古龙页岩油双节密闭取芯技术研究与应用

田佳琦，张洪君，向 峰，张绍先

（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

随着中国页岩油气研究程度加深，勘探不断获得突破，目前已在松辽盆地（青山口组）、鄂尔多斯盆地（延长组）、渤海湾盆地（沙河街组）、南襄盆地（核桃园组）、准噶尔盆地（芦草沟组）等湖相盆地中，不同程度地获得了页岩油的工业油流。松辽盆地北部页岩层厚度大、分布广泛，有机质丰度高，具备优越的页岩油发育地质条件，为弄清古龙页岩储层的岩性、物性及脆性等特征[1]。为了发现油气藏、计算该层位的页岩油真实地质储量、了解准确可靠的岩芯地质物性资料，进一步认识页岩油成藏机理，大庆油田在古龙页岩油青山口组（K2qn）泥页岩地层进行了多口井取芯。本文主要重点介绍双节密闭取芯工具结构、工艺流程和现场应用情况，为应用双节密闭取芯技术积累经验，也为页岩油常规取芯提速提效提供技术支持。

1 工程概况

松辽盆地中央坳陷区古龙凹陷青山口组（K2qn）沉积时期为湖泛期，湖相沉积分布范围广、厚度大、泥质较纯、有机质丰富的泥（页）岩层是盆地的主力烃源岩之一，为页岩油的形成提供良好的基础条件，厚层泥岩对油气起到一定的遮挡作用，具备生、储、盖油气成藏条件，有可能既是生油层又是储层。青二三段（K2qn2+3）岩性主要为致密灰黑色泥岩，局部夹灰色泥质粉砂岩；青一段（K2qn1）为致密灰黑色、灰绿色泥岩，夹黑褐色油页岩。

2 取芯难点和应对措施

2.1 取芯难点

（1）地层软硬交错，软地层粘土含量高、机械钻速快，极易发生钻头泥包和堵芯，机械钻速变化大，影响取芯判断。如图1所示。

（2）横向和纵向天然裂缝发育，双筒双动的密闭取芯工具对岩芯造成二次破坏，破碎的岩芯易发生筒内卡芯，影响单筒进尺和取芯质量。如图2、图3所示。

图2 横向和纵向天然裂缝

图3 破碎岩芯块

（3）地层破裂压力低，井壁易剥落、坍塌、掉块，取芯段长，起下钻次数多，裸眼浸泡时间长，超过井壁坍塌周期会导致井壁失稳，引起井下复杂情况发生。如图4所示。

图4 井壁剥落掉块

（4）青山口组地层泥页岩致密坚硬，局部含钙，钻头切削齿吃入地层能力差，流道式常规取芯钻头普遍机械钻速低，从6～12刀翼的冠部形状、13mm齿和8mm齿PDC、巴拉斯等尖齿钻头效果都不理想，机械钻速0.49～0.88m/h之间。

（5）密闭取芯工具岩芯直径大，钻头水眼有水力破岩作用，机械钻速高（机械钻速2.04～6.48m/h 之间），最大可取岩芯长度9.5m，取芯效率低。

2.2 应对措施

（1）采用钾盐共聚物钻井液体系保护井壁稳定性，高密度、低失水的钻井液平衡地层压力，防止井壁剥落失稳。

（2）设计双筒单动的双节密闭取芯工具，提高单趟取芯进尺，减少起下钻次数，缩短取芯周期。

（3）设计攻击力强的8刀翼带水眼PDC 取芯钻头，提高取芯机械钻速，取芯钻头外径设计为∅215.9mm，避免取芯段牙轮钻头划眼破坏井壁泥饼。

3 双节密闭取芯技术

3.1 工具结构

MQ178-115 型双节密闭取芯工具主要由大接头、泄压丝堵、悬挂总成，内筒三点扶正机构、内筒、外筒、岩芯爪、密闭头和取芯钻头几部分组成。如图5所示。

图5 双节密闭取芯工具示意图

工具分为双层结构，大接头内部连接悬挂总成、内筒，外部连接上接头、外筒、下接头和取芯钻头；内外筒分为上下两节，提高了单趟取芯进尺；密闭头固定在钻头上形成内筒下密封，上密封采用能够泄压的丝堵形成上密封；内筒中形成的密封区装满密闭液，进筒的岩芯迅速被密闭液包裹，避免了岩芯被钻井液侵入，达到密闭效果；采用自锁式岩芯爪实现上提钻具割芯，操作简单。取芯工具的主要参数：工具长度20.5m，岩芯直径115mm，钻头尺寸∅215.9mm，最长可取岩芯长度19.0m，适应岩芯成柱性好的中软—极硬地层，性能特点如下：

（1）双筒单动悬挂技术。通过采用悬挂总成结构实现了双筒单动，内筒悬挂于悬挂总成下面，不受外筒旋转的影响，防止了上下节内筒倒扣，减小了取芯工具对岩芯造成的机械性破坏，从而降低了堵芯风险，保护了岩芯的完整，有利于提高岩芯收获率。

（2）三点内筒扶正结构。上部采用滚动轴承、中部设置内筒扶正环、下部采用内筒与钻头内密封面配合，形成三点扶正机构设计，有效保证了内外筒同轴居中，提高了内筒稳定性，防止内筒弯曲，有利于岩芯进筒，预防了堵芯几率发生，提高了单趟取芯进尺。

（3）可泄压式上密封装置。泄压丝堵作为内筒上密封，具有封堵内筒、释放内筒压力的作用，泄压双通道，效率快、安全性高，防止了内筒憋压、丝堵飞出伤人事件，提高了安全性。

