中國陸相頁巖油鉆井技術發展現狀與前景展望

張瀚之 翟曉鵬 樓一珊

1.長江大學油氣鉆井技術國家工程實驗室防漏堵漏技術研究室；2.長江大學西部研究院

0 引言

早在20世紀30年代，中國東北撫順地區已經探明具有開采價值的大規模頁巖油藏。自新中國成立后中國關于頁巖油的研究集中在催化裂化、蒸餾分餾等油頁巖提煉與加工方面［1-3］。1980年1月7—11日國際油頁巖和油砂小組在聯合國大廈召開第一次會議，中國、美國、蘇聯等8個國家的專家參加了本次會議［4］。會議中各國專家對頁巖油作為燃料能源以及化工材料方向的發展提出了指導意見，美、蘇等發達國家對頁巖油氣的開發與利用極為重視，并爭取在新世紀突破頁巖油加工方面的技術難點，實現頁巖油氣產量翻倍的終極目標。20世紀70年代美國石油能源歷經生產高峰后產能下降，2008年以EOG為首的美國主體能源公司將頁巖氣水平鉆井技術應用于頁巖油開發，頁巖油產量增加穩定了美國石油能源格局［5］，并使全球能源行業意識到了頁巖油對于未來全球石油能源的重要意義，在全球范圍內引起了一次新的頁巖油勘探開發熱潮。2018年12月12日中國石油召開中國陸相頁巖油理論技術進展與戰略研討會，會議中指出中國對于頁巖油藏的勘探開發工作已經取得重大突破，頁巖油儲量可觀，對于未來能源戰略具有重要意義，這預示著中國頁巖油的研究工作已經逐漸進入實現開采利用的發展階段［6］。

相較于北美，中國頁巖油盆地經歷的構造活動頻次更高，頁巖油氣藏連續性、穩定性相對較弱，開采難度更大［7］。然而，隨著國內外頁巖油開采技術的不斷發展，中國各大油氣公司借鑒美國陸相頁巖油的開發經驗［8］，在東北松遼盆地、渤海灣盆地、新疆準噶爾盆地、河南南襄盆地相繼鉆探了一批頁巖油井，均采出工業油流。

中國現階段陸相頁巖油鉆井技術施工成本高，鉆井難度大，如何高效低成本開發是面臨的首要難題。中國頁巖油開發起步較晚，應注重于解決現有陸相頁巖油井鉆進時所遇技術難點，并結合國外先進技術，研發出適用的高效低成本鉆井技術。

1 中國陸相頁巖油井分布

頁巖油屬于自生自儲的含油氣系統，富含有機質，普遍成熟度高，多為納米級孔喉發育，連續分布面積大，地層中脆性礦物含量高，極具開發潛力［9］。中國具有開采價值的大面積陸相頁巖油藏多富集于盆地中心地帶。自2011年中國工程院設立關于頁巖油氣藏勘探開發重大專項以來［10］，新疆準噶爾盆地、三塘湖盆地、內蒙古鄂爾多斯盆地、四川盆地、東北松遼盆地、渤海灣盆地、江蘇蘇北盆地、江漢盆地、河南南襄盆地發現大面積頁巖油藏［11］。

隨著國外非常規油氣鉆井技術的快速發展，中國國家能源行業全面開展了頁巖油鉆井技術的研究工作。目前，新疆準噶爾盆地吉木薩爾凹陷探得大儲量頁巖油氣資源，富集于以完鉆頁巖油探井吉34井、吉174井、吉251井、吉32井附近，技術可采資源量達 0.40×108t［12］；鄂爾多斯盆地三疊統長7段寧148等8口頁巖油井獲得工業油流；松遼盆地吉林探區與大慶探區已有33口井產出工業油流，其中24口新北構造青山口組、姚家組、嫩一段泥頁巖探井已累計生產工業油流3×104t［13］；截至2017年底，共37口井于渤海灣盆地濟陽凹陷泥頁巖發育段產出工業油流，單井累計最高產量達27 896 t［14］；同屬渤海灣盆地滄東凹陷已有13口陸相頁巖油井產出工業油流，其中官1701H井、官1702H正式試采，日產油量分別為9.07 t、17.65 t［15］；江蘇蘇北盆地分屬壩田地區與龍崗次凹的天X96井與天X33-2井均已試油投產，其中天X33-2井試油日產14.32 t［16］；2018年江漢盆地，探得潛江凹陷潛江組鹽間泥頁巖油氣顯示豐富［17］，平面上“滿凹皆油浸顯示”，勘探過程中128口井見油氣顯示，其中32口自噴(3口自噴強烈)，19口出現井涌、井溢，60口見油花氣泡，11口井口發現瀝青，總日產液量達上千噸。

