頁巖油上下地層漏失井控漏提速鉆井技術

引用格式：車衛勤，龐茂源，畢麗娜，岳小同，崔錦，王棟. 頁巖油上下地層漏失井控漏提速鉆井技術［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：137-146.

摘要：國內頁巖油鉆探技術趨于成熟，但鉆探過程中依然存在鉆井液漏失嚴重、機械鉆速低和鉆井周期長等問題，嚴重制約著頁巖油開發的提速提效。通過分析青海頁巖油前期6 口井鉆井數據，在明確了地層復雜情況和漏失特點基礎上，將常規四開井身結構精簡為二開，減少套管層序的同時實現固封漏失地層；根據漏失類型選擇鉆井液體系，通過改進BH-WEI 鉆井液關鍵處理劑配比，提高鉆井液的穩定性、抑制性和封堵性，降低漏失量，實現有效預防漏失；同時，將螺桿鉆具上下扶正器距離調整為12 m，降低滑動鉆進比例；通過優化PDC 鉆頭結構，水平段采用“高造斜率旋導ATC+低速直螺桿”定向工具等鉆井技術，提高機械鉆速，形成了青海頁巖油控漏提速關鍵鉆井技術。在青海頁巖油區塊的8 口井應用了該技術，與前期鉆探的6 口井相比，平均單井漏失量由335.02 m3 降至21.08 m3，機械鉆速由4.45 m/h 提高至7.36 m/h，鉆井周期由94.77 d 縮短至68.26 d。現場應用結果表明，該技術可解決青海頁巖油鉆井技術難點，為青海頁巖油資源的有效開發提供了技術支撐。

關鍵詞：頁巖油；鉆井液漏失；防漏；井身結構；工程技術

中圖分類號：TE242 文獻標識碼： A

0 引言

近年來，國內相繼在新疆準噶爾、東北松遼和渤海灣等盆地鉆探了一批頁巖油井，均實現了工業油流［1］。然而與北美頁巖油相比，國內頁巖油具有構造頻次多，油藏連續性和穩定性較弱，地質條件更復雜等特點［2］。同時，國內頁巖油開發起步較晚，鉆井技術依然存在多個方面的難點［3］。諸多學者針對頁巖油施工中造斜段和水平段井眼軌跡控制、常規鉆具托壓、常規PDC 鉆頭對巖層攻擊力［4］等方面的技術難點進行持續多年的技術攻關，形成了多個地區特有的優快鉆井技術［5］。

但隨著勘探開發深入，頁巖油地質條件越來越復雜，鉆遇漏失、溢漏同存、高壓和鹽膏巖地層越來越多，井壁失穩、堵漏等復雜情況多發［6］。多位學者針對國內的頁巖油地層特點和漏失特征進行了總結和分析［7］。例如，庫車山前地區頁巖油地質巖性是以巨厚層狀泥巖、鹽巖和膏巖形成的復合型鹽層，高壓鹽水發育，漏失情況復雜，在2018—2019 年總計發生漏失200 余次，漏失量達到9 000 m3，隨著油氣勘探開發轉向深部復雜地層，漏失發生更加頻繁［8］；濟陽地區頁巖油上部砂巖地層承壓能力低，目的層地層孔隙壓力系數高，且裂縫發育，承壓能力低，窄窗口密度易發生井涌、井漏并存的復雜情況，前期完鉆10 口井，6 口井出現井漏，嚴重制約了頁巖油的勘探與開發［9］。由此可以看出，諸多頁巖油區塊都存在著地層易漏、漏失量巨大等復雜鉆井問題。鉆井液漏失是油氣鉆井過程中嚴重的井下復雜事故之一，漏失發生后采取堵漏措施時間長、成本高，伴隨著機械鉆速低，鉆井周期長等問題。

提高鉆井速度對于加快頁巖油勘探開發速度至關重要，然而頁巖油普遍存在的漏失問題成為安全提速的癥結所在，制約了頁巖油高效安全的開發和鉆井速度的提升。國內外學者針對頁巖油地質裂縫構成、漏失分類和漏失機理進行了研究，但仍缺少有效的防漏、減漏技術措施，提速效果不顯著。為解決頁巖油漏失問題，減少漏失頻次和漏失量，實現頁巖油高效鉆進，有必要針對頁巖油鉆井過程中普遍存在的易漏難題進行研究，制定安全有效的防漏、減漏措施，降低鉆井事故復雜情況，優化鉆頭、鉆具組合等提速工具選擇，提高機械鉆速，實現頁巖油勘探過程的提速提效［10］。

