泾河油田页岩油水平井优快钻井技术

冯永超

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南 郑州 450000）

全球油气工业发展正在不断突破油气生成最高温度极限、油气储集最小孔喉极限、油气聚集最大深度极限，“3 个极限”的突破，推动油气发展地域由陆地向深水区、深度由浅层向深层—超深层、资源由常规油气向非常规油气快速延伸[1-4]。页岩油是未来非常规石油发展的潜在资源，我国的页岩油资源丰富[5-7]，其中，鄂尔多斯盆地南部延长组长7段发育一套含油气系统，泾河油田是其中的重要区块之一。现场施工和取芯等资料显示该地区页岩段地质环境复杂，导致钻进速度低，钻井速度较同期砂岩段慢30%～50%，井壁失稳风险高，处理事故花费了大量人力、物力和时间，钻井周期较同期砂岩长1.7～2倍，严重影响了建井周期，制约了工区勘探开发效益[8-9]。为此，通过钻头优化设计，提高了钻头利用率和机械钻速，通过井身结构优化和钻井液优化设计，降低了井壁失稳风险，从而为鄂南页岩油的高效勘探开发提供新的思路和方法。

1 泾河油田页岩油水平井钻井技术难点

泾河油田页岩油储层分布广泛，各区块岩性差异大，非均质性强，对页岩地层岩石的理化性能、力学性能、研磨性能认识不清，工区以页岩油储层为目的层的井较少，目前未形成成熟配套的钻完井工艺，钻井作业效益差，集中体现在以下几点：

（1）井身结构不合理，少量已完钻长7 页岩水平井改造工艺主要沿用砂岩成熟工艺，应用效果不理想，尚未能形成与页岩压裂改造工艺相适应的井身结构系列。

（2）中国陆相优质油源岩常与凝灰岩共生，鄂南长7 页岩段和凝灰岩段均是页岩油的储层。上部的页岩地层岩性硬脆、层理和微裂缝发育，易造成井漏；下部的凝灰岩遇水易膨胀变形，储层整体对钻井液敏感性强，井壁失稳风险大，影响了建井周期，制约了水平段长度。

（3）现场施工和取芯等资料显示该地区页岩段地质环境复杂，导致钻进速度低，钻井速度较同期砂岩段慢30%～50%，钻井周期较同期砂岩长1.7～2 倍，严重影响了建井周期，制约了工区勘探开发效益。

2 优快钻井关键技术

2.1 井身结构优化

鄂南长7 页岩油水平井井身结构优化以满足页岩水平段安全成井为首要目标，以体积压裂、二次增产为目的，以提高机械钻速、实现优快钻井为技术优化方向。结合前期钻井工程地质特征和四压力剖面计算，如表1所示：地层没有明显的异常压力段，但是在志丹群裂缝发育，上直井段要注意钻井漏失，长7段凝灰岩浸泡后易失稳。

表1 泾河油田压力统计表

可以得出泾河地层孔隙压力正常，对三级井身结构三开6″井眼、3-1/2″钻具、4-1/2″套管及二级井身结构二开8-1/2″井眼、5″钻具、5-1/2″套管进行了1000m 水平段钻进延伸及套管下入能力分析，钻具未发生螺旋屈曲，套管下至井底井口悬重均大于零，两种井身结构均可行。基于鄂南长7页岩储层规模化压裂和低成本勘探开发的要求，结合鄂南中生界地层四压力剖面、邻区钻井施工情况和钻井风险分析，泥页岩储层采用二级井身结构+套管固井完井，凝灰岩储层采用三级井身结构+套管固井完井，优化后井身结构如表2所示。

表2 优化后井身结构

优化后的井身结构在泥页岩储层井身结构层次简单，提速降本效果好，在凝灰岩层段能降低坍塌风险，利于安全建井，配合后续钻井液体系优化，使得坍塌事故降低了66.7%，初步形成了与工区页岩压裂改造工艺相适应的井身结构系列。

2.2 水平井钻井液性能优化

通过取芯观察、铸体薄片鉴定、电镜扫描、泥页岩理化性能分析等实验，得到鄂南长7页岩层理明显、裂缝发育，如图1 所示。粘土含量34.6%～63.23%，以伊利石和伊蒙混层为主，矿物组分中含有大量的石英和凝灰质，纯页岩膨胀率小于10%，凝灰岩极易膨胀，膨胀率可达25%，且在实验中出现凝灰岩遇水分散、垮塌的现象，如图2所示。岩性呈现中等脆性特征。

