楊 燦， 王 鵬， 饒開波， 藺玉水， 李 偉， 葉順友

（1. 中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，天津 300457；2. 中國石油集團(tuán)油田技術(shù)服務(wù)有限公司，北京 100027）

2010年，北美開始將成熟的頁巖氣工程技術(shù)應(yīng)用于頁巖油開發(fā)，水平井水平段長度超過3 000 m；2014年，國際原油價格持續(xù)走低，北美開始致力于“提高單井產(chǎn)量和降低建井成本”的技術(shù)攻關(guān)，從而引發(fā)北美頁巖油氣的第二次革命[1-3]。我國頁巖油資源豐富，2017年評估認(rèn)為中國石油天然氣股份有限公司的頁巖油（含低成熟頁巖油資源）儲量超過 700×108t，在準(zhǔn)噶爾盆地、松遼平原、渤海灣區(qū)域和鄂爾多斯盆地等多個區(qū)域均發(fā)現(xiàn)頁巖油，部分地區(qū)初具開發(fā)規(guī)模[4-11]。同時，我國頁巖油氣勘探開發(fā)理論和技術(shù)發(fā)展速度較快，頁巖油氣工程技術(shù)也在逐步成熟。2014年，大港油田滄東凹陷古近系孔二段發(fā)現(xiàn)儲量豐富的頁巖油，以孔二段和層為主，其中和層分布廣、資源量大、品質(zhì)好，埋藏垂深 3 200～3 600 m，儲量2.4×108t，覆蓋面積 260 km2。截至目前，大港油田在滄東凹陷已經(jīng)部署30余口頁巖油水平井，完鉆25 口，井深 4 500～5 400 m，水平段長 500～1 500 m、水平位移 900～2 000 m[12-13]。大港油田頁巖油水平井鉆井過程中，存在巖屑上返效率低、破巖效率低、井眼軌跡控制及水平井眼延伸困難、摩阻扭矩大和完井管柱下入風(fēng)險高等技術(shù)難題，因此，開展了激進(jìn)式鉆井參數(shù)設(shè)計、個性化鉆頭設(shè)計、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向井眼軌跡控制、防磨減扭工具優(yōu)選等技術(shù)攻關(guān)，形成了大港油田頁巖油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。該技術(shù)在大港油田13口頁巖油水平井進(jìn)行了應(yīng)用，應(yīng)用后機(jī)械鉆速提高了39.1%，井下故障率明顯降低，鉆井完井周期大幅縮短，為加快滄東凹陷頁巖油勘探開發(fā)提供了技術(shù)支撐，也為國內(nèi)頁巖油水平井安全高效鉆進(jìn)提供了借鑒。

1 頁巖油地層特性及鉆井難點

1.1 巖性特點

大港油田頁巖油水平井設(shè)計井深一般為4 500～5 400 m，采用三開井身結(jié)構(gòu)，一開采用 φ444.5 mm鉆頭鉆至井深約500 m，下入φ339.7 mm表層套管，封固平原組和明化鎮(zhèn)組上段地層；二開采用φ311.1 mm鉆頭鉆至古新統(tǒng)孔店組上段，井深 3 000～3 200 m，下入φ244.5 mm技術(shù)套管，封固目的層以上井段；三開采用φ215.9 mm鉆頭鉆至完鉆井深，下入φ139.7 mm高強(qiáng)度套管，然后固井。

大港油田頁巖油水平井自上而下鉆遇地層主要為第四系平原組，新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，古近系東營組、沙河街組和孔店組。其中，平原組地層巖性以黏土、散砂為主，受鉆井液沖蝕易分散；明化鎮(zhèn)組地層巖性以棕紅色泥巖、細(xì)砂巖為主，易吸水分散；館陶組地層的底部含有礫石，對鉆頭破壞性強(qiáng)；東營組、沙河街組地層含大段泥巖，可鉆性較差；孔店組一段地層含膏泥巖，目的層孔店組二段主要為封閉半深湖環(huán)境下湖相泥質(zhì)白云巖和混合沉積巖，呈千層餅狀，巖性主要為白云質(zhì)泥頁巖、粉砂質(zhì)泥頁巖、泥巖、頁巖及高豐度泥頁巖等。滄東凹陷頁巖油與鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾盆地致密油相比具有儲層厚度較大、儲集層致密的相同特點，泥頁巖層理較為發(fā)育，有機(jī)質(zhì)豐度高，埋藏深，脆性好，抗鉆性強(qiáng)。

