中国陆相页岩油钻井技术发展现状与前景展望

张瀚之 翟晓鹏 楼一珊

1.长江大学油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室；2.长江大学西部研究院

0 引言

早在20世纪30年代，中国东北抚顺地区已经探明具有开采价值的大规模页岩油藏。自新中国成立后中国关于页岩油的研究集中在催化裂化、蒸馏分馏等油页岩提炼与加工方面［1-3］。1980年1月7—11日国际油页岩和油砂小组在联合国大厦召开第一次会议，中国、美国、苏联等8个国家的专家参加了本次会议［4］。会议中各国专家对页岩油作为燃料能源以及化工材料方向的发展提出了指导意见，美、苏等发达国家对页岩油气的开发与利用极为重视，并争取在新世纪突破页岩油加工方面的技术难点，实现页岩油气产量翻倍的终极目标。20世纪70年代美国石油能源历经生产高峰后产能下降，2008年以EOG为首的美国主体能源公司将页岩气水平钻井技术应用于页岩油开发，页岩油产量增加稳定了美国石油能源格局［5］，并使全球能源行业意识到了页岩油对于未来全球石油能源的重要意义，在全球范围内引起了一次新的页岩油勘探开发热潮。2018年12月12日中国石油召开中国陆相页岩油理论技术进展与战略研讨会，会议中指出中国对于页岩油藏的勘探开发工作已经取得重大突破，页岩油储量可观，对于未来能源战略具有重要意义，这预示着中国页岩油的研究工作已经逐渐进入实现开采利用的发展阶段［6］。

相较于北美，中国页岩油盆地经历的构造活动频次更高，页岩油气藏连续性、稳定性相对较弱，开采难度更大［7］。然而，随着国内外页岩油开采技术的不断发展，中国各大油气公司借鉴美国陆相页岩油的开发经验［8］，在东北松辽盆地、渤海湾盆地、新疆准噶尔盆地、河南南襄盆地相继钻探了一批页岩油井，均采出工业油流。

中国现阶段陆相页岩油钻井技术施工成本高，钻井难度大，如何高效低成本开发是面临的首要难题。中国页岩油开发起步较晚，应注重于解决现有陆相页岩油井钻进时所遇技术难点，并结合国外先进技术，研发出适用的高效低成本钻井技术。

1 中国陆相页岩油井分布

页岩油属于自生自储的含油气系统，富含有机质，普遍成熟度高，多为纳米级孔喉发育，连续分布面积大，地层中脆性矿物含量高，极具开发潜力［9］。中国具有开采价值的大面积陆相页岩油藏多富集于盆地中心地带。自2011年中国工程院设立关于页岩油气藏勘探开发重大专项以来［10］，新疆准噶尔盆地、三塘湖盆地、内蒙古鄂尔多斯盆地、四川盆地、东北松辽盆地、渤海湾盆地、江苏苏北盆地、江汉盆地、河南南襄盆地发现大面积页岩油藏［11］。

随着国外非常规油气钻井技术的快速发展，中国国家能源行业全面开展了页岩油钻井技术的研究工作。目前，新疆准噶尔盆地吉木萨尔凹陷探得大储量页岩油气资源，富集于以完钻页岩油探井吉34井、吉174井、吉251井、吉32井附近，技术可采资源量达 0.40×108t［12］；鄂尔多斯盆地三叠统长7段宁148等8口页岩油井获得工业油流；松辽盆地吉林探区与大庆探区已有33口井产出工业油流，其中24口新北构造青山口组、姚家组、嫩一段泥页岩探井已累计生产工业油流3×104t［13］；截至2017年底，共37口井于渤海湾盆地济阳凹陷泥页岩发育段产出工业油流，单井累计最高产量达27 896 t［14］；同属渤海湾盆地沧东凹陷已有13口陆相页岩油井产出工业油流，其中官1701H井、官1702H正式试采，日产油量分别为9.07 t、17.65 t［15］；江苏苏北盆地分属坝田地区与龙岗次凹的天X96井与天X33-2井均已试油投产，其中天X33-2井试油日产14.32 t［16］；2018年江汉盆地，探得潜江凹陷潜江组盐间泥页岩油气显示丰富［17］，平面上“满凹皆油浸显示”，勘探过程中128口井见油气显示，其中32口自喷(3口自喷强烈)，19口出现井涌、井溢，60口见油花气泡，11口井口发现沥青，总日产液量达上千吨。

2010年8月河南南襄盆地泌阳凹陷安深1井完钻，2011年投产最高日产油4.68 m3，同年11月泌阳凹陷泌页HF1井完钻，2012年投产最高日产油气分别为 23.6 m3、1 072 m3［18］。