青海頁巖油區塊表層疏松易漏，特別是淺部極易發生失返性漏失；目的層含鹽膏巖、高壓油氣層，窄密度窗口，地層復雜，漏失風險大，溢漏同存，易發生卡鉆和其他復雜情況，井下風險高［11］。統計前期6 口施工井，平均機械鉆速4.45 m/h，平均鉆井周期94.77 d，共計發生漏失42 次，漏失量2 010.1 m3，平均單次漏失47.86 m3，平均單井漏失量335.02m3，漏失主要集中在N21 和E32 地層，嚴重制約了該地區鉆井的提速提效。

針對該地區鉆井難點，通過優化井身結構，固封地層必封點，分井段和地層匹配鉆井液體系，實現防漏、減漏；優選鉆具組合降低滑動鉆進比例，根據地層匹配鉆頭序列，提高破巖能力；配套優選高造斜率旋導工具，提高機械鉆速，縮減鉆井周期，形成了一套青海頁巖油防漏提速的鉆井技術，解決了頁巖油地層易漏、機械鉆速低和鉆井周期長等問題。

1 方法過程

1.1 室內研究

1.1.1 防漏措施研究

（1） 井身結構優化。青海頁巖油地層巖性總體上以一套細粒灰色-深灰色紋層狀灰云質頁巖和層狀灰云質頁巖為主，其次為紋層狀黏土質頁巖及層狀黏土質頁巖，夾有部分鈣質粉砂巖重力流沉積，具有典型的混積特征［12］。該地區縱向上鉆遇N21、N1、E32 三套地層，N21 地層巖性為棕黃色、棕灰色泥巖、砂質泥巖，地層疏松；N1 地層巖性以泥巖、砂泥巖、碳酸鹽巖為主，易縮徑；E32 目的層巖性以層狀、紋層狀灰云質頁巖和紋層狀黏土質頁巖為主，儲層裂縫發育［13］。E32 頂部小層Ⅰ-7—Ⅱ-5 之間，發育單層厚度2.1～12.6 m、累計厚度50～200 m 的鹽膏巖；Ⅱ油組發育高壓油氣層，Ⅱ—Ⅲ油組承壓能力低，易發生井漏和溢漏同存；Ⅳ—Ⅵ油組裸眼井段較長，地層孔隙壓力與漏失壓力窗口狹窄。通過以上對地層的認識， 明確地層的必封點為N21 表層、E32 頂部Ⅰ—Ⅱ鹽膏巖層和Ⅱ—Ⅲ易漏地層。結合鄰井前期在E32Ⅱ—Ⅳ油層位的實鉆中未發生溢、漏、塌、卡等事故復雜情況等鉆井經驗，將井身結構設計為瘦身二開，一開采用?333.4 mm 鉆頭鉆至E32Ⅰ油組頂部，下入?273.05 mm 技術套管，封固E32Ⅰ 油組上部低壓易漏層； 二開先采用?241.3mm 鉆頭鉆穿E32Ⅲ油組，鉆探過程中精準識別巖性、卡準鹽巖和E32Ⅲ高壓層底界，監控地層溢漏情況，若漏失少且受控，則繼續下入?215.9 mm 鉆頭鉆至設計井深，下入?139.7 mm 油層套管，封固目的層；若中途發生井下溢漏復雜無法繼續鉆進時，則提前下入?196.85 mm 技術套管，用?165.1 mm 鉆頭三開，?127 mm 油層套管完井。

（2） 鉆井液體系優選。鉆井液漏失依據形成條件，主要有壓差性漏失和壓裂性漏失。壓差性漏失主要發生在存在天然裂縫、孔隙和溶洞通道的地層中；壓裂性漏失是指儲層本身并不存在漏失通道，在各種作業過程，井筒壓力超過地層破裂壓力，誘導地層產生人工裂縫形成漏失通道而造成漏失，因此壓裂性漏失又被稱為誘導性漏失［14］。