1.2 主要鉆井難點

滄東凹陷頁巖油開發(fā)之前，僅部署了1口水平井——官東14H井，建井周期達(dá)107.3 d，平均機(jī)械鉆速僅7.06 m/h。該井應(yīng)用牙輪鉆頭鉆進(jìn)礫巖井段，機(jī)械鉆速僅2.63 m/h；受制于鉆井裝備性能，二開井段在鉆進(jìn)中設(shè)備故障頻發(fā)，短起下鉆共9趟，嚴(yán)重影響鉆井時效；在鉆進(jìn)深部井段時，扭矩最高達(dá)43 kN·m；因無法應(yīng)用PDC鉆頭增斜鉆進(jìn)，增斜段應(yīng)用牙輪鉆頭鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速較低，大大延長了鉆井周期。分析該井的實鉆情況與地層巖性特點，可知大港油田頁巖油水平井鉆井主要存在以下難點：

1）地層構(gòu)造獨特、巖性多樣，中部特殊巖性地層機(jī)械鉆速僅3.0 m/h左右；深層地層研磨性強(qiáng)，巖石可鉆性級值為5～7，機(jī)械鉆速不足5.0 m/h，導(dǎo)致水平井鉆井周期較長，降本增效難度大。

2）水平段靶窗 2.0 m×5.0 m，且儲層非平直發(fā)育，受頁巖特性影響，預(yù)計鉆進(jìn)扭矩超過30 kN·m，井眼軌跡控制難度較大；同時水平段鉆進(jìn)過程中存在鉆壓傳遞難、巖屑上返速率低、環(huán)空壓耗高等問題。

3）由于頁巖浸泡時間越長，穩(wěn)定性越差，水平段鉆進(jìn)中易發(fā)生井壁剝落掉塊而造成井下故障。

4）地層溫度高（150 ℃左右），對井下測量儀器與鉆井液體系的抗溫性能要求較高，也增加了鉆井液維護(hù)處理的難度。

5）水平井生產(chǎn)套管下入風(fēng)險高，預(yù)計鉆具最大提升載荷大于2 000 kN，一旦發(fā)生阻卡，處理難度與損失難以估量。

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

針對頁巖油水平井鉆井技術(shù)難題，開展了激進(jìn)式水力參數(shù)設(shè)計、個性化PDC鉆頭研制、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向井眼軌跡控制和提速工具優(yōu)選等技術(shù)攻關(guān)研究，形成了大港油田頁巖油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，達(dá)到了優(yōu)快鉆井的目的[14-16]。

2.1 激進(jìn)式鉆井參數(shù)設(shè)計

為解決水力功效不足、環(huán)空壓耗高和巖屑上返困難等問題，采用了激進(jìn)式水力參數(shù)設(shè)計，即鉆井參數(shù)、水力參數(shù)的設(shè)計值超出常規(guī)鉆井的現(xiàn)場應(yīng)用數(shù)值。為此，升級了鉆井裝備，將35 MPa地面高壓管匯升級為 52 MPa；井深超過 5 000 m 的水平井使用目前國內(nèi)功率最高的F-2200型鉆井泵，以滿足激進(jìn)式水力參數(shù)設(shè)計的需求。另外，應(yīng)用Landmark軟件模擬研究了巖屑床厚度與井斜角的關(guān)系，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當(dāng)井斜角大于50°時，巖屑床厚度激增，對井眼清潔的要求高。因此，需要對鉆井液排量、鉆具轉(zhuǎn)速進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計。

2.1.1 鉆具轉(zhuǎn)速

假定井斜角為65°、鉆井液排量為30 L/s、機(jī)械鉆速為5.0 m/h、鉆井液動塑比為0.5，利用Landmark軟件模擬得到了懸浮巖屑濃度、巖屑床厚度與鉆具轉(zhuǎn)速的關(guān)系（見圖1）。從圖1可以看出，隨著鉆具轉(zhuǎn)速增大，巖屑床厚度和懸浮巖屑濃度均降低，說明提高鉆具轉(zhuǎn)速有利于改善井眼清潔狀況。根據(jù)現(xiàn)場需要并考慮井壁穩(wěn)定等因素，推薦鉆具轉(zhuǎn)速由常規(guī)60～80 r/min 提高至 80～100 r/min。

圖 1 巖屑床厚度、懸浮巖屑濃度與鉆具轉(zhuǎn)速的關(guān)系Fig.1 Relationship among the thickness of cuttings bed,the concentration of suspended cuttings and rotary speed of rotary table

2.1.2 排量

假定井斜角為65°、機(jī)械鉆速為5 m/h、鉆具轉(zhuǎn)速為 60 r/min、鉆井液動塑比為 0.5，利用 Landmark軟件模擬得到了懸浮巖屑濃度、巖屑床厚度與鉆井液排量的關(guān)系（見圖2）。從圖2可以看出，隨著鉆井液排量增大，巖屑床厚度逐漸減小，說明提高鉆井液排量有利于改善井眼清潔狀況。根據(jù)滄東凹陷水平井鉆井需求，鉆井液排量應(yīng)從30 L/s提高至32 L/s以上，水平段鉆進(jìn)時要達(dá)到35 L/s，以更好地減少巖屑沉降，保持井眼清潔。

2.1.3 激進(jìn)式水力參數(shù)設(shè)計效果分析

一般用水力沖擊力F、射流水功率Ps和噴射速度v來評價水力參數(shù)，其中水力沖擊力最能反映出水力破巖效果[17]。設(shè)鉆井液密度為1.5 kg/L，鉆頭水眼面積為 900 mm2，若將排量 Q 從常規(guī)值 30 L/s提高至35 L/s，則v，F(xiàn)和Ps的計算結(jié)果見表1。由表1可知，在相同鉆頭水眼面積條件下，鉆井液排量由30 L/s提高至35 L/s時，水力沖擊力提高了 36.0%?？梢姡捎酶吲帕康募みM(jìn)式水力參數(shù)時，可以大幅提高射流沖擊力，輔助鉆頭破巖而提高機(jī)械鉆速；同時，還可以提高攜巖效率，有利于保持井眼清潔。

圖 2 巖屑床厚度、巖屑濃度與鉆井液排量的關(guān)系Fig. 2 Relation among the cuttings bed thickness, cuttings concentration and drilling fluid flow rate

表 1 激進(jìn)式水力參數(shù)設(shè)計效果分析Table 1 Analysis on the design effects of aggressive hydraulic parameters

2018—2019年，大港油田采用激進(jìn)式水力參數(shù)完成的井深超過 4 500 m 的頁巖油水平井，φ215.9 mm井段平均機(jī)械鉆速由2018年前的9.98 m/h提高至12.80 m/h，提高了 28.2%。

2.2 異形齒PDC鉆頭設(shè)計

二開井段新近系館陶組地層底部含厚度40～100 m的礫巖，應(yīng)用常規(guī)PDC鉆頭鉆進(jìn)時，礫巖會對切削齒產(chǎn)生較大沖擊力，易使切削齒發(fā)生破損，且一旦切削齒出現(xiàn)較小結(jié)構(gòu)性破損，會在30 min內(nèi)被完全擊碎，并開始磨損金屬質(zhì)刀翼，造成鉆頭損壞，從而影響鉆速。為了順利鉆穿礫巖地層，實現(xiàn)二開井段“一趟鉆”完成的目標(biāo)，在對多類PDC切削齒磨損和強(qiáng)度研究的基礎(chǔ)上，研制了異形齒PDC鉆頭。該鉆頭前排齒采用PX齒，后排齒采用圓錐齒，利用壓碎和切削的復(fù)合破巖方式。PX齒工作面采用三棱楔形設(shè)計（見圖3（a）），可將主切削力對巖石由弧形接觸切削轉(zhuǎn)變?yōu)榇蠼嵌惹邢?，類似于斧頭工作原理。磨耗體積測試（VTL測試）結(jié)果表明，PX齒耐磨性與WJ齒（斧式單棱結(jié)構(gòu)）和PM齒（平面齒結(jié)構(gòu)）相比分別提高了約10%和33%；抗沖擊強(qiáng)度室內(nèi)測試結(jié)果顯示，PX齒抗沖擊強(qiáng)度相比于WJ齒和PM齒分別提高了16.3%和35.6%[18]。異形齒PDC鉆頭的后排輔助切削齒設(shè)計為圓錐齒（見圖3（b）），其外露錐形部分徑向吃入地層破巖的同時，能產(chǎn)生橫向平衡力，從而控制鉆頭的橫向振動，降低鉆頭因破巖應(yīng)力不均或應(yīng)力集中而產(chǎn)生的結(jié)構(gòu)性破壞，提高鉆頭使用壽命。該鉆頭集成了常規(guī)PDC鉆頭的剪切作用和牙輪鉆頭的擠壓破巖作用，能達(dá)到破碎礫巖的目的。

圖 3 異形齒PDC鉆頭的PX齒與圓錐齒Fig.3 PX cutter and conical cutter of special-shaped cutters PDC bit

大港油田6口頁巖油水平井二開井段應(yīng)用了異形齒PDC鉆頭，均“一趟鉆”完成，平均機(jī)械鉆速24.91 m/h，與應(yīng)用其他鉆頭的鄰井相比，平均機(jī)械鉆速提高了65.4%，平均每口井節(jié)約鉆井時間108 h。

2.3 古近系深層水平段高效鉆井技術(shù)

古近系東營組、沙河街組和孔店組地層巖石抗壓強(qiáng)度 31.3～135.9 MPa，平均抗壓強(qiáng)度 75.0 MPa，平均地層內(nèi)摩擦角33.9°，平均研磨性指數(shù)4.4[12]，可鉆性級值為5～7，屬于中硬、強(qiáng)研磨性地層，對鉆頭性能要求高。為此，采取了研制全軌跡適應(yīng)PDC鉆頭、應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)、選用水力振蕩器提速和優(yōu)選鉀鹽聚合物水基鉆井液體系等技術(shù)措施，形成了古近系深層水平段高效鉆井技術(shù)，實現(xiàn)了水平段安全高效鉆進(jìn)。

2.3.1 全軌跡適應(yīng) PDC 鉆頭

針對水平井水平段機(jī)械鉆速低、鉆壓傳遞困難、定向工具面難以穩(wěn)定等問題，聯(lián)合鉆頭廠家在已有PDC鉆頭的基礎(chǔ)上，研制了適應(yīng)于頁巖油水平井增斜段、穩(wěn)斜段、降斜段和水平段鉆進(jìn)的全軌跡適應(yīng)PDC鉆頭。該鉆頭結(jié)構(gòu)外觀如圖4所示，主要進(jìn)行了以下結(jié)構(gòu)優(yōu)化：

1）采用子彈形高窄刀翼。頁巖油地層具有層理特性，會影響鉆頭破巖效率，因此將刀翼設(shè)計成高窄的子彈形狀，有助于提高鉆頭整體攻擊性。

2）鉆頭冠部設(shè)計為淺內(nèi)錐形。受頁巖油地層不均質(zhì)性和層理性的影響，PDC鉆頭破巖無規(guī)律性。為此，鉆頭采用淺內(nèi)錐形冠部設(shè)計，使每顆切削齒均具有主動切削巖石的特性，且能更加均勻地分散地層反作用力，達(dá)到鉆頭穩(wěn)定破巖的目的。

3）肩部齒背傾角減小2°～4°。肩部齒背傾角減小后，在切削地層時自身瞬時應(yīng)力更易分散，有助于提高鉆頭的使用壽命。

全軌跡適應(yīng)PDC鉆頭采用可調(diào)噴嘴設(shè)計，實現(xiàn)井底射流基本全覆蓋。鉆頭冠部流道面積與刀翼切削面積基本均衡，能夠充分均衡攜砂，從而保證井底清潔。應(yīng)用CFD數(shù)值模擬軟件，模擬研究靜態(tài)鉆頭的水力冷卻和清洗效果，結(jié)果發(fā)現(xiàn)，刀翼前部冷卻和清洗效果良好，刀翼背部漫流速度最低，但此處巖屑量較少，對鉆頭整體水力效果影響不大[19]。

全軌跡適應(yīng)PDC鉆頭現(xiàn)場應(yīng)用14井次，平均單只鉆頭進(jìn)尺 1 346 m，平均機(jī)械鉆速 7.01 m/h，與應(yīng)用其他鉆頭的鄰井相比（單只鉆頭平均進(jìn)尺416 m、機(jī)械鉆速4.64 m/h），均有較大幅度的提高，基本滿足了頁巖油水平井水平段快速鉆進(jìn)的需求。

2.3.2 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向井眼軌跡控制技術(shù)

大港油田頁巖油水平井多采用“直—增—穩(wěn)—增—微降—穩(wěn)—增—水平”等多段式井眼軌道，造斜段設(shè)計造斜率為（2°～4°）/30m，主要采用2種井眼軌跡控制方法：水平段長度小于800 m時，使用“螺桿鉆具+LWD”控制井眼軌跡；水平段長度大于800 m時，選用“旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+LWD”控制井眼軌跡[20-21]。其中，優(yōu)選了Bake Hughes公司的Auto Track G3 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)（RSS），其最高耐溫 150 ℃，抗壓 138 MPa，理論造斜率 6°/30m，能夠滿足大港油田頁巖油水平井鉆井需求。

應(yīng)用RSS進(jìn)行井眼軌跡控制時，設(shè)定不同的肋板力百分比，可獲得不同的造斜率：肋板力百分比為20%～30%時，造斜率為2°/30m；肋板力百分比為50%時，造斜率為4°/30m；肋板力百分比為60%時，造斜率為5°/30m；肋板力百分比為90%時，造斜率為 6°/30m。

旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向井眼軌跡控制技術(shù)在大港油田6口頁巖油井進(jìn)行了應(yīng)用（見表2），實現(xiàn)了井眼軌跡有效控制，提高了機(jī)械鉆速。其中，官頁1-1-3H井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)系統(tǒng)鉆進(jìn)，創(chuàng)造了中國石油集團(tuán)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)單趟進(jìn)尺最長（1 966.80 m）、純鉆時間最短（270 h）的紀(jì)錄；官東1701H井創(chuàng)大港油田陸上水平井水平段最長紀(jì)錄（1 456.00 m）。

表 2 6口水平井旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)應(yīng)用效果統(tǒng)計Table 2 Statistics on the application effects of rotary steering drilling system in 6 horizontal wells

2.3.3 基于水力振蕩器的鉆井提速技術(shù)

頁巖油水平井鉆井過程中摩阻、扭矩較大，導(dǎo)致出現(xiàn)機(jī)械鉆速低、工具面控制困難、鉆頭磨損嚴(yán)重等問題，應(yīng)用了進(jìn)口同心旋轉(zhuǎn)閥鉆井水力振蕩器，以減小滑動鉆進(jìn)時鉆具與井壁的摩擦力，提高鉆壓傳遞效率，提高機(jī)械鉆速。該振蕩器主要由閥門系統(tǒng)、振蕩系統(tǒng)和振蕩短節(jié)組成，利用鉆井液流經(jīng)閥門系統(tǒng)產(chǎn)生的規(guī)律性壓降變化來驅(qū)動管柱軸向振蕩，具有降低摩阻、穩(wěn)定工具面和提高鉆壓傳遞效率等功能，能夠大幅度提高定向鉆進(jìn)效率，提高滑動或復(fù)合鉆進(jìn)速度和延長鉆頭壽命；同時可以增加水平段延伸長度，且井眼軌跡更為平滑。水力振蕩器一般安裝于鉆頭上方160～220 m處，可增大循環(huán)壓耗 2.5～4.0 MPa。

水力振蕩器在8口頁巖油水平井進(jìn)行了應(yīng)用，滑動鉆進(jìn)效率提高了37.6%，有效緩解了托壓、鉆壓傳遞困難等問題，同時提升了井眼軌跡控制時效，形成了基于水力振蕩器的鉆井提速技術(shù)。

2.4 水平段鉆井液技術(shù)

針對大港油田頁巖油水平井長水平段井壁穩(wěn)定、潤滑防卡和井眼清潔等需求，研究應(yīng)用了強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液體系，基礎(chǔ)配方為：基漿+7.0%KCl+0.3%BZ-BYJ-I（包被劑）+0.2%BZ-HXC（流型調(diào)節(jié)劑）+1.5%BZ-KLS-I（降濾失劑）+3.0%BZ-YFT（抑制防塌劑）+2.0%SN樹脂+1.0%SD-201（褐煤類降濾失劑）+2.0%復(fù)配粒徑碳酸鈣。

2.4.1 鉆井液性能評價

1）抗溫性試驗。大港油田頁巖油水平井井底溫度最高約130 ℃，將配制好的強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液經(jīng)130 ℃、16 h高溫滾動后，測定鉆井液基本性能，結(jié)果見表3。從表3可以看出，該鉆井液在130 ℃高溫老化后，塑性黏度、API濾失量和高溫高壓濾失量等均變化不大，說明其具有良好的抗溫性。

表 3 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液抗溫性試驗結(jié)果Table 3 Temperature resistance test results of the strong inhibition/sealing high-performance water-based drilling fluid

2）抑制性試驗。取15.0 g鉆井液膨脹試驗用土，在 41.4 MPa壓力下壓制 30 min，制得人造巖心，測其在聚合物鉆井液和強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液中的線性膨脹率，結(jié)果如圖5所示。由圖5可知，試驗巖心在強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液中浸泡16 h后的膨脹率僅為16.5%，遠(yuǎn)低于在聚合物鉆井液中的膨脹率（47.0%），可見，強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液具有良好的抑制性能，能夠有效抑制泥頁巖的水化膨脹，保持井眼穩(wěn)定。

圖 5 強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液抑制性試驗結(jié)果Fig.5 Inhibition test results of the strong inhibition/sealing high-performance water-based drilling fluid

3）封堵性試驗。采用OFITE滲透性封堵儀，評價強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液的封堵性。將滲透率400 mD的砂盤在鹽水中浸泡30 min，使其飽和鹽水，在 22 MPa、130 ℃ 條件下測得 1.0，5.0，7.5，15.0，25.0和30.0 min時的砂盤濾失量分別為0.4，2.8，4.0，5.8，7.0 和 7.8 mL。由此可知，該鉆井液的滲透濾失量僅為15.6 mL，按照國際封堵性PPT試驗判定標(biāo)準(zhǔn)，達(dá)到封堵性優(yōu)良的標(biāo)準(zhǔn)，表明強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液能有效封堵微孔隙和微裂縫，有利于保持井眼穩(wěn)定。

4）剪切稀釋性試驗。強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液在130 ℃、16 h高溫滾動前后的表觀黏度分別為 37.0 和 35.0 mPa·s，塑性黏度分別為 13.5 和14.5 mPa·s，動塑比分別為 0.36 和 0.41，而性能優(yōu)良的鉆井液動塑比范圍為0.36～0.48，表明強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液具有良好的剪切稀釋性，有利于在低剪切速率下攜帶巖屑。

2.4.2 鉆井液維護(hù)處理措施

1）防塌與井壁穩(wěn)定技術(shù)措施。在物理封堵方面，優(yōu)選抑制防塌劑BZ-YFT并加入碳酸鈣，實現(xiàn)軟硬復(fù)配以強(qiáng)化鉆井液封堵能力，有效封堵裂隙、裂縫或?qū)永戆l(fā)育的高滲透性頁巖，降低頁巖滲透水化。在化學(xué)防塌方面，維持鉆井液中KCl含量在7%以上，以保證其強(qiáng)抑制性，降低頁巖表面水化，控制鉆井液高溫高壓濾失量低于8 mL。同時，控制合理鉆井液密度，以保持合理正壓差，防止井塌。

