濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井關鍵技術

韓來聚，楊春旭

（中石化勝利石油工程有限公司，山東東營 257000）

濟陽坳陷位于渤海灣盆地東南部，受多期構造作用，發育有東營、沾化、車鎮和惠民等4 個凹陷，預測頁巖油總資源量達40.45×108t。目前，該坳陷320 余口探井在泥頁巖中已發現油氣顯示，40 余口探井獲工業油氣流，其中單井（Y187 井）最高產油量154.0 t/d，最高累計產油量27 896 t（H54 井），展現出良好的勘探開發潛力[1-7]。

濟陽坳陷頁巖地層為新生界陸相沉積，地層壓力系統復雜，平面、縱向非均質性強，儲層埋藏深、溫度高、夾層多，且層理裂縫較為發育[8-14]，鉆井完井過程中面臨著破巖效率低、井眼軌跡調整頻繁、井漏井塌多發和固井質量要求高等技術難題[15-19]。通過井身結構優化、異形齒高性能PDC 鉆頭、旋轉導向工具、高性能鉆井液體系和增韌防竄水泥漿等技術研究與集成應用，形成了濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井關鍵技術，并在8 口頁巖油水平井進行了應用，平均機械鉆速8.86 m/h，復雜時效同比大幅降低，為濟陽坳陷頁巖油資源的勘探開發提供了技術支撐，也為國內頁巖油水平井安全高效鉆進提供了借鑒。

1 濟陽坳陷頁巖油地層特性及鉆井完井技術難點

1.1 頁巖油地層特性

濟陽坳陷頁巖油主要有基質型、夾層型和裂縫性等3 種類型，不同類型頁巖油的儲集空間和賦存狀態不同。其中，基質型頁巖油儲層埋深超過3 500 m，主要儲集空間為頁巖有機孔、粒間孔和層間縫；夾層型頁巖油分布在埋深3 000 m 以深的薄砂巖和碳酸鹽巖夾層，富集狀態受發育程度、有機質豐度和演化程度的影響；裂縫性頁巖油主要賦存于構造、成巖、成烴作用形成的裂縫和微孔縫中。根據已鉆井的實鉆情況得知，濟陽坳陷頁巖油水平井鉆遇地層自上而下依次為第四系，第三系的平原組、明化鎮組、館陶組、東營組和沙河街組，其中，館陶組底部含有礫石，對鉆頭的沖擊破壞性強；東營組和沙河街組含大段灰質泥巖，可鉆性較差。與北美海相、滄東凹陷頁巖油相比，濟陽坳陷頁巖油儲層具有埋藏深（2 500～4 500 m）、成巖作用弱、非均質強、儲層展布橫向變化快和灰質泥巖可鉆性差等特點。

1.2 鉆井完井技術難點分析

根據濟陽坳陷頁巖油地質工程特征，結合已鉆井的實鉆情況，頁巖油水平井鉆井完井主要存在以下技術難點：

1）地層壓力體系復雜、鉆井安全風險高。受構造環境影響，濟陽坳陷頁巖油地層壓力體系復雜、局部發育高壓，鉆井過程中易發生溢流、油氣侵。儲層裂縫發育加劇了井漏等問題的發生，涌漏同存、塌漏同存對井身結構設計及安全鉆井要求高。

2）地層巖性復雜、可鉆性差，機械鉆速低。館陶組底部礫石層對PDC 鉆頭的沖擊損壞嚴重，導致單只鉆頭進尺少；東營組及以深地層的大段硬質泥巖、灰質夾層可鉆性在5 級以上，鉆頭吃入困難，破巖效率低。

3）井眼軌跡控制難度大，影響鉆井時效。滑動鉆進過程中托壓嚴重、鉆壓傳遞困難，工具面穩定性和鉆頭攻擊性之間難以兼顧，導致井眼軌跡控制困難，機械鉆速低，鉆井時效較低。另外，地層溫度較高，一般為150 ℃，對鉆井工具及MWD 儀器的使用壽命影響較大。

4）水平段泥頁巖地層鉆井周期長，鉆井液浸泡時間長，易發生井壁剝落掉塊等井壁失穩問題，嚴重時會導致卡鉆等井下故障的發生。同時，井下高溫環境也增大了鉆井液性能的維護難度。

5）固井質量難以保證。頁巖油水平井儲層井段多使用油基鉆井液鉆進，易在套管表面與地層界面處形成油膜，導致水泥漿受到污染，并影響封固質量。同時，高密度水泥漿、長水平段固井存在套管居中困難、頂替效率差和固井質量難以保證等難題。

