长宁区块页岩气开发表层井眼轨迹优化设计

霍　阳， 朱　艳

(1.中国石油渤海钻探工程有限公司，天津300280；2.中国石油大港油田公司 第四采油厂，天津 300280)



长宁区块页岩气开发表层井眼轨迹优化设计

霍阳1， 朱艳2

(1.中国石油渤海钻探工程有限公司，天津300280；2.中国石油大港油田公司 第四采油厂，天津 300280)

长宁区块页岩气钻井施工中会遇到表层自然增斜严重、地层可钻性差、防碰稳斜段井斜较小、降斜井段易垮塌、钻井周期长及成本居高不下的难题。在分析该区块页岩气井眼轨迹原设计优缺点的基础上，进一步优化施工井布井方案、井眼轨道设计及钻井技术，提出了长宁区块页岩气开发表层施工井眼轨迹优化方案。该技术方案经过现场实践及应用，取得了良好效果，可显著提高机械钻速、缩短钻井周期，为长宁区块页岩气规模开发提供了技术支持。

页岩气；轨迹优化；防碰；钻井提速；长宁

我国页岩气资源类型多、分布广、潜力大，据国土资源部评估，储量可达25×1012m3(不含青藏区)[1]。基于页岩气十分优异的气质条件(甲烷含量高达98%～99%，且不含硫化氢)，完全可作为与常规天然气同等质量、甚至更优的清洁高效化石能源与化工原料[2]。随着常规天然气勘探开发的不断深入和国外页岩气的成功开发，我国页岩气资源的勘探开发也全面铺开[3]。长宁区块属于中国石油长宁-威远页岩气示范区，近期长宁区块施工的水平井都存在上部直井段工期长、钻井时效低等问题，严重制约着本区域页岩气开发的进展。技术人员通过探索本区域表层施工各井段特点，结合实例分析轨迹优化方案，在一定程度上提高了长宁区块的钻井开发速度，为今后区域开发方案编制提供了重要依据，同时也为国内页岩气水平井钻井技术积累施工经验。

1　长宁区块简介

1.1构造概况

长宁区块区域构造位置位于四川盆地与云贵高原结合部，川南古坳中隆低陡构造区与娄山褶皱带之间，北受川东褶皱冲断带西延影响，南受娄山褶皱带演化控制，其构造特征集二者于一体的构造复合体。工区北邻莲花寺老翁场构造，南接柏杨林-大寨背斜构造，西为贾村溪构造，东隔凤凰山向斜与高木顶构造相望[4]。

1.2地层概况

长宁背斜核部出露寒武系、志留系，两翼为二叠系～三叠系。出露最老地层为下寒武统龙王庙组，顶部多出露二叠系。钻探主要目的层为龙马溪组灰黑色页岩层。根据邻井资料龙马溪组厚度150～320 m，其中富含页岩气组为下部的30 m左右优质页岩层，即“甜区”[5]。

1.3布井情况

长宁某平台部署两排共6口龙马溪组页岩气专层水平井，排间距30 m，井间距5 m。北半支开钻顺序为1号井、2号井、3号井；南半支开钻顺序为6号井、5号井、4号井，如图1所示。

图1　长宁某平台布井情况

Fig.1The well distribution of a certain platform in Changning block

2　长宁地区施工平台原设计

2.1原设计概况

平台6口井均为三维水平井，总体上采用“直-

增-稳-增扭-稳(水平段)”模式。进入龙马溪后，完成定向增斜、稳斜、增斜扭方位和水平段作业。剖面类型为“直-增-稳-增-稳-降-直-增-扭-平”，施工难度大，表层预斜稳斜角度为5°左右，预斜造斜率(3.0°～3.5°)/(30 m)，且预斜后二次增斜到12°～15°，至正式造斜点前需要降直,因防碰及平台布井需要轨迹较为复杂，实施难度较大[6]。以平台2号井设计为例进行说明，具体参数如表1所示。

2.2原设计表层施工难点

根据2号井的设计和先期施工的3号井现场施工中实际遇到的困难，可以看出在龙马溪组正式造斜之前的表层防碰井段，施工难度较大，其中：① 表层预斜造斜率较高，为(3.0°～3.5°)/(30 m)；且表层造斜井深较浅，地层为须家河组，该层位可钻性差，复合钻进钻时为10～20 min/m，滑动钻进钻时为30～40 min/m；且本层位复合钻进导向增斜严重，为1°/(30 m)；所以在本层位完成增斜、稳斜作业不仅难度很大，且严重影响钻井时效。② 表层防碰稳斜段井斜较小。过小的稳斜角度难以达到良好的稳斜效果，为了更好的控制轨迹需频繁滑动钻进调整轨迹。③ 增斜井段被分为两段，且增斜率过高为3°/(30 m)。过高的增斜率意味着井眼曲率更小，会增加后期钻进的摩阻，同时也会增加后期下套管作业的难度。④ 嘉陵江组上部漏失严重，处理井漏时使用随钻仪器监测受到限制，无法实现井眼轨迹的实时调整。⑤ 降斜井段在龙潭组底部，含有大段煤层，易垮塌，且本层位以及后续的茅口组、栖霞组等存在大量研磨性强的夹层，将降斜井段设置本层位严重影响时效[7-8]。