2010年8月河南南襄盆地泌陽凹陷安深1井完鉆，2011年投產最高日產油4.68 m3，同年11月泌陽凹陷泌頁HF1井完鉆，2012年投產最高日產油氣分別為 23.6 m3、1 072 m3［18］。

2 陸相頁巖油鉆井技術難點

頁巖油與頁巖氣的儲集情況類似，同屬源儲一體式油藏，二者雖屬于不同相態流體［19］，但在井身結構、鉆具組合、鉆井液設計等方面可借鑒起步較早的頁巖氣鉆井工藝。中國現階段陸相頁巖油鉆井技術與頁巖氣鉆井技術類似，多為三開大位移水平井［20］。分析已完鉆且獲得工業油流的陸相頁巖油井鉆井情況(表1)，中國陸相頁巖油藏鉆井存在以下難點：(1)由于鉆井過程中水平段過長，造斜段井身質量要求高，造斜段鉆進施工需要根據現場情況嚴格控制造斜率；(2)增斜段、水平段地層摩阻大，機械鉆速低，易托壓，鉆壓傳遞困難，常規PDC鉆頭對頁巖地層攻擊性不足；(3)中國陸相頁巖油開發仍處于起步階段，地質資料缺失，鉆井經驗不足，目的層不明確，井眼軌跡需要根據現場情況進行調整，常規鉆具組合無法靈活、精確地控制井眼軌跡，先進導向技術的研究與應用是提升鉆井效率和質量的要點；(4)中國頁巖油藏地層中膨脹礦物含量普遍偏高，且儲層多為微裂縫、層理發育［21-23］，水平段鉆進時裸眼段過長，地層中膨脹礦物與常規水基鉆井液體系反應加速膨脹導致地層不穩定，因此開發適用于頁巖地層的高效鉆井液體系是中國陸相頁巖油藏鉆井配套技術的當務之急。

表1 我國已采出工業油流陸相頁巖油井鉆井情況Table 1 Drilling situations of domestic continental shale oil wells with industrial oil flow

3 典型井例

3.1 泌頁HF1井

泌頁HF1井位于泌陽凹陷深凹區，底部油藏運移距離小，巖層中脆性礦物含量高，孔滲性好，利于油藏開發。該井設計水平段長1 000 m，二開造斜段、水平段為古近系桃園組核三段地層，造斜段地層巖性以泥、頁巖為主，黏土礦物含量10%～36%，井壁坍塌程度隨鉆進過程加劇，造斜難度大，地層資料不全，開鉆時頁巖地層鉆井經驗不足，鉆進過程中不僅需實時調整鉆頭鉆進方向還要面對鉆桿托壓、泥包鉆頭等難題。井身采用“直-增-穩-增-平”剖面結構。側鉆造斜成功后，增斜段采用“PDC鉆頭+1°單彎螺桿”鉆具組合，初次施工，井斜率達不到預期設計指標，增大單彎螺桿角度提升井斜率后，繼續采用初始鉆具組合以降低狗腿度，鉆進至2 601 m井底托壓嚴重，鉆速極低，多次起下鉆后井底情況復雜，不得不提前完鉆增斜段。水平段鉆進配套貝克休斯旋轉導向技術，實現了高速鉆進以及井眼軌跡靈活調整。水平段鉆進井眼軌跡調整19次，無托壓、劃眼、遇阻情況出現，井眼質量好，井眼軌跡控制精確，儲層鉆遇率100%。斜井段采用水基混油防塌鉆井液體系［22］，配合乳化瀝青SFT、磺化瀝青FT-1，并增加大小陽離子黏土抑制劑NW-1、有機硅穩定劑GW-1加量，基本解決了斜井段地層分散造漿嚴重及礦物膨脹率高的問題。水平段優選白油基鉆井液體系，降低地層摩阻，提升地層穩定性能［24］。

