济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术

2021-09-03韩来聚杨春旭

石油钻探技术 2021年4期

韩来聚，杨春旭

（中石化胜利石油工程有限公司，山东东营 257000）

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，受多期构造作用，发育有东营、沾化、车镇和惠民等4 个凹陷，预测页岩油总资源量达40.45×108t。目前，该坳陷320 余口探井在泥页岩中已发现油气显示，40 余口探井获工业油气流，其中单井（Y187 井）最高产油量154.0 t/d，最高累计产油量27 896 t（H54 井），展现出良好的勘探开发潜力[1-7]。

济阳坳陷页岩地层为新生界陆相沉积，地层压力系统复杂，平面、纵向非均质性强，储层埋藏深、温度高、夹层多，且层理裂缝较为发育[8-14]，钻井完井过程中面临着破岩效率低、井眼轨迹调整频繁、井漏井塌多发和固井质量要求高等技术难题[15-19]。通过井身结构优化、异形齿高性能PDC 钻头、旋转导向工具、高性能钻井液体系和增韧防窜水泥浆等技术研究与集成应用，形成了济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术，并在8 口页岩油水平井进行了应用，平均机械钻速8.86 m/h，复杂时效同比大幅降低，为济阳坳陷页岩油资源的勘探开发提供了技术支撑，也为国内页岩油水平井安全高效钻进提供了借鉴。

1 济阳坳陷页岩油地层特性及钻井完井技术难点

1.1 页岩油地层特性

济阳坳陷页岩油主要有基质型、夹层型和裂缝性等3 种类型，不同类型页岩油的储集空间和赋存状态不同。其中，基质型页岩油储层埋深超过3 500 m，主要储集空间为页岩有机孔、粒间孔和层间缝；夹层型页岩油分布在埋深3 000 m 以深的薄砂岩和碳酸盐岩夹层，富集状态受发育程度、有机质丰度和演化程度的影响；裂缝性页岩油主要赋存于构造、成岩、成烃作用形成的裂缝和微孔缝中。根据已钻井的实钻情况得知，济阳坳陷页岩油水平井钻遇地层自上而下依次为第四系，第三系的平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组，其中，馆陶组底部含有砾石，对钻头的冲击破坏性强；东营组和沙河街组含大段灰质泥岩，可钻性较差。与北美海相、沧东凹陷页岩油相比，济阳坳陷页岩油储层具有埋藏深（2 500～4 500 m）、成岩作用弱、非均质强、储层展布横向变化快和灰质泥岩可钻性差等特点。

1.2 钻井完井技术难点分析

根据济阳坳陷页岩油地质工程特征，结合已钻井的实钻情况，页岩油水平井钻井完井主要存在以下技术难点：

1）地层压力体系复杂、钻井安全风险高。受构造环境影响，济阳坳陷页岩油地层压力体系复杂、局部发育高压，钻井过程中易发生溢流、油气侵。储层裂缝发育加剧了井漏等问题的发生，涌漏同存、塌漏同存对井身结构设计及安全钻井要求高。

2）地层岩性复杂、可钻性差，机械钻速低。馆陶组底部砾石层对PDC 钻头的冲击损坏严重，导致单只钻头进尺少；东营组及以深地层的大段硬质泥岩、灰质夹层可钻性在5 级以上，钻头吃入困难，破岩效率低。

3）井眼轨迹控制难度大，影响钻井时效。滑动钻进过程中托压严重、钻压传递困难，工具面稳定性和钻头攻击性之间难以兼顾，导致井眼轨迹控制困难，机械钻速低，钻井时效较低。另外，地层温度较高，一般为150 ℃，对钻井工具及MWD 仪器的使用寿命影响较大。

4）水平段泥页岩地层钻井周期长，钻井液浸泡时间长，易发生井壁剥落掉块等井壁失稳问题，严重时会导致卡钻等井下故障的发生。同时，井下高温环境也增大了钻井液性能的维护难度。

