涇河油田頁巖油水平井優快鉆井技術

馮永超

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450000）

全球油氣工業發展正在不斷突破油氣生成最高溫度極限、油氣儲集最小孔喉極限、油氣聚集最大深度極限，“3 個極限”的突破，推動油氣發展地域由陸地向深水區、深度由淺層向深層—超深層、資源由常規油氣向非常規油氣快速延伸[1-4]。頁巖油是未來非常規石油發展的潛在資源，我國的頁巖油資源豐富[5-7]，其中，鄂爾多斯盆地南部延長組長7段發育一套含油氣系統，涇河油田是其中的重要區塊之一。現場施工和取芯等資料顯示該地區頁巖段地質環境復雜，導致鉆進速度低，鉆井速度較同期砂巖段慢30%～50%，井壁失穩風險高，處理事故花費了大量人力、物力和時間，鉆井周期較同期砂巖長1.7～2倍，嚴重影響了建井周期，制約了工區勘探開發效益[8-9]。為此，通過鉆頭優化設計，提高了鉆頭利用率和機械鉆速，通過井身結構優化和鉆井液優化設計，降低了井壁失穩風險，從而為鄂南頁巖油的高效勘探開發提供新的思路和方法。

1 涇河油田頁巖油水平井鉆井技術難點

涇河油田頁巖油儲層分布廣泛，各區塊巖性差異大，非均質性強，對頁巖地層巖石的理化性能、力學性能、研磨性能認識不清，工區以頁巖油儲層為目的層的井較少，目前未形成成熟配套的鉆完井工藝，鉆井作業效益差，集中體現在以下幾點：

（1）井身結構不合理，少量已完鉆長7 頁巖水平井改造工藝主要沿用砂巖成熟工藝，應用效果不理想，尚未能形成與頁巖壓裂改造工藝相適應的井身結構系列。

（2）中國陸相優質油源巖常與凝灰巖共生，鄂南長7 頁巖段和凝灰巖段均是頁巖油的儲層。上部的頁巖地層巖性硬脆、層理和微裂縫發育，易造成井漏；下部的凝灰巖遇水易膨脹變形，儲層整體對鉆井液敏感性強，井壁失穩風險大，影響了建井周期，制約了水平段長度。

（3）現場施工和取芯等資料顯示該地區頁巖段地質環境復雜，導致鉆進速度低，鉆井速度較同期砂巖段慢30%～50%，鉆井周期較同期砂巖長1.7～2 倍，嚴重影響了建井周期，制約了工區勘探開發效益。

2 優快鉆井關鍵技術

2.1 井身結構優化

鄂南長7 頁巖油水平井井身結構優化以滿足頁巖水平段安全成井為首要目標，以體積壓裂、二次增產為目的，以提高機械鉆速、實現優快鉆井為技術優化方向。結合前期鉆井工程地質特征和四壓力剖面計算，如表1所示：地層沒有明顯的異常壓力段，但是在志丹群裂縫發育，上直井段要注意鉆井漏失，長7段凝灰巖浸泡后易失穩。

表1 涇河油田壓力統計表

可以得出涇河地層孔隙壓力正常，對三級井身結構三開6″井眼、3-1/2″鉆具、4-1/2″套管及二級井身結構二開8-1/2″井眼、5″鉆具、5-1/2″套管進行了1000m 水平段鉆進延伸及套管下入能力分析，鉆具未發生螺旋屈曲，套管下至井底井口懸重均大于零，兩種井身結構均可行。基于鄂南長7頁巖儲層規?；瘔毫押偷统杀究碧介_發的要求，結合鄂南中生界地層四壓力剖面、鄰區鉆井施工情況和鉆井風險分析，泥頁巖儲層采用二級井身結構+套管固井完井，凝灰巖儲層采用三級井身結構+套管固井完井，優化后井身結構如表2所示。

表2 優化后井身結構

優化后的井身結構在泥頁巖儲層井身結構層次簡單，提速降本效果好，在凝灰巖層段能降低坍塌風險，利于安全建井，配合后續鉆井液體系優化，使得坍塌事故降低了66.7%，初步形成了與工區頁巖壓裂改造工藝相適應的井身結構系列。

2.2 水平井鉆井液性能優化

通過取芯觀察、鑄體薄片鑒定、電鏡掃描、泥頁巖理化性能分析等實驗，得到鄂南長7頁巖層理明顯、裂縫發育，如圖1 所示。粘土含量34.6%～63.23%，以伊利石和伊蒙混層為主，礦物組分中含有大量的石英和凝灰質，純頁巖膨脹率小于10%，凝灰巖極易膨脹，膨脹率可達25%，且在實驗中出現凝灰巖遇水分散、垮塌的現象，如圖2所示。巖性呈現中等脆性特征。