泌頁HF1井是中石化在陸相頁巖油開發工程上的一座里程碑，在我國陸相頁巖油長水平段鉆井方面取得了重大突破。該井完井井深3 722 m，水平段采用一只PDC鉆頭一趟鉆完，實鉆1 044 m，投產后最高日產23.6 m3工業油流［24］。

3.2 樊154-2HF井

樊154-2HF井位于勝利油田濟陽坳陷東營凹陷金家—樊家鼻狀構造帶東翼樊154斷塊，是勝利油田部署的第3口重點非常規油氣藏水平井。直井段上部館陶組地層水敏性強，下部東營組地層膠結質量差。儲層所處沙河街組地層水平泥巖段坍塌掉塊幾率大，易卡鉆。井眼剖面采用“直-增-平”三段制。直井段采用塔式鉆具輕壓吊打防斜打直，為增斜段和水平段的施工打下良好基礎。增斜段鉆進時通過LWD系統測得自然伽馬曲線、電阻率曲線、自然電位等測井資料追蹤目的層，并配合MWD系統實時監測井眼軌跡，根據現場測井資料實時控制調整井斜、方位以及鉆進方式，確保井眼平滑，避免鍵槽卡鉆［25］。水平段鉆進采用“P5362-MJ5型PDC鉆頭+雙母接頭+扶正器+短鉆鋌+扶正器+LWD+無磁鉆鋌+MWD+鉆鋌+鉆桿+加重桿+鉆桿”常規穩斜鉆具，配合鋁胺基水基鉆井液，共鉆6趟，初期鉆進效果良好，井壁穩定，鉆至3 366 m灰質細砂巖層機械鉆速降低，鉆至3 384 m后井斜率下降幅度達11.38 (°)/100 m。更換“PDC+單彎螺桿+加重桿+鉆桿”定向鉆具組合，通過動力鉆具調整井斜、方位角提高鉆遇率，鉆進后期向鋁胺基水基鉆井液中混入原油減小摩阻，共鉆4趟完成水平段施工［25-26］。

樊154-2HF井完井井深4 916 m，水平段長2 015 m，最大井斜92.93°，最大水平位移2 384.87 m，創中國石化小井眼直徑最長水平段鉆井記錄［27］。

3.3 官東1701H井

官東1701H井是大港油田首口頁巖油探井，該井位于小集背斜東翼小集斷層與小集南斷層之間，斷塊西高東低，地層東傾，地層巖性屬于砂質泥巖，硬度較高［28］。井眼剖面設計為“直-增-穩-增-平”五段。三開?215.9 mm井眼囊括造斜段、穩斜段、增斜段、水平段，是鉆進施工的重點井段。采用“個性化PDC鉆頭+LWD隨鉆地質導向系統+旋轉導向系統”組合進行井眼軌跡控制，完鉆測井資料顯示LWD系統+旋轉導向系統對井眼軌跡調控精準，水平段中有效儲層段占82.4%。鉆井液方面，重點三開井段優選鉀基聚合物鉆井液體系，配合磺化酚醛樹脂+四元聚合物類降濾失劑乳液控制失水量，增強井壁穩定性［28-29］。定向段、水平段個性化PDC鉆頭采用“淺內錐-雙圓弧冠部頭型+非對稱5刀翼(三長兩短)+10°螺旋及短保徑結構”，降低了井壁切削力，提升了鉆頭壽命。切削齒順時針布置，增加鉆頭攻擊性。官東1701H井三開共用個性化鉆頭3只，縮短鉆井工期5～10 d，節省鉆井費用100萬元［30］。

官東1701H井完井井深5 465 m，水平段長1 456 m，為大港油田5 000 m以上水平井水平段最長井。2018年7月10投產后日產油9.07 t［11］。