图1 岩芯及显微照片

图2 膨胀实验凝灰岩分散、垮塌

针对鄂南古生界钻井特征和钻完井施工情况，细化各井段钻井液性能指标要求，保证水基钻井液实现 油页岩水平段1000m 安全钻进结合鄂南长7 井壁失稳机理分析和DP1 井施工经验，钻井液体系较强的抑制性和封堵性是保证鄂南长7泥页岩水平段钻进的主要手段。

通过孔隙测定仪测量页岩封堵前后的孔喉分布，页岩原始流动孔喉尺寸大部分在0.2～0.35mm 之间，采用纳米颗粒封堵后孔喉尺寸降低至0.1mm 以下，表明一定配比的超细沥青和纳米二氧化硅可对页岩微裂缝和微孔进行有效封堵，封堵前后效果对比如图3 所示，可作为钻井液中的封堵材料。

图3 封堵前后孔喉分布

通过向钻井液中加入微乳液，提高钻井液体系的润湿改变能力，从而使其接触的页岩地层的亲水性降低；同时加入硅酸钾钠和聚胺为抑制剂，降低岩石的分散和膨胀能力，利于提高页岩井壁稳定性。根据不同地层配置强抑制水基钻井液，基本参数见表3。

表3 强抑制水基钻井液体系基本参数表

强抑制水基钻井液体系在100℃下仍能保持良好的性能，岩芯回收率超过了96%，实现水平段钻井液性能高温高压失水不大于10mL，泥页岩膨胀率不大于3%，泥页岩膨胀率不大于7%，微裂缝封堵率大于90%，满足钻井施工的要求。

2.3 钻头优化

通过对泾河油田地层可钻性研究，建立测井资料和可钻性之间的关系[10-13]，并分析了不同地层的可钻性见表4。

表4 泾河油田地层可钻性统计表

对泾河油田第四系志丹群、安定组延安组、延长组的钻头磨损情况进行统计并根据IADC 钻头磨损定级标准进行精细评价[14-17]，以机械钻头、进尺和单只钻头纯钻进时间为效果评价指标，运用主成分分析法，形成了各层位钻头的优选方案。第四系志丹群优选出M1952C、HJ517G、SKG124三种型号钻头，安定组延安组优选出HD83-16、SD9531 两种型号钻头，延长组优选出MD9641H、HD83-16 两种型号钻头。其中，HD83-16 钻头采用18mmPDC 复合片，设计技术布置成五刀翼式结构。中密度布齿，大排屑槽水力结构，适用于钻进软—中硬地层；SD9531 钻头采用16mm 或18mm 复合片，四刀翼结构，低密度布齿大排屑槽水力结构，适用于钻进软—中硬地层。将优选出来的分井段钻头应用于现场施工，应用情况见表5。

表5 现场钻头使用情况统计表

通过应用情况可以得出，优选出的SKG124、SD9531、MD9641H、HD83-16 单只钻头进尺长，机械钻速高，平均单钻头进尺750.625m，平均机械钻速12.12m/h，SD9531 单只钻头进尺达1186m，HD83-16钻头钻J26井导眼段一趟钻完钻，钻速达14m/h。随着高效PDC钻头的推广应用，钻头平均提速80%，单只钻头进尺提高了50%，实现了提速增效。

3 结论与建议

（1）针对泥页岩储层和凝灰岩储层分别优化了井身结构，达到了简化井身结构层次，提速降本效，同时能降低坍塌风险，利于安全建井。

（2）分析了水平段页岩和凝灰岩的坍塌机理，设计了强抑制水基钻井液体系，既能有效封堵微裂缝，又能抑制分散和膨胀，降低了66.7%的坍塌失稳事故，提高了最大水平段的长度。

（3）基于室内实验和现场资料研究可钻性的结果改进了钻头，J27井单只钻头进尺达到1186m，J26井导眼段实现一趟钻完钻，钻头平均提速80%，单只钻头进尺提高了50%，实现了提速增效。