2 陆相页岩油钻井技术难点

页岩油与页岩气的储集情况类似，同属源储一体式油藏，二者虽属于不同相态流体［19］，但在井身结构、钻具组合、钻井液设计等方面可借鉴起步较早的页岩气钻井工艺。中国现阶段陆相页岩油钻井技术与页岩气钻井技术类似，多为三开大位移水平井［20］。分析已完钻且获得工业油流的陆相页岩油井钻井情况(表1)，中国陆相页岩油藏钻井存在以下难点：(1)由于钻井过程中水平段过长，造斜段井身质量要求高，造斜段钻进施工需要根据现场情况严格控制造斜率；(2)增斜段、水平段地层摩阻大，机械钻速低，易托压，钻压传递困难，常规PDC钻头对页岩地层攻击性不足；(3)中国陆相页岩油开发仍处于起步阶段，地质资料缺失，钻井经验不足，目的层不明确，井眼轨迹需要根据现场情况进行调整，常规钻具组合无法灵活、精确地控制井眼轨迹，先进导向技术的研究与应用是提升钻井效率和质量的要点；(4)中国页岩油藏地层中膨胀矿物含量普遍偏高，且储层多为微裂缝、层理发育［21-23］，水平段钻进时裸眼段过长，地层中膨胀矿物与常规水基钻井液体系反应加速膨胀导致地层不稳定，因此开发适用于页岩地层的高效钻井液体系是中国陆相页岩油藏钻井配套技术的当务之急。

表1 我国已采出工业油流陆相页岩油井钻井情况Table 1 Drilling situations of domestic continental shale oil wells with industrial oil flow

3 典型井例

3.1 泌页HF1井

泌页HF1井位于泌阳凹陷深凹区，底部油藏运移距离小，岩层中脆性矿物含量高，孔渗性好，利于油藏开发。该井设计水平段长1 000 m，二开造斜段、水平段为古近系桃园组核三段地层，造斜段地层岩性以泥、页岩为主，黏土矿物含量10%～36%，井壁坍塌程度随钻进过程加剧，造斜难度大，地层资料不全，开钻时页岩地层钻井经验不足，钻进过程中不仅需实时调整钻头钻进方向还要面对钻杆托压、泥包钻头等难题。井身采用“直-增-稳-增-平”剖面结构。侧钻造斜成功后，增斜段采用“PDC钻头+1°单弯螺杆”钻具组合，初次施工，井斜率达不到预期设计指标，增大单弯螺杆角度提升井斜率后，继续采用初始钻具组合以降低狗腿度，钻进至2 601 m井底托压严重，钻速极低，多次起下钻后井底情况复杂，不得不提前完钻增斜段。水平段钻进配套贝克休斯旋转导向技术，实现了高速钻进以及井眼轨迹灵活调整。水平段钻进井眼轨迹调整19次，无托压、划眼、遇阻情况出现，井眼质量好，井眼轨迹控制精确，储层钻遇率100%。斜井段采用水基混油防塌钻井液体系［22］，配合乳化沥青SFT、磺化沥青FT-1，并增加大小阳离子黏土抑制剂NW-1、有机硅稳定剂GW-1加量，基本解决了斜井段地层分散造浆严重及矿物膨胀率高的问题。水平段优选白油基钻井液体系，降低地层摩阻，提升地层稳定性能［24］。

泌页HF1井是中石化在陆相页岩油开发工程上的一座里程碑，在我国陆相页岩油长水平段钻井方面取得了重大突破。该井完井井深3 722 m，水平段采用一只PDC钻头一趟钻完，实钻1 044 m，投产后最高日产23.6 m3工业油流［24］。

3.2 樊154-2HF井

樊154-2HF井位于胜利油田济阳坳陷东营凹陷金家—樊家鼻状构造带东翼樊154断块，是胜利油田部署的第3口重点非常规油气藏水平井。直井段上部馆陶组地层水敏性强，下部东营组地层胶结质量差。储层所处沙河街组地层水平泥岩段坍塌掉块几率大，易卡钻。井眼剖面采用“直-增-平”三段制。直井段采用塔式钻具轻压吊打防斜打直，为增斜段和水平段的施工打下良好基础。增斜段钻进时通过LWD系统测得自然伽马曲线、电阻率曲线、自然电位等测井资料追踪目的层，并配合MWD系统实时监测井眼轨迹，根据现场测井资料实时控制调整井斜、方位以及钻进方式，确保井眼平滑，避免键槽卡钻［25］。水平段钻进采用“P5362-MJ5型PDC钻头+双母接头+扶正器+短钻铤+扶正器+LWD+无磁钻铤+MWD+钻铤+钻杆+加重杆+钻杆”常规稳斜钻具，配合铝胺基水基钻井液，共钻6趟，初期钻进效果良好，井壁稳定，钻至3 366 m灰质细砂岩层机械钻速降低，钻至3 384 m后井斜率下降幅度达11.38 (°)/100 m。更换“PDC+单弯螺杆+加重杆+钻杆”定向钻具组合，通过动力钻具调整井斜、方位角提高钻遇率，钻进后期向铝胺基水基钻井液中混入原油减小摩阻，共钻4趟完成水平段施工［25-26］。

樊154-2HF井完井井深4 916 m，水平段长2 015 m，最大井斜92.93°，最大水平位移2 384.87 m，创中国石化小井眼直径最长水平段钻井记录［27］。

