滄東凹陷頁巖油水平井優(yōu)快鉆井技術

劉天恩，張海軍，袁光杰，李國韜，陰啟武，陳 斐

（1.中國石油集團工程技術研究院有限公司，北京 102206；2.中國石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280；3.中國石油大港油田分公司新項目事業(yè)部，天津 300280）

我國頁巖油資源豐富，但勘探開發(fā)還處于起步和探索階段。與國外的頁巖油不同，國內的頁巖油普遍屬于陸相頁巖油，儲層非均質性強、厚度薄。與國內外頁巖油儲層相比，滄東凹陷孔二段頁巖油儲層具有斷塊多、巖性復雜、埋藏深和井底溫度高等特點，受斷塊限制，水平段長度500.00～1 500.00 m，且控制點較多，造成鉆井周期長、成本高和井身質量難以保證，而國內外現(xiàn)有技術并不完全適用于滄東凹陷孔二段頁巖油的勘探開發(fā)。為此，筆者分析了滄東凹陷孔二段的地質特點，針對機械鉆速低、安全風險大、固井質量難以保證等難點，預測了地層漏失壓力和坍塌壓力，優(yōu)化了井身結構和井眼軌道，進行PDC 鉆頭個性化設計，并集成鹽水鉆井液、旋轉導向鉆井技術、韌性水泥漿和漂浮頂替固井等配套技術，形成了滄東凹陷頁巖油水平井優(yōu)快鉆井技術。現(xiàn)場應用后，鉆井速度、固井質量明顯提高，取得了顯著效果。

1 優(yōu)快鉆井難點

1）鉆井安全風險大。滄東凹陷頁巖油區(qū)塊巖性復雜，沙1 段有生物灰?guī)r，沙3 段有玄武巖，孔1 段有斷層，井漏風險大；孔1 段長期注水開發(fā)，鉆井過程中存在油氣侵、溢流風險；孔2 段頂部有30.00～50.00 m 厚的油頁巖，目的層長英質頁巖、混合質頁巖和灰云巖等呈薄互層分布，井眼軌跡的井斜角較大，地層坍塌壓力高，井壁穩(wěn)定性較差，易垮塌，鉆井過程會出現(xiàn)涌漏同存和塌漏同存的問題，對井身結構設計及安全鉆井提出了更高的要求。

2）固井質量難以保證。滄東凹陷的目的層孔2 段油氣活躍，部分層位長期注水開發(fā)，地層壓力紊亂，固井時難以壓穩(wěn)，同時水平井套管居中困難，頂替效率差，固井質量難以保證。該地區(qū)已完鉆的5 口大斜度井、水平井固井質量優(yōu)質率平均僅25.12%。

3）機械鉆速低。滄東凹陷孔2 段頁巖油儲層埋藏較深，普遍在3 500.00～4 000.00 m，東北部部分地區(qū)埋深相對較淺。該地區(qū)普遍采用三開井身結構，二開井段中部館陶組地層含礫巖，PDC 鉆頭易磨損，造成頻繁起下鉆，且部分井二開大尺寸造斜段機械鉆速低，大幅延長了鉆井周期。三開孔2 段埋藏深，巖石可鉆性差，且造斜段、穩(wěn)斜段和水平段在同一裸眼井段，加劇了鉆頭穩(wěn)定性與攻擊性之間的矛盾[1]，使三開井段機械鉆速普遍較低，鉆頭壽命較短，頻繁起下鉆，鉆井周期長。2018 年，該地區(qū)完鉆了2 口頁巖油水平井（GD1701H 井和GD1702H 井），平均井深5 372.50 m，盡管采用了多項優(yōu)快鉆井技術[2]，平均機械鉆速達到了11.44 m/h，平均鉆井周期59.18 d，但整體機械鉆速依舊偏低，制約了頁巖油的高效開發(fā)。