2 鉆井完井關鍵技術

針對濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井技術難點，開展了鉆井工程優化設計、鉆井提速提效、高性能鉆井液和提高固井質量等技術研究，形成了頁巖油水平井鉆井完井關鍵技術，達到了鉆井提速提效的目的。

2.1 鉆井工程優化設計技術

2.1.1 安全密度窗口評價

試想，當代翻譯理論賦予譯者的“超強主體性”，如“操縱者”、“改寫者”等，會不會導致譯者主體性走向極端？從歷史的發展規律來看，這是極有可能的。為避免這種情況的發生，翻譯理論研究就必須從主體性轉向主體間性，打破作者和譯者主客二元對立的局面，把作者和譯者看成是平等、互動的關系，形成作者與譯者等其他主體相互制約，相互尊重，相互依存的和諧局面。

為保障頁巖油水平井長水平段的安全鉆進，開展了不同井斜、方位條件下的安全密度窗口評價。以渤南洼陷為例，區域斷層走向以東西向為主，最大水平主應力方向為近東西向。利用測井資料及室內巖心試驗數據，分析了該洼陷沙三下儲層井斜、方位對坍塌壓力和破裂壓力的影響（結果見圖1），確定了安全密度窗口。研究表明：水平段（以井斜角90°為例）沿最大水平主應力方向鉆進時，安全密度窗口為1.70～1.90 kg/L；沿最小水平主應力方向鉆進時，安全密度窗口為1.65～2.25 kg/L。這為鉆井液密度的確定和井身結構的優化設計提供了依據。

2.1.2 井身結構優化設計

濟陽坳陷頁巖油儲層主要分布在沙三下和沙四上，多為高溫高壓地層，其中牛莊洼陷頁巖油地層壓力系數為1.40～1.68，渤南洼陷頁巖油地層壓力系數為1.50～1.80，由于新生界沙三中及以淺地層承壓能力有限，使用高密度鉆井液鉆進儲層時易壓漏上部地層。為此，基于地層壓力特征分析，為避免鉆進儲層過程中出現涌漏同存，對于鉆井液密度超過1.60 kg/L 的頁巖油水平井采用三開井身結構：一開，采用φ444.5 mm 鉆頭鉆至井深300～800 m，下入φ339.7 mm 套管；二開，采用φ311.1 mm 鉆頭鉆至沙三下，下入φ244.5 mm 技術套管，封隔上部承壓能力低的地層；三開，采用φ215.9 mm 鉆頭鉆至完鉆井深，下入φ139.7 mm 套管，為滿足壓裂需要，水泥漿返至井口。以渤南洼陷某井為例，利用室內巖心試驗結果、測井資料和地層破裂壓力試驗結果等數據建立區塊地層三壓力剖面，根據不發生井涌、井漏、壓差卡鉆的力學平衡關系，采用自下而上的井身結構設計方法，計算出技術套管下入深度3 160 m（垂深），并最終確定合適的三開井身結構。

2.1.3 地質工程協同優化井眼軌道

為實現頁巖油的經濟有效動用，頁巖油水平井對儲層鉆遇率、機械鉆速和鉆進安全都有很高的要求。為此，采取地質工程一體化協同優化設計井眼軌道，控制靶點的數量和位置，達到既能提高儲層鉆遇率，又能減少井眼軌跡調整的幅度和頻次，從而達到提高鉆速的目的。同時，油藏地質部門精細識別斷層位置，指導優化井眼軌道，以避開斷層，降低井漏風險。以NY1-1HF 井為例，將A靶點北移200 m，設置控制靶點K1和K2，井眼軌道與斷層距離增大至450 m，不但降低了鉆井過程中井下故障的發生概率，而且井眼軌跡較為平滑，有利于快速鉆進。地質工程協同井眼軌道優化技術在濟陽坳陷4 口頁巖油水平井進行了應用，儲層鉆遇率均達到100%，促進了頁巖油水平井鉆井提速提效。

