地下壓裂縫網展布情況是什么樣的？儲層改造效果如何？……這些困擾技術人員的難題，以往只能靠想象和壓裂軟件模擬。如今，圍繞評價壓后效果、優化壓裂措施、提高地質建模精度，江漢油田依托集團公司重大先導試驗和科研項目，組建多專業聯合攻關團隊，在涪陵頁巖氣田立體開發區實施壓后取芯，揭開了地下人工縫網的神秘面紗。
鉆井取芯在頁巖氣勘探開發中十分常見，但壓裂后，甚至開采后水平井取芯，這在國內還沒有先例。
先出發，意味著先遇到困難。面對頁巖氣壓后復雜縫網區取芯易漏、易垮、易噴、易碰，巖芯收獲率難以保障等難題，江漢油田油氣產能建設管理中心聯合油田研究院、工程院開展攻關，不斷突破極限，創新形成了大斜度井、水平井壓后取芯技術，推動涪陵頁巖氣田壓后裂縫區鉆井取芯技術達到世界領先水平。截至目前，已完成6口井壓后取芯，取芯長度1122.96米，巖芯收獲率平均達到98.9%，為評價氣田壓裂效果和立體開發政策提供了第一手基礎資料。
難度大、風險大、方法難
“在以前想都不敢想”
4月1日，在巖芯庫內，技術人員正在仔細研究焦頁12-檢1井122.45米的巖芯，精細刻畫裂縫的走向、條數、大小、寬度，用以評價壓裂效果。
作為國內首口頁巖氣壓后取芯井，焦頁12-檢1井的成功有著不一樣的意義。“壓后取芯在以前想都不敢想。”江漢油田工程技術管理部經理張玉強坦言。常規取芯會避開裂縫區，而壓后取芯目的層必須是人工裂縫發育的壓后頁巖地層，“人工裂縫區巖芯破碎，導致巖芯易脫落、收獲率低，甚至有可能收獲不到巖芯”。
除了巖芯破碎，已經投產的老井開采后地層壓力虧空嚴重，壓力系數低，地層能量不足，鉆進過程中容易垮塌。加上要在井網之間來回穿梭，鉆井液有可能漏失到鄰井中，造成鄰井“淹死”，或者鄰井氣竄導致井噴，風險非常大。
“在幾千米的地下，井筒之間的距離只有幾十米，一旦數據不準，就會碰到老井套管。”油氣產能建設管理中心鉆井管理室主任代永波說。
這些可預料的困難讓技術人員對壓后取芯望而生畏。當時，能不能打成井、取不取得出巖芯，成為大家討論的重點。但為了評價頁巖氣壓裂效果、了解剩余氣分布，裂縫區取芯必須拿下。
明知山有虎，偏向虎山行。聚焦打成井，江漢油田打出工藝、工具優化“組合拳”，采用高性能低密度水基鉆井液，有效降低了地層漏失和坍塌風險，以及對巖芯的污染，確保巖芯含氣性等基本信息完整，方便后期研究，同時改進鉆頭、螺桿等工具，優化鉆壓、鉆速等取芯參數，不斷提高施工成功率。
在鉆進過程中，地質導向人員駐守現場，仔細判斷地層層位，增加測量頻率，確定好鉆頭在地下的坐標，隨時計算防碰距離，保證軌跡精準。
由于取芯鉆具中不能攜帶常規螺桿工具，技術人員只能依靠經驗和機械性措施來控制鉆井軌跡。這一方法引來不少質疑，有人認為“是在地下盲取”。
“通過科學優化扶正器位置和鉆井參數，靠機械性措施一點一點摳，確保軌跡按設計穿行。過程中的每個問題都是經過團隊認真考慮討論過的，我們對這個方法很有信心。”代永波介紹，該方法在焦頁66-檢2井成功應用，200多米連續取芯軌跡控制，上下偏差只有1米。
打到目的層后，如何將巖芯保持原形取出來成了最大的難題。沒有經驗可供借鑒，技術人員只能摸索著前進。
有專家建議把萬能螺桿裝在取芯筒后面，可以邊控制軌跡邊取芯。技術專家否定了這一提議，他們認為鉆進中擾動取芯筒，會破壞巖芯的完整性，容易卡芯、堵芯。最終，考慮到取芯和軌跡控制的矛盾點，技術團隊大膽創新，在國內首次提出新的工作思路——取芯不定向、定向不取芯。
理論是否可行，要靠實踐來驗證。江漢油田在焦頁66-檢1井運用這一思路，取芯收獲率達99.36%。之后，成功取芯的每一口井都驗證了新思路的正確性。