圖1 巖芯及顯微照片

圖2 膨脹實驗凝灰巖分散、垮塌

針對鄂南古生界鉆井特征和鉆完井施工情況，細化各井段鉆井液性能指標要求，保證水基鉆井液實現 油頁巖水平段1000m 安全鉆進結合鄂南長7 井壁失穩機理分析和DP1 井施工經驗，鉆井液體系較強的抑制性和封堵性是保證鄂南長7泥頁巖水平段鉆進的主要手段。

通過孔隙測定儀測量頁巖封堵前后的孔喉分布，頁巖原始流動孔喉尺寸大部分在0.2～0.35mm 之間，采用納米顆粒封堵后孔喉尺寸降低至0.1mm 以下，表明一定配比的超細瀝青和納米二氧化硅可對頁巖微裂縫和微孔進行有效封堵，封堵前后效果對比如圖3 所示，可作為鉆井液中的封堵材料。

圖3 封堵前后孔喉分布

通過向鉆井液中加入微乳液，提高鉆井液體系的潤濕改變能力，從而使其接觸的頁巖地層的親水性降低；同時加入硅酸鉀鈉和聚胺為抑制劑，降低巖石的分散和膨脹能力，利于提高頁巖井壁穩定性。根據不同地層配置強抑制水基鉆井液，基本參數見表3。

表3 強抑制水基鉆井液體系基本參數表

強抑制水基鉆井液體系在100℃下仍能保持良好的性能，巖芯回收率超過了96%，實現水平段鉆井液性能高溫高壓失水不大于10mL，泥頁巖膨脹率不大于3%，泥頁巖膨脹率不大于7%，微裂縫封堵率大于90%，滿足鉆井施工的要求。

2.3 鉆頭優化

通過對涇河油田地層可鉆性研究，建立測井資料和可鉆性之間的關系[10-13]，并分析了不同地層的可鉆性見表4。

表4 涇河油田地層可鉆性統計表

對涇河油田第四系志丹群、安定組延安組、延長組的鉆頭磨損情況進行統計并根據IADC 鉆頭磨損定級標準進行精細評價[14-17]，以機械鉆頭、進尺和單只鉆頭純鉆進時間為效果評價指標，運用主成分分析法，形成了各層位鉆頭的優選方案。第四系志丹群優選出M1952C、HJ517G、SKG124三種型號鉆頭，安定組延安組優選出HD83-16、SD9531 兩種型號鉆頭，延長組優選出MD9641H、HD83-16 兩種型號鉆頭。其中，HD83-16 鉆頭采用18mmPDC 復合片，設計技術布置成五刀翼式結構。中密度布齒，大排屑槽水力結構，適用于鉆進軟—中硬地層；SD9531 鉆頭采用16mm 或18mm 復合片，四刀翼結構，低密度布齒大排屑槽水力結構，適用于鉆進軟—中硬地層。將優選出來的分井段鉆頭應用于現場施工，應用情況見表5。

表5 現場鉆頭使用情況統計表

通過應用情況可以得出，優選出的SKG124、SD9531、MD9641H、HD83-16 單只鉆頭進尺長，機械鉆速高，平均單鉆頭進尺750.625m，平均機械鉆速12.12m/h，SD9531 單只鉆頭進尺達1186m，HD83-16鉆頭鉆J26井導眼段一趟鉆完鉆，鉆速達14m/h。隨著高效PDC鉆頭的推廣應用，鉆頭平均提速80%，單只鉆頭進尺提高了50%，實現了提速增效。

3 結論與建議

（1）針對泥頁巖儲層和凝灰巖儲層分別優化了井身結構，達到了簡化井身結構層次，提速降本效，同時能降低坍塌風險，利于安全建井。

（2）分析了水平段頁巖和凝灰巖的坍塌機理，設計了強抑制水基鉆井液體系，既能有效封堵微裂縫，又能抑制分散和膨脹，降低了66.7%的坍塌失穩事故，提高了最大水平段的長度。

（3）基于室內實驗和現場資料研究可鉆性的結果改進了鉆頭，J27井單只鉆頭進尺達到1186m，J26井導眼段實現一趟鉆完鉆，鉆頭平均提速80%，單只鉆頭進尺提高了50%，實現了提速增效。