3.3 官东1701H井

官东1701H井是大港油田首口页岩油探井，该井位于小集背斜东翼小集断层与小集南断层之间，断块西高东低，地层东倾，地层岩性属于砂质泥岩，硬度较高［28］。井眼剖面设计为“直-增-稳-增-平”五段。三开Ø215.9 mm井眼囊括造斜段、稳斜段、增斜段、水平段，是钻进施工的重点井段。采用“个性化PDC钻头+LWD随钻地质导向系统+旋转导向系统”组合进行井眼轨迹控制，完钻测井资料显示LWD系统+旋转导向系统对井眼轨迹调控精准，水平段中有效储层段占82.4%。钻井液方面，重点三开井段优选钾基聚合物钻井液体系，配合磺化酚醛树脂+四元聚合物类降滤失剂乳液控制失水量，增强井壁稳定性［28-29］。定向段、水平段个性化PDC钻头采用“浅内锥-双圆弧冠部头型+非对称5刀翼(三长两短)+10°螺旋及短保径结构”，降低了井壁切削力，提升了钻头寿命。切削齿顺时针布置，增加钻头攻击性。官东1701H井三开共用个性化钻头3只，缩短钻井工期5～10 d，节省钻井费用100万元［30］。

官东1701H井完井井深5 465 m，水平段长1 456 m，为大港油田5 000 m以上水平井水平段最长井。2018年7月10投产后日产油9.07 t［11］。

3.4 吉32井

吉32井是新疆油田第1口自主设计的长水平井，地处准噶尔盆地东南缘，油藏地层属二叠系芦草沟组，以泥岩和夹砂岩为主，岩性致密地层可钻性差。井身结构采用“双增式”(两个增斜段间设置一用于稳定的切线段)设计。水平段施工前期采用“螺杆+MWD”组合钻进，施工效果良好，钻至水平段800 m后，螺杆钻具滑动定向钻进困难，托压严重。更换“斯伦贝谢旋转导向+MWD随钻监测系统”组合钻进，提高机械钻速，高效完成三开水平段钻进施工［31］。针对芦草沟组地层坍塌压力随井斜增加而降低的特点，优选钾钙基混油钻井液体系，根据造斜段、水平段井下工况混入8%～12%白油，并配伍润滑剂，降低井眼摩阻，维持井壁稳定，提升钻井效率［32］。吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组地层可钻性差，优选MDSi516UQPX型PDC钻头，提升对地层攻击性。

吉32井2012年10月24日完钻，24 d完成造斜段至水平段钻进施工。完井井深4 988 m，水平段长1 288 m，最高日产油28.44 m3，并于2014年退液试产［31］。

4 发展前景展望

自1973年东营凹陷探河54井偶然于沙三段下亚段页岩层钻遇页岩油至今，中国各大盆地均已钻出工业页岩油流，我国陆向页岩油气藏开发商业化势在必行。如何在“低油价”时代实现“降本增效”，是当前我国非常规油气开发面临的主要难题。

2011年斯伦贝谢公司于国际钻井承包商协会(IADC)先进钻机技术会议上提出“工厂化”钻井模式［33］。“工厂化”钻井模式能实现区块批量钻井，可移动式钻机缩短钻机在井口间移动的工时，大幅缩短钻井周期，提升钻井效率。2014年底全球油气市场低迷，北美页岩油减产，进入2017年油价回暖后，北美非常规能源开发公司更加注重提高单井产量、缩短作业周期、降低作业成本，因此“工厂化”钻井得以推广。目前，北美60%陆上钻井平台具有移动能力，钻机具有提升能力1 089 t，具备大位移井和丛式水平井施工能力，如Veristic公司步进式移动钻机采用小型化设计，模块组件少，能向8个方向移动，设计有柴油、天然气双向燃料系统，钻完5组丛式水平井工期比传统钻机缩短14 d，钻井成本大幅降低［34］。

自2013年起，大庆油田通过学习借鉴国外先进经验，将“工厂化”钻井技术应用于致密油气藏开发［35］。近年来，大庆油田“工厂化”钻井流程已经完善。2013年新疆昌吉油田于吉木萨尔凹陷开展致密油有效开发先导试验，将“工厂化”钻井技术与试验工作因地制宜地有机结合，为中国“工厂化”钻井技术在非常规油气藏开发中的应用积累了宝贵经验［36］。

高德利院士［37］认为，中国非常规资源富集的川、渝、滇山区地貌复杂，水源宝贵，道路崎岖，是实现普及非常规“工厂化”钻井需要突破重点区域。目前，“工厂化”钻井已在四川长宁—威远页岩气开发中应用成功，2钻机组建1个钻井平台可满足6～8口井钻井作业要求，每个钻井平台减员10～15人，节约土地面积 150亩［38］，为山区非常规油气藏“工厂化”钻井技术推广树立了典范。

“工厂化”钻井对于中国非常规油气藏开发意义非凡，大大提升了非常规油气的商业价值。2018年12月12日中国石油发声，将强力推动陆相页岩油革命，并要求大胆突破“工厂化”钻井应用于中国陆相页岩油开发中的技术难题［6］。不难看出“工厂化”钻井时代已经伴随“页岩油/气革命”到来，高效低成本开发，是全球能源行业一直以来的真实需求。