5）固井质量难以保证。页岩油水平井储层井段多使用油基钻井液钻进，易在套管表面与地层界面处形成油膜，导致水泥浆受到污染，并影响封固质量。同时，高密度水泥浆、长水平段固井存在套管居中困难、顶替效率差和固井质量难以保证等难题。

2 钻井完井关键技术

针对济阳坳陷页岩油水平井钻井完井技术难点，开展了钻井工程优化设计、钻井提速提效、高性能钻井液和提高固井质量等技术研究，形成了页岩油水平井钻井完井关键技术，达到了钻井提速提效的目的。

2.1 钻井工程优化设计技术

2.1.1 安全密度窗口评价

试想，当代翻译理论赋予译者的“超强主体性”，如“操纵者”、“改写者”等，会不会导致译者主体性走向极端？从历史的发展规律来看，这是极有可能的。为避免这种情况的发生，翻译理论研究就必须从主体性转向主体间性，打破作者和译者主客二元对立的局面，把作者和译者看成是平等、互动的关系，形成作者与译者等其他主体相互制约，相互尊重，相互依存的和谐局面。

为保障页岩油水平井长水平段的安全钻进，开展了不同井斜、方位条件下的安全密度窗口评价。以渤南洼陷为例，区域断层走向以东西向为主，最大水平主应力方向为近东西向。利用测井资料及室内岩心试验数据，分析了该洼陷沙三下储层井斜、方位对坍塌压力和破裂压力的影响（结果见图1），确定了安全密度窗口。研究表明：水平段（以井斜角90°为例）沿最大水平主应力方向钻进时，安全密度窗口为1.70～1.90 kg/L；沿最小水平主应力方向钻进时，安全密度窗口为1.65～2.25 kg/L。这为钻井液密度的确定和井身结构的优化设计提供了依据。

2.1.2 井身结构优化设计

济阳坳陷页岩油储层主要分布在沙三下和沙四上，多为高温高压地层，其中牛庄洼陷页岩油地层压力系数为1.40～1.68，渤南洼陷页岩油地层压力系数为1.50～1.80，由于新生界沙三中及以浅地层承压能力有限，使用高密度钻井液钻进储层时易压漏上部地层。为此，基于地层压力特征分析，为避免钻进储层过程中出现涌漏同存，对于钻井液密度超过1.60 kg/L 的页岩油水平井采用三开井身结构：一开，采用φ444.5 mm 钻头钻至井深300～800 m，下入φ339.7 mm 套管；二开，采用φ311.1 mm 钻头钻至沙三下，下入φ244.5 mm 技术套管，封隔上部承压能力低的地层；三开，采用φ215.9 mm 钻头钻至完钻井深，下入φ139.7 mm 套管，为满足压裂需要，水泥浆返至井口。以渤南洼陷某井为例，利用室内岩心试验结果、测井资料和地层破裂压力试验结果等数据建立区块地层三压力剖面，根据不发生井涌、井漏、压差卡钻的力学平衡关系，采用自下而上的井身结构设计方法，计算出技术套管下入深度3 160 m（垂深），并最终确定合适的三开井身结构。

2.1.3 地质工程协同优化井眼轨道

为实现页岩油的经济有效动用，页岩油水平井对储层钻遇率、机械钻速和钻进安全都有很高的要求。为此，采取地质工程一体化协同优化设计井眼轨道，控制靶点的数量和位置，达到既能提高储层钻遇率，又能减少井眼轨迹调整的幅度和频次，从而达到提高钻速的目的。同时，油藏地质部门精细识别断层位置，指导优化井眼轨道，以避开断层，降低井漏风险。以NY1-1HF 井为例，将A靶点北移200 m，设置控制靶点K1和K2，井眼轨道与断层距离增大至450 m，不但降低了钻井过程中井下故障的发生概率，而且井眼轨迹较为平滑，有利于快速钻进。地质工程协同井眼轨道优化技术在济阳坳陷4 口页岩油水平井进行了应用，储层钻遇率均达到100%，促进了页岩油水平井钻井提速提效。