2 優(yōu)快鉆井關鍵技術

2.1 地層壓力預測

2.1.1 坍塌壓力預測

常規(guī)定向井鉆井實踐表明，滄東凹陷孔2 段坍塌壓力高于孔隙壓力。因此，坍塌壓力是設計鉆井液密度的主要依據。為提高坍塌壓力的預測精度，實測了預測坍塌壓力所需3 個主應力的大小、最大水平主應力的方向及內聚力、內摩擦角、Biot 系數等7 個關鍵參數，采用多元逐步統(tǒng)計回歸分析方法，構建了電測數據與7 個關鍵參數的計算模型。分析預測結果發(fā)現(xiàn)，目的層3 個主應力的相對大小為：最大水平主應力＞上覆巖層壓力＞最小水平主應力[3]。不同垂深、井斜角和方位角條件下的坍塌壓力預測結果如圖1 所示，圖1 中的圓圈從里至外依次為井斜角15°至90°。

圖1 不同垂深、井斜角和方位角條件下的坍塌壓力預測結果Fig.1 Collapse pressure prediction at different vertical depths,deviation angles,and azimuths

由圖1 可知：坍塌壓力隨著垂深增大呈升高趨勢；同一垂深下，隨著井斜角增大，坍塌壓力逐漸升高；沿最小水平主應力方向鉆進，坍塌壓力最低，井壁最穩(wěn)定。

2.1.2 漏失壓力預測

滄東凹陷沙1 段有生物灰?guī)r，沙3 段有玄武巖，鉆井過程中易發(fā)生漏失，但地區(qū)不同，生物灰?guī)r和玄武巖的發(fā)育程度不同，漏失壓力也有區(qū)別。滄東凹陷東北地區(qū)儲層埋藏較淺，生物灰?guī)r和玄武巖較發(fā)育，已完鉆的33 口井，有3 口井（G32-64 井、G61-5井和G32-58 井）發(fā)生了漏失。對3 口漏失井的當量循環(huán)密度進行了回歸分析，結果如圖2 所示。

圖2 滄東凹陷東北地區(qū)漏失井當量循環(huán)密度回歸結果Fig.2 Regression results of ECD of lost wells in northeastern Cangdong Sag

分析可知：當量循環(huán)密度達到1.25 kg/L 時，G32-64 井和G61-5 井的生物灰?guī)r、玄武巖地層發(fā)生了輕微漏失；當量循環(huán)密度達到1.37 kg/L 時，G32-58井的生物灰?guī)r、玄武巖地層了發(fā)生嚴重漏失。當量循環(huán)密度為1.29～1.34 kg/L 時，其余30 口井未發(fā)生漏失。分析認為，該地區(qū)當量循環(huán)密度在1.34 kg/L以下時發(fā)生漏失的風險較小。

滄東凹陷西南地區(qū)生物灰?guī)r、玄武巖不發(fā)育，漏失壓力較高，已完鉆井均未發(fā)生漏失。對前期完鉆的GD1702H 井以及后期完鉆井的實鉆數據進行了回歸分析，結果如圖3 所示。

圖3 滄東凹陷西南地區(qū)已完鉆井當量循環(huán)密度回歸結果Fig.3 Regression results of the ECD of drilled wells in southwestern Cangdong Sag

分析結果表明，當量循環(huán)密度低于1.39 kg/L時，滄東凹陷沙3 段以上地層不會發(fā)生漏失。

2.2 井身結構優(yōu)化

根據地層坍塌壓力和漏失壓力預測結果，繪制了滄東凹陷地層三壓力剖面（見圖4）。

圖4 滄東凹陷地層三壓力剖面Fig.4 Formation tri-pressure profile in the Cangdong Sag

滄東凹陷孔1 段及上部地層坍塌壓力系數基本在1.25～1.35，明化鎮(zhèn)組及下部地層的承壓能力系數在1.50 以上，但沙1 段的生物灰?guī)r、沙3 段的玄武巖地層是易漏地層。統(tǒng)計分析鄰井資料可知，滄東凹陷東北地區(qū)的漏失壓力系數在1.25～1.34，西南地區(qū)的漏失壓力系數在1.39 以上，目的層坍塌壓力系數在1.35～1.50。為了確保水平井段鉆進時井壁穩(wěn)定，鉆井液密度要高于坍塌壓力當量密度，因此鉆進時的當量循環(huán)密度在1.40 kg/L 以上；上部沙河街組極易發(fā)生井漏等復雜情況，孔1 段棗Ⅲ油組為注水開發(fā)層，若注水層與壓裂井段在同一裸眼段且固井質量較差，壓裂時壓裂液易竄入注水開發(fā)層，引起井下故障，故需下入一層技術套管，封固生物灰?guī)r、玄武巖和棗Ⅲ油組注水層等復雜層，以降低水平段的施工風險。

