松遼盆地致密油水平井提速技術研究與應用

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服務項目經理部（黑龍江大慶 163411）

松遼盆地致密油發現于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、橫向不連續和非均質性強的特點，給油田致密油開發帶來巨大挑戰[1-3]。近年來，圍繞致密油勘探開發，開展了多項研究攻關，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[4-7]。但與國內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，開展鉆井設計優化、PDC 鉆頭優選、鹽水鉆井液體系研發等技術攻關，最終形成松遼盆地致密油水平井提速技術并進行現場應用，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支撐。

1 鉆井技術難點

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、深灰色泥巖與泥質粉砂巖、粉砂巖互層，大段泥巖發育易發生水化膨脹縮徑，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，技術套管施工損失時間4 d。

2）青山口組頁巖發育，黏土礦物含量較高，以伊利石、伊蒙混層為主，微裂縫發育，由于鉆井流體進入，易發生井壁失穩現象，產生剝落掉塊，嚴重時還會發生井塌、卡鉆等復雜情況。例如Y1區塊施工的L5-3H 井施工過程中發生井塌，損失時間24 d；F3區塊施工的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，調整鉆進參數無效后，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 區塊Z2-1H 井水平段軌跡調整8 次，水平段平均機械鉆速2.56 m/h，Z3H井調整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

為提高機械鉆速、縮短鉆井周期，首先固化井身結構，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”井眼軌道優化技術、“高效PDC鉆頭+提速工具”復合鉆井技術、強抑制低固相KCl 鉆井液等提速配套技術。

2.1 井身結構優化

地層壓力系數是判別地層壓力是否正常的一個主要參數，也是井身結構設計的基礎，根據地層壓力系數的高低，確定套管層數，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構采用“二開+三開”模式（圖1）。當地層壓力系數小于1.45 時，采用兩層套管結構，套管封固上部松散地層，提高時效。當地層壓力系數大于1.45時，采用三層套管結構，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，二開技術套管封固位于軌道穩斜段的易塌、易漏及葡萄花注水開發層，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構示意圖

2.2 井眼軌道優化

致密油水平井布井方式多采用大規模平臺布井，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、再穩斜、后降斜，在降斜過程中完成方位的調整，方位調整完畢后繼續增斜調整入靶（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化示意圖

2.3 高效異形齒PDC鉆頭優選

針對致密油水平井鉆遇地層特點，開展PDC鉆頭優化，Φ311.2 mm鉆頭采用中等內錐、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

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的旋沖螺桿工具，該工具結合“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化為旋轉沖擊力，輔助鉆頭破巖，提高機械鉆速。與常規“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整，造成摩阻扭矩較大，托壓現象明顯，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，影響致密油經濟高效開發。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生的水力脈沖，將鉆具與井壁之間的靜摩擦力轉變為動摩擦力，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。單純依靠水力參數優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，降低巖屑床厚度[10-13]。

2.5 強抑制低固相KCl鉆井液研發

2.5.1 井壁失穩機理及鉆井液對策

用三肇凹陷、齊家—古龍凹陷青山口地層巖心，開展黏土礦物、微觀結構（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機理，并針對問題提出了相應的鉆井液技術對策。

圖3 致密油青山口地層巖心微觀結構

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。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部，在毛細管力的作用下，使孔縫延伸、拓展，導致井壁失穩[14]。鉆井液主要考慮封堵性、濾失造壁性，研發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；通過室內評價實驗優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需要。

表1 強抑制低固相KCl鉆井液體系常規性能

3 現場應用

松遼盆地致密油水平井提速技術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，介紹現場試驗情況。

表2 現場施工情況對比

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°，采用三開井身結構，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現象發生，鉆井液性能變化平穩，中壓失水3.0 mL以內，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 結論

1）松遼盆地致密油水平井提速技術解決了上部地層泥巖水化膨脹縮徑、青山口地層井壁失穩、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，為致密油經濟有效開發提供了技術支撐。

2）研究形成的松遼盆地致密油水平井提速技術，實現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、頁巖油等非常規油氣藏開發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”技術持續開展高效PDC 鉆頭研發、提速工具改進完善、隨鉆儀器迭代升級、精細軌跡控制技術等技術攻關，進一步完善松遼盆地致密油水平井提速技術，更好地滿足松遼盆地高效開發的需求。