3.2 高效取芯钻头

古龙页岩油青山口组地层呈水平纹理层状结构，岩性致密坚硬，流道式常规取芯钻头吃入地层能力差，重复破岩导致取芯机械钻速慢，岩屑清理不及时易泥包钻头，影响单筒进尺；针对以上问题和地层特点，优化设计了水力破岩能力强的8刀翼取芯钻头，优化钻头冠部形状、对切屑齿的大小、布齿密度、切削齿仰角进行了优化改进，水眼增加抗冲蚀保护套，提高钻头抗冲蚀能力，提高钻头寿命。

3.3 专用出芯器

双节工具18m岩芯质量达到900kg，且岩芯表面存有光滑的密闭液，增加了岩芯表面的润滑性，为了完成不拆卸内筒，岩芯整体安全出筒和提高出芯效率要求，研制了专用的出芯器，岩芯卡内壁采用三角螺纹结构，提高了岩芯和卡箍内壁的摩擦力，加长了出芯器下压杆，提供更高的岩芯卡紧力，操作方便省力，能够有效控制出芯长度，降低了控制不住岩芯伤人的风险，提高了出芯安全性。

4 取芯工艺流程

4.1 组装钻头

密闭头上安装密封圈，装配到钻头上，用销钉固定，岩芯爪放入到位，组装好钻头。

4.2 连接工具

首先把下节工具放入鼠洞，上节工具与下节工具连接紧扣后，再把组装好的钻头与下节外筒上紧，工具放入井，打牢安全卡瓦。

4.3 灌密闭液

从工具最上端灌入密闭液，灌满内筒为止，静止10min后上紧泄压丝堵。

4.4 下钻

下放钻具应平稳，不得用取芯钻头划眼，下钻遇阻不得超过40kN，严防井下落物。下钻至离井底1m，大排量循环冲洗井底。

4.5 取芯钻进

待井底清洗干净，示踪剂分散均匀，含量达到要求后即可取芯钻进。首先将钻具放至井底，加压60～100kN，剪断销钉，上提钻具启动转盘，调整钻压10～20kN，树芯钻进0.3m后，按设计钻进参数开始正常钻进。

4.6 割芯

取芯进尺达到预计长度时停钻、停转、停泵，上提钻具割芯，割芯后立即起钻，起钻操作应平稳，严禁猛提、猛放、猛蹾。

4.7 岩芯出筒

工具起出井口，卸掉钻头，打捞专用出芯器，在钻台上出芯，按岩芯出筒顺序标出方向、序号，依次摆放在岩芯盒内。出芯过程注意保护岩芯，防止岩芯被二次污染。

5 现场应用

5.1 应用情况

（1）密闭取芯。古页8HC 井是双节密闭取芯技术在古龙页岩油区块应用的1 口密闭取芯井，共取芯8筒，总进尺128.72m，总芯长127.68m，平均岩芯收获率99.19%，平均单趟进尺16.09m，最长单趟进尺18.8m。见表1。

表1 双节密闭取芯工具应用取芯数据表

（2）常规取芯。双节密闭取芯工具在古龙页岩油区块应用3 口常规取芯井，共取芯30 筒，总进尺482.4m，总芯长478.92m，平均岩芯收获率99.28%，平均单趟进尺16.08m，最长单趟进尺19.0m。见表1。

（3）采取的技术措施。

①采用低钻压、低转数、高排量的“两低一高”技术参数，钻压30～40kN、转数50～60r/min、排量30～34L/s，减少钻具振动对井壁的破坏，提升钻井液的携砂能力。

②取芯结束后，向井内打入5m3稠浆，大排量循环稠浆举砂，清洁井眼环空。

③起下钻无阻卡，不通井划眼，减少牙轮钻头划眼对井壁的破坏。

④控制钻井液密度和失水，平衡地层压力又不压漏地层。

5.2 应用效果

现场应用表明，该技术应用效果好、取芯时效快、密闭能力强，工具结构简单、操作方便，采取的取芯参数合理、技术措施得当；优选的高粘度、流动性好DSM型油基密闭液，包裹能力强、密闭效果好，在密闭液的保护下，岩芯完整率95%以上，有效解决了岩芯水化、破碎引起的堵芯难题。

（1）机械钻速对比。双节密闭取芯工具在古龙页岩油区块共应用4 口井，机械钻速3.65～4.51m/h，相比常规取芯工具机械钻速提高4倍以上。如图6所示（见松页油2井取芯数据[2]）。

图6 机械钻速对比图

（2）单趟进尺对比。双节密闭取芯工具应用4 口井，平均单趟进尺15.08～16.72m，相比单节密闭取芯工具，平均单趟进尺提高一倍左右。如图7所示。

图7 平均单趟进尺对比图

6 结论与认识

（1）双节密闭取芯工具具有结构简单、操作方便、岩芯直径大、机械钻速快、密闭效果好、收获率高等优点，为页岩油密闭取芯提速提效提供了有效的技术手段，填补了油田内双节密闭取芯技术空白。

（2）双节密闭取芯技术适应松辽盆地青山口组页岩油取芯，选用的钻头型号与地层匹配，采取的取芯参数合理，出芯工艺安全可靠，有效解决了常规取芯工具机械钻速慢的技术难题，提高了单筒进尺和取芯效率。

（3）该技术兼顾密闭取芯和常规取芯两种功能，为其它地区页岩油取芯提供一种强有力的技术手段和经验方法，具有广阔的应用前景。