物和铁、铝、锰的氧化物与氢氧化物等自生矿物，页岩层理构造发育，多呈页状或薄片状（图1左），并沿层理发育有大量裂隙和微裂隙（图1右），脆性高、易碎，外力击打作用下易裂成碎片，且吸水膨胀性强，长时间裸露浸泡后极易引起井壁缩径、垮塌、掉块等复杂事故。

例如，四川威远-长宁构造完成的3口页岩气水平井，水平井段钻进过程多次遭遇井壁垮塌、掉块等复杂，引发卡钻、报废进尺等事故，并导致3口水平井储层段40%进尺作业占总作业时间70%以上。

同时，页岩气水平井井壁失稳问题频发，不但严重影响到钻井周期、钻井成本等问题，还直接导致井身质量差、固井难度大、储层污染严重等问题，这些问题都给后续开发带来极为不利的影响。

据不完全统计，截止2012年初，四川威远、长宁及云南昭通页岩气产业化示范区完钻的4口水平井，平均井深3357米，平均钻井时间118天，而北美地区井深4000~5000米，水平段1500~2000米的页岩气井钻井周期通常在15~20天，水平段钻井时间仅为5~8天。

由此可见，我国相对落后的页岩气水平井钻井技术，已经成为制约我国页岩气工业快速发展的重要瓶颈。

图1页岩层理构造及裂隙电镜扫描照片
1 钻完井技术重点、难点分析
（1）井眼轨迹优化设计及控制
由于页岩气储集层渗透率低，为了实现页岩气的商业化、规模化开发利用，必须钻大量的水平井，而长水平段水平井钻井过程中，如何有效降低摩阻扭矩，如何实现井眼轨迹精确控制是摆在当前尚未得到解决的问题。

图2 平台水平井
出于为了获得更好的压裂效果、沟通更多的天然裂缝以及井壁稳定的考虑，水平井眼轨迹通常设计为沿着最小水平地应力方向，同时，为了降低钻井成本，国外多采用多井平台长水平段水平井开发，即每平台6~8口水平井，最多可24口井，通常采用中长半径，造斜率10°~14°/30m之间，水平段长度通常介于1000~1500m，最长达到3000m，见图2。

因此，页岩气平台水平井三维轨迹不可避免，如何实现精确导向、防碰绕障等问题也相继产生。

针对精确导向问题，虽然目前有一系列旋转导向工具，能够提供精确定向服务且能形成高质量的井眼，但是成本高，在规模开发中，普遍采用旋转导向实行轨迹控制与页岩气开发的低成本战略不相符，如何采用MWD+常规导向马达,在滑动+旋转钻进方式下实现页岩气水平井三维轨迹的精确高效控制也成为当前面临的一大难题。

（2）井壁稳定
对泥页岩井壁失稳问题的研究，自上世纪以来，先后经历了纯力学研究（弹性力学阶段，弹塑性力学阶段，多孔弹性力学阶段）、泥浆化学研究、力-化耦合研究、力-化-热力学耦合研究等多个研究阶段，取得了一系列的研究成果和较为系统的研究方法，但当前井壁失稳仍
是页岩气钻井过程中一个不可回避的问题，页岩气储层井壁失稳问题在我国页岩气开发过程中已普遍存在。

如我国四川、云南页岩气示范区，钻井过程中无一避免的出现了严重井眼垮塌。

例如，昭101井牛蹄塘组灰色、深灰色、灰黑色泥岩层理发育，引起井壁坍塌，同时存在破碎带，井径扩大率最高达68%；昭103井清虚洞组底部出现严重扩径现象，1900米至1975米平均井径扩大率32.33%；威201-H1井钻井中，使用密度1.22 g/cm3的油基钻井液进入龙马溪页岩储层，定向及水平段逐步调整密度至1.30~1.85g/cm3，井下出现垮塌，该井34.39天钻至完钻井深，但完井阶段处理井下复杂时，钻井液密度调整至2.30 g/cm3，多次重浆举砂，清理出垮塌物（见图3）约35m3，耗时37天；宁201-H1井在2800~3000m井段出现严重垮塌，起钻时造成钻具卡死无法处理，导致侧钻等等。

图3 威201-H1垮塌物
频频遭遇的井壁失稳问题表明，目前，不管是国内钻井公司还是国外钻井公司，不管是使用水基泥浆还是油基泥浆，都不能很好地满足当前页岩气水平井长水平段的安全钻进要求，因此，对页岩气水平井井壁失稳问题仍需进行更为精细、系统的研究，主要包括：地层构造分析、岩性分析、水平段岩石力学特性分析、地应力精确预测、泥浆类型优选、安全泥浆密度窗口等多个方面。

（3）井眼清洁
页岩气长水平段水平井，井眼清洁难度大。

在水平井眼中，若井眼清洁不好，岩屑容易在30°-65°造斜段翻滚上升、沉降形成“叠片式”岩屑床。

由于在该斜度下岩屑床极其不稳定，容易突然发生滑落造成阻卡。

同时，由于岩屑床的存在减小了环形空间面积，很容易引起憋泵、钻具下部扶正器产生大扭矩或造成泥包扶正器。

而钻具的滑动和转动，会反复碾碎岩屑，使岩屑颗粒变细，造成钻井液固相含量升高，从而导致钻速下降、起下钻抽吸压力升高、摩阻、扭矩急剧增加。

现有研究表明，井眼清洁与钻井液流变性、钻具转速、排量等密切相关。

页岩气水平井钻井过程中，钻具无论是在旋转还是在静止状态下，始终靠近低边，高粘度的钻井液液流阻力大，很难清洗沉积在低边的岩屑床，虽然低粘度泥浆更容易清洗低边岩屑床，然而低粘度
钻井液携带岩屑上返至地面需要更高的流速，例如，在转速大于40rpm时，1m/s 上返速度就能彻底将水平井清洗干净，但返速压耗增大、ECD增高，对漏失、井壁稳定等带来十分不利的影响。

此外，转速的增加，虽然可以提高井眼清洁效果，但高转速、大扭矩会导致钻具剧烈振动，在对井壁造成冲击破坏的同时，钻具自身也会受到严重的磨损。

因此，合理优化水力参数，确保页岩气长水平段井眼清洁，对实现页岩气长水平段快速、安全钻进具有重要意义。

（4）摩阻扭矩
在摩阻扭矩作用下，当钻柱轴向载荷超过临界屈曲值时将会发生屈曲变形，轴向压力超过了正弦临界屈曲力，钻柱会发生正弦屈曲（蛇形，见图4左），若继续增加钻压，将导致钻柱的轴向压力继续增加，一旦超过钻柱螺旋临界屈曲力，钻柱将由正弦弯曲过渡到螺旋弯曲，即沿着井壁盘成螺旋状（见图4右），螺旋屈曲的发生，会使钻具发生自锁现象而难以给钻头提供有效的钻压和扭矩，也即无法实现正常的钻井目的。

图4 井下钻柱屈曲变形
影响摩阻扭矩的因素很多，通常认为与井眼轨迹、井眼钻具组合、井眼清洁、钻井液性能、钻头扭矩等密切相关。

而在页岩气长水平段钻井过程中，钻具发生屈曲不可避免，如何合理减轻因屈曲给钻井效率带来的影响已经成为不可忽视的问题。

（5）固井技术
页岩气水平井90%以上要采用套管固井，以满足井壁稳定、后期大型分段压裂和生产的要求。

鉴于页岩气储层自身的特性及当前页岩气水平井钻井工艺水平，固井面临的难点主要包括：
①套管居中度差：下套管时，斜井段套管易与井壁发生大段面积接触。

当井斜超过70°时套管重量的90%将作用于井眼下侧，套管严重偏心，居中度难以达到66.7％以上；
②固井前洗井、驱替效果差：首先，岩屑床中的岩屑难以清洁干净；其次，油气层顶界埋深浅，顶替时接触时间短，不容易顶替干净；另外，井斜角大、水平位移长，套管在井眼内存在较大偏心，低边泥浆难以驱动，产生“拐点绕流”现象，难以达到洗井目的；若采用油基泥浆钻井，固井前则需要足量的特殊化学冲洗液来恢复水润性，达到润湿反转，这本身
就增加了清洗难度；最后，页岩气储集层存在大量天然裂缝，安全泥浆密度窗口窄，替浆过程中很容易引发井漏，从而影响固井质量。

此外，页岩气藏的高效开发，离不开后期压裂改造措施的实施，而大型水力压裂与分段压裂，要求水泥环具备更高的抗冲击性及封固效果的长效性，这对水泥浆胶结质量提出了更高的要求，有待进一步研究并解决。

2 结论及建议
总体看来，当前我国页岩气水平井钻井技术还处于起步阶段。

目前，国内页岩气水平井施工整体表现为施工周期长、复杂事故多、固井质量难以满足后期需要、单井成本高等多个方面，难以实现商业化、规模化开发。

建议开展以下关键技术研究：
（1）平台井轨迹优化设计及控制技术研究，并开展“工厂化”作业整体设计与实施研究，从根本上降低钻井成本；
（2）开展页岩气水平井井壁稳定技术研究，以实现安全钻进；
（3）水力参数优化设计研究，以实现快速钻井；。