2.2 頁巖油鉆井提速提效技術

2.2.1 異形齒PDC 鉆頭研制與應用

1）穿礫石層的異形齒PDC 鉆頭。濟陽坳陷頁巖油水平井二開井段的館陶組底部—東營組上部有厚200 m 的礫石層，鉆進過程中鉆頭的沖擊損壞較為嚴重，且單只鉆頭進尺少。為實現“一趟鉆”鉆穿礫石層的目標，在分析PDC 切削齒沖擊性能和強度特性基礎上，研制了穿礫石層的異形齒PDC 鉆頭。該鉆頭采用三棱齒+錐齒的抗沖擊穩定切削結構（見圖2），與平面齒相比，三棱齒的抗沖擊性能更好，能夠承受更高的沖擊載荷而不失效；后排錐齒可以劈碎礫石，減小礫石對鉆頭的沖擊作用，同時起到穩定鉆頭切削狀態的作用，進一步降低鉆頭沖擊損壞的可能性。該鉆頭在3 口井進行了現場應用，均實現了單只PDC 鉆頭鉆穿巨厚礫石層的目的，單只鉆頭進尺增加至2 516 m，平均機械鉆速提高至20.89 m/h。

圖2 穿礫石層的異形齒PDC 鉆頭切削齒形狀及分布Fig.2 Shape and distribution of cutting teeth of a specialshaped-tooth PDC bit able to penetrate gravel layers

2）適用于灰質泥巖的脊形齒PDC 鉆頭。沙三下—沙四段灰質泥巖地層可鉆性在5 級以上，鉆頭吃入困難、破巖效率低、鉆井周期長。為提高灰質泥巖井段PDC 鉆頭的鉆進效率，通過模擬分析和室內試驗，對切削齒的形狀和破巖方式進行優化研究，結果表明，切削齒后傾角為15°時，與平面齒相比，φ16 mm 脊形齒壓入巖石的垂直力降低25%，剪切破碎巖石需要的水平力降低24%，證明在同等條件下脊形齒比平面齒具有更高的破巖效率。在此基礎上，研制了適用于灰質泥巖的脊形齒PDC 鉆頭（見圖3）。該鉆頭采用四刀翼中低布齒密度，優選抗沖擊性高的φ16 mm 脊形齒作為主切削齒，采用犁削、剪切和擠壓的混合破巖模式，可有效提高鉆頭的破巖效率；以φ13 mm 平面齒和錐齒作為輔助切削齒，以增加鉆頭的穩定性，延長鉆頭使用壽命。以BYP5 井為例，該型PDC 鉆頭一趟鉆進尺497 m，平均機械鉆速5.98 m/h，與鄰井相同地層相比，單只鉆頭進尺提高了47%，機械鉆速提高了140%。

圖3 適用于灰質泥巖的脊形齒PDC 鉆頭切削齒形狀及分布Fig.3 Shape and distribution of cutting teeth of a ridgeshaped-tooth PDC bit applicable to calcareous mudstone

2.2.2 基于水力振蕩器的鉆井提速技術

針對頁巖油水平井滑動鉆進過程中摩阻扭矩高、工具面穩定性差、鉆進時效低等問題，研制了水力振蕩器，并形成了基于水力振蕩器的鉆井提速技術。鉆井液流過水力振蕩器時會產生規律性壓降變化，將水力能量轉換為軸向振動的機械能，從而有效減小鉆具與井壁之間的摩擦力，減少滑動鉆進中的“托壓”現象，提高鉆壓傳遞效率，同時可以降低鉆具壓差卡鉆風險，提高鉆進安全性和機械鉆速。水力振蕩器在3 口井累計應用5 趟鉆（見表1），平均機械鉆速達到5.27 m/h，滑動鉆進時效提高了66.26%，且提高了井眼軌跡控制效率。

表1 水力振蕩器在3 口頁巖油水平井鉆井中的應用效果統計Table 1 Application effect of hydraulic oscillators in the drilling of three horizontal shale oil wells

2.2.3 旋轉導向鉆井技術

濟陽坳陷頁巖油水平井多采用“直—增—穩—微降—穩—增—穩”的多段式井眼軌道，為高效控制井眼軌跡，應用了旋轉導向鉆井技術。4 口井的現場應用效果（其中3 口井的應用效果見表2）顯示，平均機械鉆速達到7.22 m/h，是常規導向工具的4～10 倍，提速效果顯著。其中，FYP1 井水平段鉆進時應用旋轉導向系統，單趟鉆進尺1 287 m，實現了濟陽坳陷頁巖油水平井千米水平段一趟鉆完成的目標；BYP5 井水平段平均機械鉆速11.81 m/h，創濟陽坳陷頁巖油水平井水平段機械鉆速最高紀錄。

表2 濟陽坳陷3 口頁巖油水平井旋轉導向系統應用效果Table 2 Application effect of a rotary steering system in three horizontal shale oil wells in Jiyang Depression