2.3 井眼軌道優(yōu)化

2.3.1 造斜點的優(yōu)化設計

設計滄東凹陷井身結構時以封固上部注水層為原則。已完鉆GD1702H 井的注水層位于造斜點位置，為了封固注水層，二開用φ311.1 mm 鉆頭鉆至造斜終點，井身結構如圖5（a）所示；而相鄰的GD1701H 井設計造斜點相對較深，注水層位于二開直井段，避免了在φ311.1 mm 井眼造斜，井身結構如圖5（b）所示。

圖5 GD1702H 井和GD1701H 井的井身結構Fig.5 Casing programs of Well GD1701H and Well GD1702H

2 口井在3 060.00～3 400.00 m 井段采用相同的造斜率時，GD1702H 井的機械鉆速僅為3.09 m/h，GD1701H 井的機械鉆速達到14.99 m/h，說明在φ215.9 mm 井眼造斜可顯著提高機械鉆速，故后期待鉆井均將造斜點調整至棗Ⅲ油組注水層以下，避免在φ311.1 mm 井眼造斜，以進一步提高機械鉆速。

2.3.2 入窗前井眼軌道的優(yōu)化設計

入窗前的井眼軌道以提速為主要目的進行優(yōu)化設計。首先要優(yōu)選井口位置，確定合理的靶前距，孔2 段頁巖油區(qū)入窗前存在200.00 m 左右的泥巖井段，造斜難度大，若靶前距過小，上部造斜鉆具組合在該井段難以達到相同的造斜率，入窗較為困難，合理的靶前距應該在450.00～550.00 m；其次是提高定向井段的滑動鉆進比例，降低摩阻，減少總進尺，進而實現(xiàn)鉆井提速。

以GY1-3-1H 井為例進行分析。該井靶前距為533.00 m，設計了4 種井眼軌道方案，井眼軌道參數如表1 所示。

表1 GY1-3-1H 井入窗前井眼軌道優(yōu)化設計參數Table 1 Optimal design parameters of the borehole trajectories of Well GY1-3-1H before entering the window

從表1 可以看出，4 種井眼軌道方案的施工難度相當，入窗前造斜率均不大，均滿足入窗前調整需要。方案1 和方案2 的造斜段長，需要不斷調整井眼軌跡，增加了滑動鉆進比例，不利于提速；方案3 和方案4 與前2 個方案相比造斜段長度縮短，但方案3 井斜角40°～60°的井段較方案4 長，且總井深大，對井眼清潔及降低成本不利。綜合以上對比結果，選擇方案4 作為實施軌道。

2.3.3 入窗后井眼軌跡的調整

入窗后，主要根據巖性變化情況實時調整井眼軌跡。為此，分析了GY1-3-1H 井三開井段鉆柱屈曲情況，結果如圖6 所示。

圖6 GY1-3-1H 井三開井段鉆柱屈曲分析結果Fig.6 Buckling analysis of a drill string in the third section of Well GY1-3-1H

GY1-3-1H 井鉆至井深4 750.00 m 時，滑動鉆進加壓極限為90 kN，鉆壓超過90 kN 后鉆柱出現(xiàn)屈曲，而旋轉鉆進的加壓極限為133 kN。由此可知，井深小于4 750.00 m（水平段長小于800.00 m）或后續(xù)井段井眼軌跡調整幅度不大的井，可以采用經濟型鉆具組合（導向馬達+水力振蕩器），以進一步降低鉆井成本；井深超過4 750.00 m（水平段長度大于800.00 m）且井眼軌跡調整幅度較大時，為進一步提高機械鉆速和井眼軌跡控制能力，水平井段可采用旋轉導向系統(tǒng)鉆進。