2.2 页岩油钻井提速提效技术

2.2.1 异形齿PDC 钻头研制与应用

1）穿砾石层的异形齿PDC 钻头。济阳坳陷页岩油水平井二开井段的馆陶组底部—东营组上部有厚200 m 的砾石层，钻进过程中钻头的冲击损坏较为严重，且单只钻头进尺少。为实现“一趟钻”钻穿砾石层的目标，在分析PDC 切削齿冲击性能和强度特性基础上，研制了穿砾石层的异形齿PDC 钻头。该钻头采用三棱齿+锥齿的抗冲击稳定切削结构（见图2），与平面齿相比，三棱齿的抗冲击性能更好，能够承受更高的冲击载荷而不失效；后排锥齿可以劈碎砾石，减小砾石对钻头的冲击作用，同时起到稳定钻头切削状态的作用，进一步降低钻头冲击损坏的可能性。该钻头在3 口井进行了现场应用，均实现了单只PDC 钻头钻穿巨厚砾石层的目的，单只钻头进尺增加至2 516 m，平均机械钻速提高至20.89 m/h。

图2 穿砾石层的异形齿PDC 钻头切削齿形状及分布Fig.2 Shape and distribution of cutting teeth of a specialshaped-tooth PDC bit able to penetrate gravel layers

2）适用于灰质泥岩的脊形齿PDC 钻头。沙三下—沙四段灰质泥岩地层可钻性在5 级以上，钻头吃入困难、破岩效率低、钻井周期长。为提高灰质泥岩井段PDC 钻头的钻进效率，通过模拟分析和室内试验，对切削齿的形状和破岩方式进行优化研究，结果表明，切削齿后倾角为15°时，与平面齿相比，φ16 mm 脊形齿压入岩石的垂直力降低25%，剪切破碎岩石需要的水平力降低24%，证明在同等条件下脊形齿比平面齿具有更高的破岩效率。在此基础上，研制了适用于灰质泥岩的脊形齿PDC 钻头（见图3）。该钻头采用四刀翼中低布齿密度，优选抗冲击性高的φ16 mm 脊形齿作为主切削齿，采用犁削、剪切和挤压的混合破岩模式，可有效提高钻头的破岩效率；以φ13 mm 平面齿和锥齿作为辅助切削齿，以增加钻头的稳定性，延长钻头使用寿命。以BYP5 井为例，该型PDC 钻头一趟钻进尺497 m，平均机械钻速5.98 m/h，与邻井相同地层相比，单只钻头进尺提高了47%，机械钻速提高了140%。

图3 适用于灰质泥岩的脊形齿PDC 钻头切削齿形状及分布Fig.3 Shape and distribution of cutting teeth of a ridgeshaped-tooth PDC bit applicable to calcareous mudstone

2.2.2 基于水力振荡器的钻井提速技术

针对页岩油水平井滑动钻进过程中摩阻扭矩高、工具面稳定性差、钻进时效低等问题，研制了水力振荡器，并形成了基于水力振荡器的钻井提速技术。钻井液流过水力振荡器时会产生规律性压降变化，将水力能量转换为轴向振动的机械能，从而有效减小钻具与井壁之间的摩擦力，减少滑动钻进中的“托压”现象，提高钻压传递效率，同时可以降低钻具压差卡钻风险，提高钻进安全性和机械钻速。水力振荡器在3 口井累计应用5 趟钻（见表1），平均机械钻速达到5.27 m/h，滑动钻进时效提高了66.26%，且提高了井眼轨迹控制效率。

表1 水力振荡器在3 口页岩油水平井钻井中的应用效果统计Table 1 Application effect of hydraulic oscillators in the drilling of three horizontal shale oil wells

2.2.3 旋转导向钻井技术

济阳坳陷页岩油水平井多采用“直—增—稳—微降—稳—增—稳”的多段式井眼轨道，为高效控制井眼轨迹，应用了旋转导向钻井技术。4 口井的现场应用效果（其中3 口井的应用效果见表2）显示，平均机械钻速达到7.22 m/h，是常规导向工具的4～10 倍，提速效果显著。其中，FYP1 井水平段钻进时应用旋转导向系统，单趟钻进尺1 287 m，实现了济阳坳陷页岩油水平井千米水平段一趟钻完成的目标；BYP5 井水平段平均机械钻速11.81 m/h，创济阳坳陷页岩油水平井水平段机械钻速最高纪录。