2.3 頁巖油水平井合成基鉆井液技術

濟陽坳陷泥頁巖地層微孔隙、微裂縫發育，鉆井過程中易出現水化剝蝕垮塌、硬脆性地層垮塌等井眼失穩問題[20-22]，為此，研究應用了具有良好抑制性、抗溫能力和潤滑性能的柴油基、白油基鉆井液體系，并在BYP1 井、BYP2 井、LY1HF 井和BY1-2井成功應用，基本滿足了頁巖油水平井安全鉆進及建井的需求。但是，隨著人們對環保的不斷重視及環保法規的日益嚴苛，油基鉆井液的應用受到越來越多的限制。為此，研制了增黏提切劑SDRM、降濾失劑SGJ-1、有機土SGT 和抗高溫乳化劑等關鍵處理劑，研發了具有良好環保性能的合成基鉆井液體系，基礎配方為：合成基液+抗高溫乳化劑+潤濕劑+有機土SGT+堿度調節劑+降濾失劑SGJ-1+增黏提切劑SDRM+封堵劑+加重劑+水。

2.3.1 環保性能

合成基鉆井液以氣制油合成基液為連續相，與柴油、白油基相比，其閃點較高、苯胺點高、幾乎不含芳香烴（見表3），EC50大于3.0×104mg/L，具有更好的環保性能和更低的毒性。此外，合成基液的運動黏度低，受溫度變化影響較小，有利于高溫條件下鉆井液性能的調控。

表3 3 種基礎油主要物化性能對比Table 3 Comparison of physicochemical properties among three base oils

2.3.2 封堵性能

研發的多尺寸微納米、可變形封堵劑能夠提高合成基鉆井液封堵頁巖微孔/微裂縫的能力，阻緩壓力傳遞及濾液侵入，保障頁巖地層井壁穩定。選取頁巖巖樣，通過鉆井液壓力傳遞試驗，評價分析了不同封堵劑對合成基鉆井液性能的影響，結果見圖4。從圖4 可以看出，加入多尺寸致密封堵劑后，隨著封堵劑顆粒對巖石孔、縫的封堵及濾餅的形成，壓力傳遞時間增長，傳遞速度增加相對均勻，表明合成基鉆井液具有良好的封堵性能。

圖4 合成基鉆井液壓力傳遞試驗結果Fig.4 Pressure transmission of synthetic base drilling fluid

2.3.3 抗溫性能

濟陽坳陷沙三下、沙四上頁巖油儲層溫度可達150 ℃，為保證高溫條件下鉆井液流變性和懸浮性能的穩定，研發了抗高溫乳化劑。加入該抗高溫乳化劑的合成基鉆井液抗溫性能試驗結果見表4。從表4 可以看出，合成基鉆井液在200 ℃下老化16 h后，破乳電壓為800 V，動切力、靜切力、塑性黏度和API 濾失量均變化不大，表明其具有較強的抗溫能力，能夠滿足濟陽坳陷頁巖油高溫儲層安全快速鉆進的需要。

表4 合成基鉆井液抗溫性能試驗結果Table 4 Temperature resistance of synthetic base drilling fluid

合成基鉆井液在濟陽坳陷YYP1 井、FYP1 井、BYP5 井和NY1-1HF 井進行了應用，鉆井液密度1.45～2.05 kg/L，破乳電壓大于600 V，高溫高壓濾失量小于4 mL，保證了泥頁巖層段的井壁穩定，確保了水平段鉆進順利。4 口井水平段鉆進期間巖屑上返及時且棱角分明，起下鉆摩阻小、無阻卡現象，電測結果顯示水平段井徑規則。其中，BYP5 井完鉆井深5 379.59 m，合成基鉆井液在174 ℃溫度下、靜止120 h 性能保持穩定，保證了電測、套管下入和固井等作業的順利完成。

2.4 頁巖油水平井固井技術

濟陽坳陷頁巖油水平井水平段泥頁巖地層井壁易失穩，且部分井采用油基鉆井液鉆進，導致濾餅難以清除而影響固井質量，為此，研發了高效沖洗型隔離液和增韌防竄水泥漿體系，并優化了固井工藝，順利完成8 口頁巖油水平井固井施工，其中5 口井固井質量合格率100%。

2.4.1 高效沖洗型隔離液

針對頁巖油水平井采用油基鉆井液鉆進時形成的濾餅清除難度大、常規隔離液相容性差等問題，研發了具有協同增效作用的沖洗型隔離液，基本配方為水+沖洗劑BCS-010L+復配多棱剛性材料+加重劑BCW-600S+懸浮穩定劑BCS-020S+微硅+消泡劑。沖洗劑BCS-010L 中含有硼酸陰離子-羥乙基纖維素雙表面活性劑，利用弱酸對地層的溶解、表面活性劑的吸附及潤濕反轉作用，將吸附于井壁的油膜剝離；復配多棱剛性材料能夠在紊流狀態下對井壁進行高強度沖刷，協同實現合成基鉆井液濾餅的高效清除。以密度1.80 和1.85 kg/L 的高效沖洗型隔離液為例，150 ℃溫度下上下密度差≤0.02 kg/L，穩定性良好，沖洗效率可達90%以上。同時，室內試驗結果表明，高效沖洗型隔離液與水泥漿、鉆井液具有良好的相容性。

2.4.2 增韌防竄水泥漿體系

濟陽坳陷頁巖油地層壓力高，在大型分段壓裂作業時施工壓力高、時間長，對固井質量以及水泥環耐久性提出較高要求。為此，研發了增韌防竄劑BCE-300S，它由AMPS、AM 等材料聚合而成，具有微交聯結構，通過增大水泥顆粒間內聚力，達到增韌、防竄的目的。以增韌防竄劑BCE-300S 為關鍵處理劑，研究形成了增韌防竄水泥漿體系，其配方為水泥+硅粉+增韌防竄劑BCE-300S+微硅+降濾失劑+分散劑+膨脹劑+消泡劑。在120 ℃溫度下，該體系（密度1.93 kg/L）水泥石抗壓強度可達35.7 MPa，抗折強度8.1 MPa（較常規水泥石提高30%以上），彈性模量6.1 GPa，稠度從40 Bc 至70 Bc 的過渡時間僅4 min，靜膠凝強度由48 Pa 至240 Pa 的過渡時間僅7 min，防氣竄能力較強。

2.4.3 固井技術措施

1）為了提高固井質量、避免套管外環空竄流，需要提高套管的居中度，確保良好的頂替效率，為此，選用了65 Mn 鋼沖壓成型的整體式彈性扶正器。

2）固井施工前調整鉆井液漏斗黏度小于60 s，優化水泥漿排量及注替參數，確保紊流頂替及紊流接觸時間超過10 min。

3）采用清水替漿、利用管內外壓差，輔助提高套管居中度，達到提高界面膠結質量的目的。

3 現場應用

濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井關鍵技術已在8 口井進行了應用，平均完鉆井深4 402.60 m（見表5），其中第1 輪次4 口井，第2 輪次4 口井。與第1 輪次4 口井相比，第2 輪次4 口井的平均完鉆井深4 932.00 m，增加了27.3%；平均完鉆垂深3 759.00 m，增加了27.1%；平均水平段長1 060.00 m，增加了35.1%；平均機械鉆速10.29 m/h，提高了65.7%；固井質量合格率達到100%。其中，FYP1 井水平段長1 716.00 m，創濟陽坳陷頁巖油水平井水平段最長紀錄。BYP5 井完鉆井深5 379.00 m，垂深4 309.30 m，為濟陽坳陷垂深最深的頁巖油水平井。NY1-1HF 井和FYP1 井初期產量分別達到102.6 和181.8 t/d，證明了濟陽坳陷頁巖油資源的勘探潛力。

表5 濟陽坳陷8 口頁巖油水平井鉆井情況統計Table 5 Drilling results of eight horizontal shale oil wells in the Jiyang Depression

4 結論與建議

1）針對濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井技術難點，開展了鉆井工程優化設計、異形齒PDC 鉆頭、旋轉導向鉆井系統、合成基鉆井液和增韌防竄水泥漿等技術攻關研究，形成了頁巖油水平井鉆井完井關鍵技術。

2）8 口井的現場應用效果表明，頁巖油水平井鉆完井關鍵技術能夠有效提高鉆速、降低復雜時效和保證井筒的完整性，可為濟陽坳陷頁巖油的有效勘探開發提供技術支撐。

3）受濟陽坳陷復雜地質條件影響，目前水平井鉆井完井關鍵技術的針對性和適用性還存在諸多不足，需進一步開展鉆井提速技術、控壓鉆井提效、合成基鉆井液減量化、提高二界面固井質量等技術研究，以形成完善的濟陽坳陷頁巖油水平井鉆井完井技術體系，實現頁巖油水平井鉆井提速提效，推動頁巖油資源的有效開發。