直井、大斜度井、水平井
不斷挑戰極限
“以后在直井取芯，連續10筒我們都能搞定。”說起壓后取芯，張玉強信心滿滿。
信心源自實力。一年來，按照先易后難的步驟，江漢油田油氣產能建設管理中心從直井到大斜度井再到水平井，不斷挑戰極限，通過自主創新和工程工藝迭代優化，創建了壓后復雜縫網區取芯鉆井技術，形成了壓后縫網區連續取芯配套工藝技術，在全球遙遙領先。
據該中心鉆井管理室副主任林安國介紹，在焦頁12-檢1井完成第一口直井取芯后，他們就把目光聚焦到了大斜度井。焦頁66-檢1井、檢2井、檢3井、檢4井是4口大斜度取芯井，井斜達到66度。井斜越大，意味著巖芯更易斷、易堵。
在大斜度井取芯過程中，技術人員創新研發了內筒扶正器，可保持取芯內筒居中狀態，減少對巖芯的擾動，從而保持巖芯壓后的原始狀態，并采用高效取芯鉆頭等，有效提高了頁巖壓裂改造地層巖芯收獲率。
江漢油田還創新取芯井筒利用模式，首次采用“四井合一”的新方式，只需打一次井眼，就能完成4口井的取芯任務，可節約幾千萬元成本。“我們在焦頁66-檢2井取芯后，分別側鉆3次，高效完成了焦頁66-檢1井、檢3井、檢4井取芯，這是國內頁巖氣井首次完成單眼四井取芯任務。”林安國介紹，4口井累計取芯進尺764.5米，取芯長度760.63米，巖芯收獲率達到99.45%，實現了“鉆井零溢流、鉆井液零漏失、軌跡零碰撞、信息零丟失”。
有了“四井合一”大斜度井的取芯經驗，技術人員又開啟水平井壓后取芯的攻關之路。“水平井要躺著取芯，進芯阻力非常大，重力下垂導致取芯筒外筒干擾內筒，巖芯易碎。”代永波說，“取芯工具長了也容易脫扣、斷裂，因此對工具的精度要求更高。”
頂著壓力，江漢油田部署了國內首口頁巖氣壓后裂縫區水平段取芯井——焦頁66-檢5井，目的是通過多種取芯方式，明確涪陵頁巖氣田焦石壩立體開發區三維空間裂縫展布特征。
焦頁66-檢5井設計取芯段266米、設計水平段1957米。針對取芯工具組合難下入、取芯工具內筒不居中等問題，技術人員優化取芯鉆具組合，縮小扶正器軸承間隙，在提高取芯內筒居中度的同時，增強取芯鉆進的工作穩定性，并采用含有微納米封堵材料的頁巖水基鉆井液，有效解決了壓裂區取芯易垮塌的難題，同時優選取芯筒內筒材質，增加光滑度，減少進芯摩阻。
創新永無止境。技術人員持續探索工程極限，采用“六筒連接”取芯方式，形成了鉆井長筒取芯技術。為保障施工順利進行，江漢油田成立頁巖氣井壓后鉆井取芯現場技術團隊，全程駐井跟蹤指導，統一管理取芯工具準備、鉆井液性能調控、復雜軌跡控制、取芯參數優化等工作。現場人員精細操作，高效完成取芯、割芯、出芯及地面切割、含氣測試、數字掃描等任務，確保取芯安全、出芯順暢、切割完整、資料準確。
最終，焦頁66-檢5井在水平段連續取芯進尺達240.2米，水平段芯長239.82米，水平段單次長筒取芯最長達53.7米，刷新單平臺壓后取芯總進尺最長、單井水平段連續取芯進尺最長、水平段芯長最長、單次水平段長筒取芯進尺最長、水平段取芯平均收獲率最高等5項鉆井紀錄。
“在同一井眼開展水平鉆井取芯工藝試驗的基礎上，我們又下入生產套管，以達到采氣目的，首次在頁巖氣井中實現了一井取芯、采氣雙用。”林安國介紹。同時，他們還利用該井評價小井距剩余氣分布情況，指導下一步小井距加密布井的部署，為提高多層立體開發采收率、“吃干榨凈”地下資源打下堅實基礎。
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