2.4 PDC 鉆頭個性化設計

2.4.1 二開井段一趟鉆鉆頭設計

滄東凹陷二開井段裸眼段長度在2 600.00 m 左右，其中二開中部館陶組地層含礫巖。常規(guī)PDC 鉆頭對地層條件很敏感，鉆進礫巖地層時，切削齒受到的沖擊載荷較大，容易發(fā)生崩齒，從而失去切削能力，導致鉆頭進尺短，不能一趟鉆鉆穿礫巖層；或者即使鉆穿礫巖層，PDC 鉆頭也會損壞報廢。因而，在鉆遇礫巖層時，通常需要起鉆，將PDC 鉆頭更換為牙輪鉆頭，待牙輪鉆頭穿過礫巖層后再換為PDC鉆頭，繼續(xù)鉆礫巖層以下地層。

另外，近年來多面齒鉆頭在礫石層高效鉆進中得到了大量應用[4]。多面齒在抗沖擊強度方面優(yōu)勢明顯，適用于破碎館陶組礫巖。由室內試驗可知[5]，相對于脊形齒和圓柱平面齒，多面齒的耐磨性分別提高了10%和33%，抗沖擊強度分別提高了16.3%和35.6%。分析發(fā)現(xiàn)，優(yōu)化設計的多面異形齒PDC 鉆頭切削破巖時可分散巖層應力，減緩來自巖層的沖擊，解決了一趟鉆鉆穿含礫地層的技術難題，大幅提高了機械鉆速。

2.4.2 三開井段一趟鉆鉆頭設計

滄東凹陷孔2 段埋藏深，巖石的可鉆性差（巖石可鉆性級值7.6～8.6），三開水平井段機械鉆速普遍較低，鉆頭使用壽命較短，頻繁起下鉆，鉆井周期長。

三開造斜段+穩(wěn)斜段+水平段一個開次完成，裸眼井段長度1 300.00～2 500.00 m。為大幅度延長鉆頭的使用壽命，進一步提高鉆頭的攻擊性，設計了造斜段+穩(wěn)斜段+水平段“一趟鉆”PDC 鉆頭[6-9]，滿足了不同井段對鉆頭穩(wěn)定性的要求。

2.5 鉆井液體系優(yōu)選

滄東凹陷孔2 段水平段地層為砂泥巖互層和白云質泥巖，鉆井過程中井壁穩(wěn)定性差，且油氣活躍，鉆井液密度高，膨潤土含量較大，濾餅虛厚，固井過程中虛濾餅難以有效清除，固井質量難以保證。為了保證鉆井安全，同時為固井提供良好的井眼條件，應用了鉀鹽聚合物鉆井液[10]，鉆進期間監(jiān)測KCl 含量，確保其含量在5%～7%，及時補充包被劑和抑制劑，維持鉆井液的抑制性能，防止井壁坍塌。鉆井液中液體潤滑劑含量不少于5%，配合使用石墨，以提高鉆井液的潤滑性，降低鉆具摩阻及托壓程度，進一步增大常規(guī)經濟型鉆具組合的進尺。

固井前優(yōu)化調整鉆井液的性能，提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性，要求熱滾前后鉆井液的性能基本保持一致，高溫高壓濾失量小于10 mL，并且充分循環(huán)洗井，循環(huán)不少于4 周，循環(huán)環(huán)空返速大于1.1 m/s，鉆井液動切力小于8 Pa，漏斗黏度小于55 s。鉆進過程中充分利用固控設備，控制鉆井液中的固相含量，特別是要嚴格控制膨潤土含量小于40 g/L，以提高濾餅質量，確保第二界面固井質量。

2.6 固井設計優(yōu)化

2.6.1 井眼準備

電測后，先采用φ212.0 和φ208.0 mm 穩(wěn)定器通井鉆具組合通井，下套管前采用φ212.0、φ210.0 和φ208.0 mm 穩(wěn)定器通井鉆具組合通井，以確保井眼通暢，起下鉆摩阻正常，套管能安全下至設計位置。

2.6.2 套管居中

為了提高固井質量，避免出現(xiàn)套管外環(huán)空竄流問題，需要提高套管居中度，確保良好的頂替效率。套管扶正器采用φ208.0 mm 整體式沖壓半剛性螺旋扶正器；直井段每5 根套管加裝1 只扶正器，非目的層段每3 根套管加裝2 只扶正器，水平段每1 根套管加裝1 只扶正器。

