东溪气田深层页岩气探井井身结构设计及优化

黄志远, 陈思安, 薛 龙

（1.中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院, 山东东营 257000；2.中石化勘探分公司, 四川成都 610000）

东溪气田位于重庆市綦江区, 于1955年开始勘探开发, 截止2005年底共完钻井27口, 其中获气井25口, 开发层段以嘉陵江组为主, 茅口组次之[1], 随着产气量的逐渐降低, 目前90%以上的井处于报废或关停状态。近年来, 随着页岩气勘探的逐步深入, 特别是义和—凤来褶皱带平桥断背斜以及涪陵褶皱带焦石坝箱状背斜两个页岩气高产富集区的突破, 同属于川东南盆内高陡褶皱带二级构造单元的东溪气田有望迎来新的机遇。2017年中石化部署的东页深1井成功试获日产31×104m3方高产工业气流, 拉开了东溪气田五峰—龙马溪组深层页岩气勘探的序幕。

东页深1井作为中石化在东溪气田部署的第一口预探井, 设计之初面临着邻井钻井资料不全、地质认识不全面等多方面的困难。设计使用的井身结构方案较好地满足了安全钻进的需求, 但仍存在优化的空间, 实现安全性和经济性[2]的双赢。

1 东溪气田地质情况

东溪气田整体位于齐岳山断裂下盘, 南部与齐岳山断裂呈断洼接触, 可进一步细化为5个次级构造单元：西部向斜、东溪断背斜、东部向斜、桃子荡断洼、东部抬升断块。东溪构造变形弱, 志留系地层平缓、倾角小, 断层相对不发育。东溪断背斜属盆内高陡构造, 褶皱系数8.3, 闭合系数0.14, 向南、北翼倾覆, 东翼较平缓, 与向斜区呈断层接触, F1断裂向上消失于嘉陵江组膏岩层。东部向斜宽缓, 最宽达17km, 内部发育少量小断层, 东部与齐岳山断层呈断洼接触。

地层自上而下钻遇侏罗系沙溪庙组、凉高山组、自流井组, 三叠系须家河组（以上为陆相地层）、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组, 二叠系长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组, 志留系韩家店组、石牛栏组、龙马溪组, 奥陶系五峰组、临湘组、宝塔组、十字铺组、牯牛潭组、湄潭组[3]。其中页岩气目的层段五峰—龙马溪组埋深约4021～4386m左右。

2 东溪气田钻井难点分析

东溪气田深层页岩气探井目前采用导眼井+侧钻水平井模式实施勘探开发, 在地质资料基础上结合邻井实钻情况, 综合分析钻井施工中面临的主要难点有以下几个方面：

（1）地层压力高, 压力层系复杂。纵向上呈现出常压—高压—异常高压—高压走势。须家河组及以上地层为常压地层, 地层压力系数1.10；雷口坡组—龙潭组为高压地层, 地层压力系数1.30～1.70, 其中嘉陵江组为早期开发主要产层, 东24井钻进过程中发生强烈井喷, 东21、东24井也发生不同程度的井涌现象；茅口组为异常高压层, 地层压力系数1.85～2.00, 为早期开发另一次要产层, 东22、东24井钻进过程中发生多次井喷；栖霞组—宝塔组为高压地层, 地层压力系数1.50～1.70, 目的层段地层压力系数1.60左右。

（2）地层承压能力差, 易漏失。早期完钻的东4-1井、东15井、东21井、东22井、东24井在沙溪庙组—茅口组均有不同程度的漏失。其中, 东22井在嘉陵江组一段共漏失钻井液8363m3；东24井在须家河组漏失钻井液1754m3, 嘉陵江组一段漏失钻井液1033m3、清水6244m3, 茅口组漏失4196m3。茅口组以下地层邻近无实钻资料可参考, 虽然距离东溪气田25km左右的丁山区块、隆盛区块茅口组及以下地层未出现恶性漏失的情况, 但仍需针对性做好防漏、堵漏的准备[4]。

（3）地层高含硫化氢, 井控风险高。东溪气田嘉陵江组普遍含硫化氢, 嘉四—嘉三含量最高, 东4-1井嘉四硫化氢含量最高, 达到11400ppm。邻区丁山地区隆盛3井茅口组硫化氢浓度达到81.2～172.3ppm, 丁页4井在雷口坡组硫化氢含量最大达11ppm。邻区焦石坝地区焦页1井长兴组硫化氢浓度也达到52～55ppm。综合地质分析及邻井实钻情况, 三叠系雷口坡组、嘉陵江组可能钻遇较高浓度的硫化氢, 在二叠系长兴组、茅口组和志留系石牛栏组也有可能钻遇硫化氢显示。

（4）水平段较长, 井壁稳定性存在不确定因素。东溪气田页岩气目的层段五峰组—龙马溪组埋深约4021～4386m左右, 设计井深5820～6195m, 水平段长度1500m左右。设计的东页深1井为当时国内页岩气设计垂深、井深最深的页岩气水平井, 可供参考的资料较少, 井壁稳定性无法判断。

3 东页深1井井身结构设计及实施效果

在综合分析地质资料, 结合东溪气田、丁山区块邻井实钻情况, 东页深1井井身结构设计方案如表1所示。

表1 东页深1井井身结构设计方案表

导管目的是封隔浅层水和浅层漏失井段。

表层套管以封隔雷口坡组地层、不钻开嘉陵江组任何产层为原则确定完钻深度, 为下一开次打开嘉陵江组、茅口组高压地层创造条件。

导眼井二开使用∅311.2mm钻头钻至设计井深, 裸眼完钻。

侧钻井二开使用∅311.2mm钻头钻至A靶点, 下入∅244.5mm技术套管, 为长水平段施工创造条件。

侧钻井三开采用∅311.2mm钻头钻至设计井深, 下入∅139.7mm套管完井。

若导眼井二开钻进过程中钻遇恶性漏失、异常高压等难以处理的复杂情况, 提前下入∅244.5mm技术套管封隔复杂层位。导眼井三开使用∅215.9mm钻头钻至井深4426m, 裸眼完钻。侧钻水平井使用∅215.9mm钻头钻至设计井深, 下入∅139.7mm套管完井。