表1　长宁某平台2号井原始设计

2.3原设计防碰方案

本平台6口井初始造斜点基本都在70～80 m(见图2)，随后顺着各井的方向可以迅速分离出去，防碰风险较低。

图2　平台造斜点汇总图

图3　平台防碰扫描图

Fig.3The anti-bumping scanning image in the platform

平台防碰扫描图如图3所示，当钻至井深680 m处时，各井防碰位置均大于30 m，防碰安全系数较高。

3　表层施工轨迹优化

3.1优化方案

针对以上原设计的各种施工难点，通过现场分析，设计了以下井眼轨迹优化方案。本方案原则为加快钻井时效，降低井下风险[9]。具体方法为：① 降低表层预斜造斜率，将原设计降至2°/(30 m)以减小井下风险。② 选取可钻性相对好的地层造斜、降斜，在嘉陵江、雷口坡等层位充分利用地层自然增降斜规律，提高钻井时效。③ 整合定向井段，将原设计中两段造斜井段合并为一段，尽量满足“多转、少滑”钻进需要。④ 简化剖面，兼顾降低防碰风险，降低施工难度。⑤造斜段尽量避开500～600 m井漏井段，为常规钻具堵漏、试钻留下余量。

3.2设计优化

由于本平台1井、6井采用深定向方式施工，上部为直井段，以本平台2井举例说明优化方案，结果如表2所示。

表2　长宁某平台2号井优化设计

3.3优化方案分析

本方案充分吸收了前期施工井的经验，首先，尽量避免表层须家河组大段稳斜。同时将原设计中两段造斜井段整合至一段，同时降低造斜井段造斜率，保障井下安全。其次通过改变造斜点错开防碰井段，确保防碰安全。最后选取雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组等钻时较快的井段做造斜段、降斜段。将增斜井段放置在自然增斜层位，降斜井段放置在自然降斜层位，降斜段巧妙的避开垂深1 600 m左右煤层与铝土质泥岩等复杂井段，通过现场试验取得了良好效果。

4　时效分析及后续施工难点分析

4.1时效分析

结合现场施工摸索出来的经验，优化方案在长宁区块表层进行施工，结果如表3所示。通过对按照原设计已钻的3号井以及按照优化设计已钻的2号井进行时效分析，实际滑动进尺由未优化的3号井270.71 m，降为优化后2号井的185.4 m，降低滑动进尺31.5%。同时，纯滑动时间由原来的154.84 h降为50.96 h，其中，降斜井段机械钻速由原来的1.06 m/h提高至2.96 m/h，提速超过1倍。实际完成二开井段时间由原来的71.0 d降低至35.1 d，节约钻井时间35.9 d。

表3　优化前后时效对比

4.2后续施工难点分析

原设计方案所采用表层预斜后各井向四周分开的方式，适用于地层较软、可钻性好的地区，经过现场试验，长宁地区表层须家河组地层较硬、研磨性强、跳钻严重。在目前各方要求钻井提速的前提下，原方案适应性欠佳。优化方案通过造斜点上下错开来实现防碰的同时，也增加了防碰难度,如图4所示。

由图4可知，由于改变了造斜点深度，造成各井难度加大，后续施工应及时监测，随时进行防碰扫描计算，确保各井防碰安全[10-12]。

5　结论

(1) 长宁区块普遍采用的5°井斜分离各井施工难度大。后续设计中应增大预斜井斜角度，方便稳斜钻进中提高复合钻进比例。

(2) 采用新的轨迹设计在一定程度上提高了钻井时效，本区域地层对机械钻速影响较大。实际施工中应尽量避免在慢钻时的井段大量滑动钻进调整井眼轨迹，可以考虑新型钻头以及空气锤等方式加快页岩气开发速度。

图4　3口井优化井眼轨迹后的防碰扫描图

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(编辑王亚新)

Surface Wellbore Trajectory Optimization Design for Shale Gas Development in Changning Block

Huo Yang1， Zhu Yan2

(1.BohaiDrillingEngineeringCompanyLimitedCNPC,Tianjin300280,China; 2.The4thOilRecoveryPlant,DagangOilFieldCNPC,Tianjin300280,China)

There are many difficulties during the shale gas development and drilling process in Changning block, such as serious nature deviation angle of surface formation, poor drillability, small deviation in anti-collision and angle maintaining interval, collapse in the angle descending interval, long drilling period, high drilling cost, and so on. Based on the disadvantages analysis of the previous design plan, the well distribution plan, well trajectory design and drilling technology is further optimized for the cluster wells, and a new trajectory optimization scheme is proposed. The technology scheme has achieved good results through field test. The drilling speed has been improved obviously and the drilling period has been reduced significally, which provide technical support for the shale gas development in Changning block.

Shale gas； Trajectory optimization； Anti-collision； Increase of drilling speed； Changning block

1006-396X(2016)03-0055-04

2015-08-28

2016-04-08

霍阳(1986-)，男，工程师，从事页岩气开发研究；E-mail：549098196@qq.com。

TE355.5

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.011

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn