潘永強，張坤，于興東，王洪月，陳賡，李浩東

1.中國石油大慶油田有限責任公司鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院（黑龍江大慶 163413）

2.中國石油大慶油田有限責任公司鉆探工程公司鉆井液技術(shù)服務項目經(jīng)理部（黑龍江大慶 163411）

松遼盆地致密油發(fā)現(xiàn)于20 世紀80 年代，以扶楊油層為主，主要分布在三肇凹陷，齊家—古龍凹陷的扶余、高臺子、葡萄花油層，開采潛力大，但存在單層厚度薄、單層砂體厚度薄、層間跨度大、縱向不集中、砂體錯疊分布、橫向不連續(xù)和非均質(zhì)性強的特點，給油田致密油開發(fā)帶來巨大挑戰(zhàn)[1-3]。近年來，圍繞致密油勘探開發(fā)，開展了多項研究攻關(guān)，形成了水平井提速工具、高性能水基鉆井液體系等多項技術(shù)[4-7]。但與國內(nèi)外致密油水平井施工情況相比，依然存在機械鉆速低、泥頁巖井段井壁失穩(wěn)問題突出、鉆井周期長等問題。針對這些問題，開展鉆井設計優(yōu)化、PDC 鉆頭優(yōu)選、鹽水鉆井液體系研發(fā)等技術(shù)攻關(guān)，最終形成松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)并進行現(xiàn)場應用，取得了顯著的應用效果，為松遼盆地致密油有效動用提供技術(shù)支撐。

1 鉆井技術(shù)難點

松遼盆地致密油埋深1 600～2 200 m，地層自上而下依次為第四系、第三系泰康組、大安組、依安組、上白堊系明水組、四方臺組、下白堊系嫩江組、姚家組、青山口組、泉頭組（未穿），施工過程中存在以下技術(shù)難點。

1）嫩江-姚家組埋藏淺，巖性為紫紅、灰綠、深灰色泥巖與泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖互層，大段泥巖發(fā)育易發(fā)生水化膨脹縮徑，施工過程中機械鉆速快，短起下修整井壁時易發(fā)生遇阻、卡鉆等復雜情況，影響鉆井時效。例如，Q2-1H 井短起下過程中，由于井眼縮徑，進行劃眼修整井壁，劃眼過程中摩阻扭矩較大，需進行反復劃眼，技術(shù)套管施工損失時間4 d。

2）青山口組頁巖發(fā)育，黏土礦物含量較高，以伊利石、伊蒙混層為主，微裂縫發(fā)育，由于鉆井流體進入，易發(fā)生井壁失穩(wěn)現(xiàn)象，產(chǎn)生剝落掉塊，嚴重時還會發(fā)生井塌、卡鉆等復雜情況。例如Y1區(qū)塊施工的L5-3H 井施工過程中發(fā)生井塌，損失時間24 d；F3區(qū)塊施工的F3-5H井由于井塌提前完鉆，導致未鉆達設計井深。

3）泉頭組紫紅色泥巖塑性強，鉆頭黏滑效應嚴重，鉆頭難以吃入地層，致使機械鉆速慢，平均機械鉆速不到1 m/h，并且泥巖段定向困難，有時甚至無法定向，導致多口井提前完鉆。例如，Z2 區(qū)塊Z2-1H 井紫紅色泥巖井段平均機械鉆速0.49 m/h，P6-4H 井，鉆進至泉頭組泥巖段，機械鉆由6.89 m/h 下降至0.63 m/h，調(diào)整鉆進參數(shù)無效后，更換鉆頭及提速工具，鉆速仍未提高，提前完鉆。

4）致密油儲層薄，為了保證鉆遇率，需要不斷調(diào)整井眼軌跡，這導致井眼軌跡呈“微波浪”狀，施工過程中摩阻、扭矩大，影響機械鉆速，降低鉆井時效。例如，Z2 區(qū)塊Z2-1H 井水平段軌跡調(diào)整8 次，水平段平均機械鉆速2.56 m/h，Z3H井調(diào)整10余次，水平段平均機械鉆速3.01 m/h，嚴重影響致密油水平井鉆井提速。

2 松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)

為提高機械鉆速、縮短鉆井周期，首先固化井身結(jié)構(gòu)，提高施工效率，為平臺施工提供基礎，然后，分析松遼盆地致密油施工難點，形成了“雙二維”井眼軌道優(yōu)化技術(shù)、“高效PDC鉆頭+提速工具”復合鉆井技術(shù)、強抑制低固相KCl 鉆井液等提速配套技術(shù)。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

地層壓力系數(shù)是判別地層壓力是否正常的一個主要參數(shù)，也是井身結(jié)構(gòu)設計的基礎，根據(jù)地層壓力系數(shù)的高低，確定套管層數(shù)，避免層間干擾，對鉆井安全施工具有重大意義。致密油水平井井身結(jié)構(gòu)采用“二開+三開”模式（圖1）。當?shù)貙訅毫ο禂?shù)小于1.45 時，采用兩層套管結(jié)構(gòu)，套管封固上部松散地層，提高時效。當?shù)貙訅毫ο禂?shù)大于1.45時，采用三層套管結(jié)構(gòu)，偏移距小于等于400 m 時，一開表層套管封固地層水層，二開技術(shù)套管封固位于軌道直井段的淺氣層和嫩五-嫩三段易坍塌、縮徑井段，提高三開油層套管鉆進效率；偏移距大于400 m時，采用長水平段水平井施工，一開表層套管封固地層水層，二開技術(shù)套管封固位于軌道穩(wěn)斜段的易塌、易漏及葡萄花注水開發(fā)層，保障三開油層套管安全快速施工。

圖1 松遼盆地致密油水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖

2.2 井眼軌道優(yōu)化

致密油水平井布井方式多采用大規(guī)模平臺布井，由于井間距小，防碰難度大，前期采用“三維”井眼軌道設計，存在摩阻扭矩大、不利于后期定向施工等問題。為此，將其優(yōu)化為“雙二維”井眼軌道（圖2）。當偏移距小于400 m 時，先增斜、再穩(wěn)斜、后降斜，在降斜過程中完成方位的調(diào)整，方位調(diào)整完畢后繼續(xù)增斜調(diào)整入靶（圖2（a））。偏移距大于400 m 時，上部采用小井斜消偏，中部采用微增斜扭方位，下部增斜入靶（圖2（b））。采用“雙二維”、“雙二維+扭增”設計方案，井眼曲率降低15%，復合鉆比例提高23%，有效提高造斜、水平段機械鉆速。

圖2 松遼盆地致密油水平井井眼軌道優(yōu)化示意圖

2.3 高效異形齒PDC鉆頭優(yōu)選

針對致密油水平井鉆遇地層特點，開展PDC鉆頭優(yōu)化，Φ311.2 mm鉆頭采用中等內(nèi)錐、中長拋物線冠形，配合19 mm鏡面齒、5刀翼設計（三長、兩短）設計，在鉆壓（50～100 kN）、高轉(zhuǎn)速下（60～80 r/min）具有吃入能力強、攻擊性強等特點，配合使用Φ244 mm大扭矩螺桿及井壁修整工具，能夠有效提高Φ311.2 mm井段機械鉆速，同時節(jié)省起下鉆修整井壁時間，提高鉆井效率。Φ215.9 mm 鉆頭采用淺內(nèi)錐、短冠形設計，造斜段采用16 mm 凸脊齒、5 刀翼、雙排齒設計，在保證鉆頭攻擊力情況下提升穩(wěn)定性，提升定向效率；水平段采用16 mm 犀牛齒、4 刀翼、單排尺設計、保徑后排齒設計，提升攻擊性的同時增加穩(wěn)定性，該鉆頭特殊異形齒對硬塑性致密泥巖有較強的吃入能力，配合提速工具使用，能夠有效提高紫紅色泥巖段機械鉆速。

2.4 提速工具研發(fā)

2.4.1 造斜段旋沖螺桿工具

致密油水平井造斜段目前采用自主研發(fā)的旋沖螺桿工具，該工具結(jié)合“螺桿+沖擊工具”特點，通過等壁厚大扭矩螺桿和沖擊工具將鉆井液流動壓力能量轉(zhuǎn)化為旋轉(zhuǎn)沖擊力，輔助鉆頭破巖，提高機械鉆速。與常規(guī)“螺桿+沖擊工具”組合相比，一體化設計能夠有效縮短工具彎點至鉆頭的距離，提高造斜率，造斜能力提高35%；采用等壁厚大扭矩螺桿，輸出扭矩提高至8～18 kN·m[8]；同時進行抗腐蝕優(yōu)化，改進噴涂及注膠工藝，使工具在鹽水鉆井液體系中使用壽命達到300 h以上。

2.4.2 水平段水力振蕩器

致密油長水平段水平井段長度1 600～2 100 m，應用“螺桿+LWD”鉆具組合施工時，由于水平井眼軌跡頻繁調(diào)整，造成摩阻扭矩較大，托壓現(xiàn)象明顯，鉆壓不能有效作用在鉆頭上，水平段機械鉆速較慢；應用旋轉(zhuǎn)導向工具施工時，雖然可減小摩阻扭矩的影響，但存在施工成本高的問題，影響致密油經(jīng)濟高效開發(fā)。為此，在水平段應用LWD 鉆進的情況下，使用水力振蕩器降低鉆具在水平段的摩阻，其原理是利用鉆井液流動時產(chǎn)生的水力脈沖，將鉆具與井壁之間的靜摩擦力轉(zhuǎn)變?yōu)閯幽Σ亮?，降低鉆柱與井壁之間的摩阻，提高鉆壓傳遞效率[8-9]。

2.4.3 巖屑床清除工具

水平井施工過程中，井斜超過40°的井段及水平段由于巖屑運移及環(huán)空返速影響，易生成巖屑床，造成摩阻增大，定向施工時托壓嚴重，影響施工效率。單純依靠水力參數(shù)優(yōu)化和工藝改進難以解決井眼清潔問題。因此，研制了巖屑床清除工具，該工具采用V 型流道和反螺旋葉片設計，能夠在沖擊攪動情況下使井眼底邊的沉積巖屑脫離巖屑床，改變流體形態(tài)，降低巖屑床厚度[10-13]。

2.5 強抑制低固相KCl鉆井液研發(fā)

2.5.1 井壁失穩(wěn)機理及鉆井液對策

用三肇凹陷、齊家—古龍凹陷青山口地層巖心，開展黏土礦物、微觀結(jié)構(gòu)（圖3）及水化特性研究（圖4），明確了松遼盆地致密油井壁失穩(wěn)機理，并針對問題提出了相應的鉆井液技術(shù)對策。

圖3 致密油青山口地層巖心微觀結(jié)構(gòu)

1）松遼盆地致密油青山口地層黏土礦物含量高、層間組成差異大[14]。主要為伊利石，易水化導致井壁失穩(wěn)。鉆井液主要考慮抑制性，研選抑制劑抑制泥頁巖水化，解決水化分散問題。

2）松遼盆地致密油青山口地層頁巖孔縫發(fā)育，縫寬分布在10～40 μm，微孔隙直徑在35nm～200 μm，平均孔隙直徑18 μm[14]，以有機質(zhì)孔縫、溶孔和黏土礦物晶間孔為主，鉆井流體易沿著孔縫進入頁巖內(nèi)部，在毛細管力的作用下，使孔縫延伸、拓展，導致井壁失穩(wěn)[14]。鉆井液主要考慮封堵性、濾失造壁性，研發(fā)微納米封堵劑封堵微納米孔縫。

2.5.2 強抑制低固相KCl鉆井液體系研發(fā)及性能評價

為進一步提高鉆井液防塌抑制能力，應用高速離心法、抑制黏土造漿法[15]、二次滾動回收法[16]優(yōu)選出低聚胺抑制劑，低聚胺抑制劑線性膨脹率小于4.5%，泥頁巖滾動回收率大于95%，二次回收率88%，離心效果好（圖5），表觀黏度增長最緩慢（圖6）能夠有效解決黏土礦物水化、分散問題；根據(jù)松遼盆地致密油地層孔縫特征，應用微米橡膠粉末、納米石蠟乳液、超細碳酸鈣（1 200目）、隨鉆封堵劑，按照一定比例進行復配，研制出復合微納米封堵劑，依據(jù)硬脆性泥頁巖微裂縫和微孔隙評價方法對其進行評價[17]，該封堵劑對10、30、50 μm的微裂縫及30、50、200 nm的微孔隙均有較好的封堵降濾失能力，能夠有效封堵松遼盆地致密油地層孔縫；通過室內(nèi)評價實驗優(yōu)選抗溫抗鹽降濾失劑及封堵降濾失劑，通過正交實驗確定處理劑加量，兩種處理劑復配能夠有效降低中壓、高溫高壓濾失量，提高泥餅質(zhì)量。

圖5 離心實驗柱狀對比圖

圖6 抑制黏土造漿實驗曲線圖

以上述處理劑為核心構(gòu)建強抑制低固相KCl鉆井液體系，該鉆井液體系抗黏土20%，泥頁巖滾動回收率95.8%，體系抗溫120 ℃，流變性良好（表1），黏切適當，能夠滿足松遼盆地致密油水平井生產(chǎn)需要。

表1 強抑制低固相KCl鉆井液體系常規(guī)性能

3 現(xiàn)場應用

松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)在松遼盆地致密油水平井已累計應用115 口井，平均完鉆井深3 120 m，平均機械鉆速13.52 m/h，紫紅色泥巖平均機械鉆速5.18 m/h，平均鉆井周期34.2 d，與開展研究之前致密油水平井相比，平均井深增加70 m，平均水平段長度增加160 m，平均機械鉆速與紫紅色泥巖平均鉆速分別提高了71.2%、105%（表2），復雜率降低15.37%。下面以PY1-7H 井為例，介紹現(xiàn)場試驗情況。

表2 現(xiàn)場施工情況對比

PY1-7H 井是一口致密油“雙二維”水平井，設計井深3 744 m，水平位移2 300 m，最大井斜91°，采用三開井身結(jié)構(gòu)，二開應用5 刀翼19 mm 鏡面齒PDC鉆頭配合1°直徑244 mm螺桿的鉆具組合，一趟鉆完鉆，起下鉆及下套管施工順利，平均機械鉆速54.32 m/h，二開施工周期2.09 d。三開自1 266 m 開始定向，第一趟鉆采用1.25°旋沖螺桿鉆具配合5刀翼雙排齒（16 mm 凸脊齒）PDC 鉆頭，施工井段由直井段988 m至A靶點，滑動鉆進比率53.28%，平均機械鉆速17.63 m/h，第二趟鉆采用4 刀翼單排齒（16 mm犀牛齒）PDC鉆頭配合旋轉(zhuǎn)導向鉆具組合，在距鉆頭200 m 位置使用第一只巖屑床破壞工具，隨后每200 m 使用一只，共使用10 只，用來降低巖屑床高度，減扭降阻，施工井段由A靶點直至完鉆，施工過程中無井壁失穩(wěn)現(xiàn)象發(fā)生，鉆井液性能變化平穩(wěn)，中壓失水3.0 mL以內(nèi)，動塑比0.30以上，返出巖屑棱角分明，鉆進及下套管順利無阻卡，三開平均機械鉆速19.32 m/h，三開施工周期8.32 d。全井平均機械鉆速26.53 m/h，鉆井周期僅20.3 d。

4 結(jié)論

1）松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)解決了上部地層泥巖水化膨脹縮徑、青山口地層井壁失穩(wěn)、造斜水平段摩阻扭矩大、機械鉆速慢等問題，降低了施工風險，提高全井機械鉆速，縮短鉆井周期，為致密油經(jīng)濟有效開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

2）研究形成的松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)，實現(xiàn)了松遼盆地致密油水平井鉆井提速提效，對松遼盆地致密氣、頁巖油等非常規(guī)油氣藏開發(fā)具有借鑒意義和參考價值。

3）為了進一步提高松遼盆地致密油水平井施工效率，建議圍繞Φ215.9 mm 井眼“一趟鉆”技術(shù)持續(xù)開展高效PDC 鉆頭研發(fā)、提速工具改進完善、隨鉆儀器迭代升級、精細軌跡控制技術(shù)等技術(shù)攻關(guān)，進一步完善松遼盆地致密油水平井提速技術(shù)，更好地滿足松遼盆地高效開發(fā)的需求。