為了保證水平段的套管居中度，頂替過程中套管內替入清水，利用密度差對套管產生向上浮力提高套管居中度[11]，減輕斜井段套管柱的貼邊現(xiàn)象，提高頂替效率。同時，與采用鉆井液頂替相比，套管內替入清水，套管承受的周向應力更小，套管形變量大幅減小，有利于提高套管的抗內壓能力。

2.6.3 安全下套管

為了保證套管安全下入，采用旋轉下套管技術。優(yōu)選自導向旋轉浮鞋，頂部為偏頭式構造，內部有壓縮式機械結構，可通過上提下放實現(xiàn)偏頭結構自動旋轉導向，引導套管下入。選用整體式沖壓半剛性螺旋套管扶正器，其扶正條整體沖壓成型，下入過程中不易損壞，能有效減小下入阻力，實現(xiàn)套管順利安全下入。

2.6.4 彈韌性水泥漿

頁巖油儲層分段壓裂改造時，對水平井水泥環(huán)的力學性能要求高，通過采用緊密堆積、速凝早強和韌性改造等技術，并引入增韌材料DRE-300S 降低水泥石的彈性模量，引入增強材料DRB-1S 提高高溫條件下水泥石的抗壓強度，形成高強度彈韌性防竄水泥漿。其水泥石具有“高強度、低彈?！钡牧W性能，彈性模量小于7 GPa，抗壓強度大于25 MPa，可保證水泥環(huán)密封的完整性?？傮w而言，與常規(guī)水泥漿相比，高強度彈韌性防竄水泥漿在大幅降低水泥石彈性模量的同時，具備相對較高的抗壓強度，泊松比高，變形能力增強，有利于保證壓裂條件下水泥環(huán)密封的完整性。

2.6.5 高效頂替設計

針對鉆井液的含油特性，選用洗油型高效沖洗隔離液，加入DRY-100L 沖洗劑后能在60 s 內迅速有效地將附著在界面上的油基鉆井液、油膜沖洗干凈，使井壁及套管從“油濕”變?yōu)椤八疂瘛睜顟B(tài)，有利于提高水泥環(huán)的界面膠結強度。另外，應用高溫懸浮劑DRY-S3，提高前置液的高溫穩(wěn)定性及壁面剪應力，保證固井第一、二界面的有效沖洗。

3 現(xiàn)場應用

2019 年，滄東凹陷20 口頁巖油水平井應用了優(yōu)快鉆井技術，取得了良好的綜合應用效果。

20 口應用井中，井深大于4 500.00 m 的水平井13口，平均機械鉆速13.71 m/h，平均鉆井周期32.76 d（折算至井深4 500.00 m）。與2018 年采用其他優(yōu)快鉆井技術完鉆的2 口頁巖油水平井（GD1701H 井和GD1702H 井）相比，平均機械鉆速提高了20.2%，平均鉆井周期縮短了30.6%。

井深小于4 500.00 m 的水平井7 口，平均機械鉆速15.18 m/h，平均鉆井周期27.53 d。與采用其他優(yōu)快鉆井技術完鉆的同區(qū)塊鄰井小3-15-1L 井相比，平均機械鉆速提高了82.9%，平均鉆井周期縮短了49.9%。

20 口井第二界面的固井質量平均優(yōu)質率達到了55.5%，與該地區(qū)采用其他技術的井相比優(yōu)質率提高了30.4 百分點。

4 結論

1）預測地層坍塌壓力和漏失壓力是優(yōu)化井身結構、減少井下故障和復雜情況、降低鉆井液密度，以及加快鉆井速度的基礎。通過回歸分析已完鉆井的當量循環(huán)密度，預測單井及滄東凹陷地層漏失壓力剖面的方法是可行的，為其他油田鉆井技術優(yōu)化提供了借鑒。

2）基于地質工程一體化的井眼軌道優(yōu)化方法，綜合考慮地質、鉆井提速以及鉆井成本等各方面的因素優(yōu)化井眼軌道剖面，能最大程度地滿足地質工程需求，能夠有效提高機械鉆速。

3）20 口頁巖油水平井的現(xiàn)場應用結果表明，滄東凹陷頁巖油水平井優(yōu)快鉆井技術可使平均鉆井周期大幅度縮短，機械鉆速和固井質量顯著提高，為滄東凹陷頁巖油水平井高效開發(fā)提供了技術手段。