东页深1井2017年10月28日开钻, 于2018年6月20日完钻, 实际钻井周期215d, 平均机械钻速3.31m/h。试获日产31×104m3高产工业气流, 取得深层页岩气勘探重大突破[5]。实钻井身结构与设计井身结构对比如表2所示。

表2 东页深1井身结构实钻与设计对比表

可以看出东页深1井导管、表层套管严格执行设计下深原则。导眼井二开钻进过程中嘉陵江组、茅口组等地层未出现任何井漏、井涌等井下复杂情况, 井眼情况良好, 二开裸眼完钻。侧钻二开钻进过程中, 由于大尺寸钻头定向困难, ∅244.5mm技术套管未下到预定深度（A靶点）。侧钻三开使用油基泥浆+旋转导向施工工艺, 顺利完成长水平段井眼施工。

4 井身结构设计优化方案

东页深1井实施较为顺利, 未出现井下复杂情况, 后期部署新井井身结构存在优化的空间。

4.1 导管

东页深1井导管钻进过程中未钻遇浅层地表水及浅层漏失层位, 且在沙溪庙组未钻遇气层及其它复杂情况。因此, 可减少导管下深至30～60m, 建立循环。

4.2 表层套管

东页深1井表层套管以封隔雷口坡组及以上地层为原则, 目的是保证二开打开嘉陵江组、茅口组高压地层时的井控能力。实际钻进过程中, 嘉陵江组、茅口组最高钻井液密度2.00g/cm3, 未发生溢流、井涌、井喷等复杂情况。此外, 从区域钻探经验来看, 凉高山组—雷口坡组地层承压能力较高, 可以与嘉陵江组、茅口组地层放在同一开次[6]。因此, 表层套管下深可适当减少, 根据地层埋藏深度, 封过下沙溪庙组即可（至少下深700m）。

4 .3技术套管

（1）套管尺寸。若二开嘉陵江组漏失严重, 提前下入∅244.5mm技术套管至茅口组顶部, 后续钻井施工过程中再钻遇难以处理的复杂情况, 还需补下一层技术套管封隔复杂层位时, 必然会导致生产套管尺寸的减小（∅114.3mm或更小）, 影响后期产能[7]。

因此, 二开将技术套管尺寸由∅244.5mm优化成∅273.1mm。若嘉陵江组漏失严重, 提前下入本层套管至茅口组顶部, 之后采用∅241.3mm钻头钻进, 再钻遇复杂层位可悬挂一层∅193.7mm技术套管进行封隔。后续使用∅165.1mm钻头钻进, 下入∅139.7mm+∅127mm端部镦粗套管完井, 保证完井套管尺寸, 满足后期采气产能的需求。

（2）套管下深。东页深1导眼井实施顺利, 二开裸眼完钻。侧钻二开设计使用∅311.2mm钻头钻至A靶点, 下入∅244.5mm技术套管, 但在实际钻进过程中∅311.2mm大尺寸钻头定向困难, 钻至井斜角47°左右提前下入∅244.5mm技术套管。

从钻进效果来看, 韩家店组、石牛栏组地层稳定性较好, 侧钻斜井段井径扩大率小于15%, 未发生坍塌、掉块等情况。因此, 技术套管可以考虑下在直井段, 在留足侧钻空间的前提下尽量下深, 避免大尺寸井眼定向, 减少钻井周期。

5 井身结构优化方案

由于东页深1井的重大突破, 中石化加大了东溪气田深层页岩气的开发力度, 先后部署了东页深2、东页深3以及东页深4井, 采用优化后的井身结构设计方案, 具体参数如表3所示。

表3 井身结构优化方案

6 实施效果分析

东页深3、东页深4井均于2019年开钻, 2020年完钻, 东页深2井开钻时间较晚, 于2020年开钻, 2021年完钻, 三口井各开次钻井周期与东页深1井的对比情况如图1所示。其中, 东页深3井钻井周期180.97d（除去组织停工时间）, 与东页深1相比, 钻井周期降低16.12%, 全井平均机械钻速3.67m/h, 较东页深1井提高10.88%。东页深4井钻井周期133.17d（除去组织停工时间）, 与东页深1相比, 钻井周期降低47.16%, 全井平均机械钻速4.43m/h, 较东页深1井提高33.84%。在充分总结分析东页深3、东页深4实钻资料的基础上, 东页深2井综合应用高压喷射钻井技术、多筒取芯等技术, 钻井周期进一步缩短至113.99d, 与东页深1相比, 钻井周期降低47.16%, 全井平均机械钻速7.00m/h, 较东页深1井提高111.5%。

图1 东溪气田深层页岩气探井各开次钻井周期对比图

7 结论与建议

（1）优化后的井身结构方案减少了各层套管的下入深度, 在保证安全钻进的同时, 大幅降低了钻井成本；

（2）优化后的井身结构方案大尺寸钻头进尺减少, 极大提高了机械钻速, 减少了钻井周期；

（3）从现场实施效果来看, 井身结构优化方案满足安全、快速钻进的要求, 可以在东溪气田深层页岩气探井中推广使用。