2）井眼清潔技術(shù)措施。a.鉆進(jìn)過程中確保鉆井液的動切力不低于 10 Pa，排量大于 32 L/s，提高環(huán)空鉆井液上返速度；井斜角大于30°時，將鉆井液動塑比提高至0.36以上；井斜超過50°后加強(qiáng)短起下鉆作業(yè)，每鉆進(jìn)200 m或者鉆進(jìn)時間超過24 h短起下鉆一次，以及時破壞巖屑床，確保井眼清潔。b.振動篩、除砂器和除泥器使用率需達(dá)到100%，鉆進(jìn)三開井段時振動篩選用200目篩布，及時清除鉆屑，確保鉆井液清潔，鉆井液加重前開啟離心機(jī)降低有害固相，控制含砂量低于0.3%。

3）潤滑防卡技術(shù)措施。保持鉆井液中液體潤滑劑含量不低于5%，配合使用石墨提高鉆井液潤滑性能，控制鉆井液濾餅?zāi)Σ料禂?shù)小于0.08。

2.5 旋轉(zhuǎn)引鞋+旋轉(zhuǎn)下套管工藝

為避免生產(chǎn)套管下入遇阻，井深超過5 000 m的頁巖油水平井下入生產(chǎn)套管時，應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)引鞋+旋轉(zhuǎn)下套管工藝，保證了生產(chǎn)管柱的安全高效下入。

2.5.1 旋轉(zhuǎn)引鞋

與常規(guī)引鞋頭部為半球面不同，旋轉(zhuǎn)引鞋頭部為偏斜面錐形，具有自旋轉(zhuǎn)功能，可以自適應(yīng)旋轉(zhuǎn)。旋轉(zhuǎn)引鞋安裝于套管串的最下段，優(yōu)點與作用為：1）當(dāng)套管進(jìn)入水平段后，沿井眼下側(cè)前行，當(dāng)有小型阻擋物或砂橋時，該引鞋可以在反作用力下，自行順、逆時針轉(zhuǎn)換方向轉(zhuǎn)動，有利于套管的順利下入；2）通過鉆井液正向流動而推動引鞋頭部中低速轉(zhuǎn)動，破壞砂橋，使套管繼續(xù)下入；3）遇到井眼軌跡變化、井壁起伏時，該引鞋的偏斜面受力轉(zhuǎn)動，使管串順利通過。

2.5.2 旋轉(zhuǎn)下套管工藝

下入套管時，如果下放時的大鉤載荷大于靜止大鉤載荷的30%，可保證套管正常下入，否則會存在下行變緩甚至無法下至設(shè)計井深的問題，尤其是井深超過5 000 m的水平井，套管安全下入的難度更大。因此，為確保生產(chǎn)管柱下入安全，應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)下套管工藝。該工藝可實現(xiàn)套管邊旋轉(zhuǎn)邊下放，有效避免套管與井壁的黏阻，并實現(xiàn)連續(xù)灌漿，隨時保證鉆井液通道暢通，降低套管被卡的概率。旋轉(zhuǎn)下套管時，配合專用插入頭，可以實現(xiàn)在任何位置建立循環(huán)，且不會破壞套管和井壁，有效保證固井質(zhì)量。

現(xiàn)場施工時，若生產(chǎn)管柱下行困難，可以采取30 r/min的轉(zhuǎn)速旋轉(zhuǎn)套管，將套管與井壁間的靜摩擦轉(zhuǎn)換為動摩擦，以減小套管下行阻力，確保套管順利下至設(shè)計井深。另外，旋轉(zhuǎn)套管裝置還有標(biāo)準(zhǔn)扭矩上扣、不等停灌漿和上扣扭矩數(shù)字化記錄等功能，可以縮短下套管時間，便捷現(xiàn)場操作。大港油田3口頁巖油水平井應(yīng)用了旋轉(zhuǎn)下套管工藝，套管柱均順利下至井底。其中，官東1702H井井深5 280 m，水平段長 1 315 m，旋轉(zhuǎn)下入生產(chǎn)套管僅用時 45 h，未發(fā)生任何井下故障。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