表2 济阳坳陷3 口页岩油水平井旋转导向系统应用效果Table 2 Application effect of a rotary steering system in three horizontal shale oil wells in Jiyang Depression

2.3 页岩油水平井合成基钻井液技术

济阳坳陷泥页岩地层微孔隙、微裂缝发育，钻井过程中易出现水化剥蚀垮塌、硬脆性地层垮塌等井眼失稳问题[20-22]，为此，研究应用了具有良好抑制性、抗温能力和润滑性能的柴油基、白油基钻井液体系，并在BYP1 井、BYP2 井、LY1HF 井和BY1-2井成功应用，基本满足了页岩油水平井安全钻进及建井的需求。但是，随着人们对环保的不断重视及环保法规的日益严苛，油基钻井液的应用受到越来越多的限制。为此，研制了增黏提切剂SDRM、降滤失剂SGJ-1、有机土SGT 和抗高温乳化剂等关键处理剂，研发了具有良好环保性能的合成基钻井液体系，基础配方为：合成基液+抗高温乳化剂+润湿剂+有机土SGT+碱度调节剂+降滤失剂SGJ-1+增黏提切剂SDRM+封堵剂+加重剂+水。

2.3.1 环保性能

合成基钻井液以气制油合成基液为连续相，与柴油、白油基相比，其闪点较高、苯胺点高、几乎不含芳香烃（见表3），EC50大于3.0×104mg/L，具有更好的环保性能和更低的毒性。此外，合成基液的运动黏度低，受温度变化影响较小，有利于高温条件下钻井液性能的调控。

表3 3 种基础油主要物化性能对比Table 3 Comparison of physicochemical properties among three base oils

2.3.2 封堵性能

研发的多尺寸微纳米、可变形封堵剂能够提高合成基钻井液封堵页岩微孔/微裂缝的能力，阻缓压力传递及滤液侵入，保障页岩地层井壁稳定。选取页岩岩样，通过钻井液压力传递试验，评价分析了不同封堵剂对合成基钻井液性能的影响，结果见图4。从图4 可以看出，加入多尺寸致密封堵剂后，随着封堵剂颗粒对岩石孔、缝的封堵及滤饼的形成，压力传递时间增长，传递速度增加相对均匀，表明合成基钻井液具有良好的封堵性能。

图4 合成基钻井液压力传递试验结果Fig.4 Pressure transmission of synthetic base drilling fluid

2.3.3 抗温性能

济阳坳陷沙三下、沙四上页岩油储层温度可达150 ℃，为保证高温条件下钻井液流变性和悬浮性能的稳定，研发了抗高温乳化剂。加入该抗高温乳化剂的合成基钻井液抗温性能试验结果见表4。从表4 可以看出，合成基钻井液在200 ℃下老化16 h后，破乳电压为800 V，动切力、静切力、塑性黏度和API 滤失量均变化不大，表明其具有较强的抗温能力，能够满足济阳坳陷页岩油高温储层安全快速钻进的需要。

表4 合成基钻井液抗温性能试验结果Table 4 Temperature resistance of synthetic base drilling fluid

合成基钻井液在济阳坳陷YYP1 井、FYP1 井、BYP5 井和NY1-1HF 井进行了应用，钻井液密度1.45～2.05 kg/L，破乳电压大于600 V，高温高压滤失量小于4 mL，保证了泥页岩层段的井壁稳定，确保了水平段钻进顺利。4 口井水平段钻进期间岩屑上返及时且棱角分明，起下钻摩阻小、无阻卡现象，电测结果显示水平段井径规则。其中，BYP5 井完钻井深5 379.59 m，合成基钻井液在174 ℃温度下、静止120 h 性能保持稳定，保证了电测、套管下入和固井等作业的顺利完成。