3.4 吉32井

吉32井是新疆油田第1口自主設計的長水平井，地處準噶爾盆地東南緣，油藏地層屬二疊系蘆草溝組，以泥巖和夾砂巖為主，巖性致密地層可鉆性差。井身結構采用“雙增式”(兩個增斜段間設置一用于穩定的切線段)設計。水平段施工前期采用“螺桿+MWD”組合鉆進，施工效果良好，鉆至水平段800 m后，螺桿鉆具滑動定向鉆進困難，托壓嚴重。更換“斯倫貝謝旋轉導向+MWD隨鉆監測系統”組合鉆進，提高機械鉆速，高效完成三開水平段鉆進施工［31］。針對蘆草溝組地層坍塌壓力隨井斜增加而降低的特點，優選鉀鈣基混油鉆井液體系，根據造斜段、水平段井下工況混入8%～12%白油，并配伍潤滑劑，降低井眼摩阻，維持井壁穩定，提升鉆井效率［32］。吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組地層可鉆性差，優選MDSi516UQPX型PDC鉆頭，提升對地層攻擊性。

吉32井2012年10月24日完鉆，24 d完成造斜段至水平段鉆進施工。完井井深4 988 m，水平段長1 288 m，最高日產油28.44 m3，并于2014年退液試產［31］。

4 發展前景展望

自1973年東營凹陷探河54井偶然于沙三段下亞段頁巖層鉆遇頁巖油至今，中國各大盆地均已鉆出工業頁巖油流，我國陸向頁巖油氣藏開發商業化勢在必行。如何在“低油價”時代實現“降本增效”，是當前我國非常規油氣開發面臨的主要難題。

2011年斯倫貝謝公司于國際鉆井承包商協會(IADC)先進鉆機技術會議上提出“工廠化”鉆井模式［33］。“工廠化”鉆井模式能實現區塊批量鉆井，可移動式鉆機縮短鉆機在井口間移動的工時，大幅縮短鉆井周期，提升鉆井效率。2014年底全球油氣市場低迷，北美頁巖油減產，進入2017年油價回暖后，北美非常規能源開發公司更加注重提高單井產量、縮短作業周期、降低作業成本，因此“工廠化”鉆井得以推廣。目前，北美60%陸上鉆井平臺具有移動能力，鉆機具有提升能力1 089 t，具備大位移井和叢式水平井施工能力，如Veristic公司步進式移動鉆機采用小型化設計，模塊組件少，能向8個方向移動，設計有柴油、天然氣雙向燃料系統，鉆完5組叢式水平井工期比傳統鉆機縮短14 d，鉆井成本大幅降低［34］。

自2013年起，大慶油田通過學習借鑒國外先進經驗，將“工廠化”鉆井技術應用于致密油氣藏開發［35］。近年來，大慶油田“工廠化”鉆井流程已經完善。2013年新疆昌吉油田于吉木薩爾凹陷開展致密油有效開發先導試驗，將“工廠化”鉆井技術與試驗工作因地制宜地有機結合，為中國“工廠化”鉆井技術在非常規油氣藏開發中的應用積累了寶貴經驗［36］。

高德利院士［37］認為，中國非常規資源富集的川、渝、滇山區地貌復雜，水源寶貴，道路崎嶇，是實現普及非常規“工廠化”鉆井需要突破重點區域。目前，“工廠化”鉆井已在四川長寧—威遠頁巖氣開發中應用成功，2鉆機組建1個鉆井平臺可滿足6～8口井鉆井作業要求，每個鉆井平臺減員10～15人，節約土地面積 150畝［38］，為山區非常規油氣藏“工廠化”鉆井技術推廣樹立了典范。

“工廠化”鉆井對于中國非常規油氣藏開發意義非凡，大大提升了非常規油氣的商業價值。2018年12月12日中國石油發聲，將強力推動陸相頁巖油革命，并要求大膽突破“工廠化”鉆井應用于中國陸相頁巖油開發中的技術難題［6］。不難看出“工廠化”鉆井時代已經伴隨“頁巖油/氣革命”到來，高效低成本開發，是全球能源行業一直以來的真實需求。