大港油田頁巖油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)在已在13 口井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，平均井深 4 842.00 m，平均機(jī)械鉆速 13.16 m/h，鉆井完井周期 50.62 d，井下故障時效低于0.1%，與該油田之前的水平井相比，機(jī)械鉆速提高39.1%，鉆井完井周期縮短了46.2%。下面以官頁1-1-2H井為例介紹現(xiàn)場應(yīng)用效果。

官頁1-1-2H井位于滄東凹陷小集油田官東1701H井?dāng)鄩K，為一口水平井，鉆探目的是落實孔二段頁巖油產(chǎn)量，設(shè)計井深5 116.00 m，采用三段制雙增井眼軌道設(shè)計。該井實鉆井身結(jié)構(gòu)為：φ508.0 mm導(dǎo)管下深 20.00 m；一開，φ444.5 mm 鉆頭×854.00 m，φ339.7 mm 套管下深 852.70 m；二開，φ311.1 mm 鉆頭×2 902.00 m，φ244.5 mm 套管下深 2 900.11 m；三開，φ215.9 mm 鉆頭×5 116.00 m，φ139.7 mm 套管下深 5 106.36 m。

該井二開井段館陶組底部約有厚度75.00 m的礫巖，為此選用了 φ311.1 mm SD9451 型異形齒 PDC鉆頭，并采用激進(jìn)式鉆井參數(shù)設(shè)計：鉆壓80～100 kN，轉(zhuǎn)速 100 r/min，排量 62 L/s，水力沖擊力達(dá) 5.41 kN，鉆頭水功率202.4 kW。二開井段一趟鉆完成，純鉆時間 97 h，進(jìn)尺 2 048.00 m，機(jī)械鉆速 21.11 m/h。

該井三開井段使用強(qiáng)抑制強(qiáng)封堵高性能水基鉆井液鉆進(jìn)，其中2902.00～3503.00 m井段使用“常規(guī)螺桿+LWD+水力振蕩器”鉆井提速技術(shù)，鉆壓80 kN，轉(zhuǎn)速 80 r/min，排量 34 L/s，泵壓 24 MPa；3 503.00～5 116.00 m 井段使用全軌跡適應(yīng) PDC 鉆頭鉆進(jìn)，并應(yīng)用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)(RSS)與LWD控制井眼軌跡，鉆壓 100～120 kN，轉(zhuǎn)速 85 r/min，排量32～34 L/s，泵壓 25 MPa 以上，順利完成造斜、入窗和水平段鉆進(jìn)，井眼軌跡圓滑，油層鉆遇率100%。

官頁 1-1-2H 井完鉆井深 5 116.00 m，水平段長1 100.00 m，最大井斜角 93.33°，水平位移 1 746.00 m；鉆井周期 33.08 d，鉆完井周期 42.21 d，建井周期54.08 d，平均機(jī)械鉆速 13.42 m/h，首次將大港油田井深超過5 000 m的陸上水平井鉆井周期縮短至35 d、建井周期縮短至55 d以內(nèi)。

4 結(jié)論與建議

1）針對滄東凹陷頁巖油水平井鉆井存在的技術(shù)難題，開展了激進(jìn)式鉆井參數(shù)設(shè)計、異形齒PDC鉆頭設(shè)計、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向井眼軌跡控制、防磨減扭工具優(yōu)選和旋轉(zhuǎn)下套管工藝等技術(shù)攻關(guān)，形成了大港油田頁巖油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。

2）大港油田頁巖油水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)解決了破巖效率低、水平井眼延伸困難、摩阻扭矩大和完井管柱下入風(fēng)險高等技術(shù)難題，機(jī)械鉆速提高39.1%，井下故障率明顯降低，鉆井完井周期大幅縮短，為加快滄東凹陷頁巖油勘探開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

3）受制于高溫儀器、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具、鉆井液性能和鉆井工具可靠性等方面的技術(shù)制約，進(jìn)一步提高機(jī)械鉆速、延長水平段長度的難度較大，應(yīng)加強(qiáng)精密儀器、抗高溫儀器和近鉆頭測量工具的研發(fā)，進(jìn)一步完善頁巖油水平井鉆井技術(shù)體系，以更好地滿足滄東凹陷頁巖油高效勘探開發(fā)的需求。