2.4 页岩油水平井固井技术

济阳坳陷页岩油水平井水平段泥页岩地层井壁易失稳，且部分井采用油基钻井液钻进，导致滤饼难以清除而影响固井质量，为此，研发了高效冲洗型隔离液和增韧防窜水泥浆体系，并优化了固井工艺，顺利完成8 口页岩油水平井固井施工，其中5 口井固井质量合格率100%。

2.4.1 高效冲洗型隔离液

针对页岩油水平井采用油基钻井液钻进时形成的滤饼清除难度大、常规隔离液相容性差等问题，研发了具有协同增效作用的冲洗型隔离液，基本配方为水+冲洗剂BCS-010L+复配多棱刚性材料+加重剂BCW-600S+悬浮稳定剂BCS-020S+微硅+消泡剂。冲洗剂BCS-010L 中含有硼酸阴离子-羟乙基纤维素双表面活性剂，利用弱酸对地层的溶解、表面活性剂的吸附及润湿反转作用，将吸附于井壁的油膜剥离；复配多棱刚性材料能够在紊流状态下对井壁进行高强度冲刷，协同实现合成基钻井液滤饼的高效清除。以密度1.80 和1.85 kg/L 的高效冲洗型隔离液为例，150 ℃温度下上下密度差≤0.02 kg/L，稳定性良好，冲洗效率可达90%以上。同时，室内试验结果表明，高效冲洗型隔离液与水泥浆、钻井液具有良好的相容性。

2.4.2 增韧防窜水泥浆体系

济阳坳陷页岩油地层压力高，在大型分段压裂作业时施工压力高、时间长，对固井质量以及水泥环耐久性提出较高要求。为此，研发了增韧防窜剂BCE-300S，它由AMPS、AM 等材料聚合而成，具有微交联结构，通过增大水泥颗粒间内聚力，达到增韧、防窜的目的。以增韧防窜剂BCE-300S 为关键处理剂，研究形成了增韧防窜水泥浆体系，其配方为水泥+硅粉+增韧防窜剂BCE-300S+微硅+降滤失剂+分散剂+膨胀剂+消泡剂。在120 ℃温度下，该体系（密度1.93 kg/L）水泥石抗压强度可达35.7 MPa，抗折强度8.1 MPa（较常规水泥石提高30%以上），弹性模量6.1 GPa，稠度从40 Bc 至70 Bc 的过渡时间仅4 min，静胶凝强度由48 Pa 至240 Pa 的过渡时间仅7 min，防气窜能力较强。

2.4.3 固井技术措施

1）为了提高固井质量、避免套管外环空窜流，需要提高套管的居中度，确保良好的顶替效率，为此，选用了65 Mn 钢冲压成型的整体式弹性扶正器。

2）固井施工前调整钻井液漏斗黏度小于60 s，优化水泥浆排量及注替参数，确保紊流顶替及紊流接触时间超过10 min。

3）采用清水替浆、利用管内外压差，辅助提高套管居中度，达到提高界面胶结质量的目的。

3 现场应用

济阳坳陷页岩油水平井钻井完井关键技术已在8 口井进行了应用，平均完钻井深4 402.60 m（见表5），其中第1 轮次4 口井，第2 轮次4 口井。与第1 轮次4 口井相比，第2 轮次4 口井的平均完钻井深4 932.00 m，增加了27.3%；平均完钻垂深3 759.00 m，增加了27.1%；平均水平段长1 060.00 m，增加了35.1%；平均机械钻速10.29 m/h，提高了65.7%；固井质量合格率达到100%。其中，FYP1 井水平段长1 716.00 m，创济阳坳陷页岩油水平井水平段最长纪录。BYP5 井完钻井深5 379.00 m，垂深4 309.30 m，为济阳坳陷垂深最深的页岩油水平井。NY1-1HF 井和FYP1 井初期产量分别达到102.6 和181.8 t/d，证明了济阳坳陷页岩油资源的勘探潜力。