青海頁巖油區塊大多分布在斷裂帶附近，斷裂帶都會伴隨大量裂縫。N21 地層成藏時期受喜馬拉雅構造運動持續作用，使得天然裂縫發育，該地層以壓差性漏失為主。此井段優選高膨潤土含量、高黏度、高切力的“三高”鹽水聚合物鉆井液體系，依據地層及時調整補充聚合物降濾失劑HT301、有機硅抑制劑BTM-2、防塌劑FT-1A 等處理劑，提高鉆井液抑制性，預防壓差性漏失，防止井眼坍塌，維持井眼穩定。頁巖油儲層E32 地層發育多種尺度的小斷層、高陡縫（高導縫、高阻縫） 和微裂縫等天然裂縫。E32 儲層Ⅰ油組井段巖性以灰色砂質泥巖為主，夾部分灰色含鹽泥巖及石膏泥巖；Ⅱ油組井段巖性以灰色含鹽和石膏泥巖為主，夾少量砂質泥巖；Ⅲ油組井段巖性為灰色泥巖和灰質泥巖，夾少量含石膏泥巖和泥質粉砂巖；Ⅳ油組井段巖性以灰色灰云質頁巖和黏土質頁巖為主，夾少量灰色石膏質頁巖及粉砂質頁巖。儲層混積特征明顯，礦物成分復雜，巖石類型以灰云質頁巖為主，巖石成分中包括黏土、石英和石膏等多種礦物，碳酸鹽等脆性礦物含量普遍高，屬于中等易壓裂地層。同時，Ⅱ—Ⅲ油組發育高壓油氣層，E32Ⅳ—Ⅵ油組裸眼水平井段較長，鉆井過程中提高鉆井液密度和排量以及開泵等原因，都極易誘發儲層產生裂縫，引起壓裂性漏失。以上分析表明，E32 儲層同時具有壓差性漏失和壓裂性漏失， 其中， Ⅰ—Ⅱ 油組頂部以壓差性漏失為主，Ⅱ—Ⅲ、Ⅳ—Ⅵ油組以壓裂性漏失為主。針對壓差性漏失油組，采用清水+0.1%～0.2%Na2CO3+2%～3%提切劑BZ-TQJ+0.1%～0.15% 包被劑BZ-BYJ-I+2%～3% 降濾失劑BZ-KLS-Ⅱ+2%～3% 防塌堵漏劑BZYFT+50% 復合有機鹽BZ-YJZ-I+2%～3% 抑制潤滑劑BZ-YRH +1%～2% 納米封堵劑NAX50 +1%～2%聚氨酯纖維封堵劑ZK-SMF+BaSO4 的鉆井液體系，通過如上配方加入高效抑制潤滑劑、抑制防塌劑、抗鹽降濾失劑、抗鹽強包被抑制劑和抗鹽提切劑，提高鉆井液的穩定性、抑制性、封堵性和潤滑性，做到有效防漏［15］。針對壓裂性漏失油組，首先采用精細控壓工藝，精準控制鉆井液密度，提高地層承壓能力，使整個井筒壓力得到控制，避免井筒壓力過高壓裂地層，導致發生誘導性漏失等復雜工況，保證在窄密度窗口中安全鉆進。如果發生漏失，上部地層使用堵漏劑、膨潤土、聚丙烯酰胺鉀鹽K-PAM和離子聚合物FA367 復配的堵漏漿進行強穿和橋堵，下部地層采用配伍性好的植物纖維粉末、納米封堵材料、1～3 mm 剛性顆粒為主的橋塞堵漏［16］。

1.1.2 提速措施研究

（1） 鉆具組合優化。井身結構精簡為二開結構后，一開井段包括直井段、一次造斜段以及穩斜段。通過在螺桿鉆具上方連接不同長度的短鉆鋌，優化調整螺桿本體扶正器（下扶） 與欠尺寸扶正器（上扶） 之間的距離，達到快速有效增斜、降斜的目的。鉆具組合：?333.4 mm PDC 鉆頭+?244 mm 彎螺桿（彎角1.5°、?400 mm 下扶）+?228 mm 無磁鉆鋌（可變）+?228 mm MWD 短節+?398 mm 螺旋扶正器（上扶）+浮閥+?228 mm 鉆鋌×3 根+?203 mm 鉆鋌×6 根+?178 mm 鉆鋌×6 根+?178 mm 隨鉆震擊器+?139.7 mm 加重鉆桿×12 根+?139.7 mm 鉆桿。通過改變?228 mm 無磁鉆鋌的長度，增強或降低該鉆具組合的剛性，達到直井段防斜、造斜段降低滑動鉆進比例、穩斜段有效控制井眼軌跡的目的，減少起下鉆更換鉆具組合次數，提高鉆井時效［17］。

二開井段目的層含鹽膏巖，容易蠕變縮徑、鹽溶，形成不規則“大肚子”井眼，起下鉆困難，井下風險大，需減少起下鉆趟數；水平段目的層薄，靶層厚度2～3.4 m，井眼軌跡控制難度大，且地質導向對甜點鉆遇率要求高，需要精準控制井眼軌跡實現一次性入靶。因此，采用?241.3 mm（?215.9 mm）PDC鉆頭+導向頭+旋導工具+無磁抗壓縮鉆桿+直螺桿+?172 mm 浮閥+?127 mm 加重鉆桿×7 根+撓性接頭+?165 mm 隨鉆震擊器+?127 mm 加重鉆桿×14 根+411×NC52 母接頭+?127 mm 鉆桿×3 根+?172 mm 清砂接頭+?127 mm 鉆桿×12 根+?172 mm清砂接頭+?127 mm 鉆桿×12 根+?172 mm 清砂接頭+?127 mm 鉆桿的鉆具組合。該鉆具組合采用“高造斜率旋導+低速直螺桿”配合，高造斜率旋導工具造斜能力可達10（°）/30 m 以上，有效提高造斜能力；直螺桿可增強輸出扭矩，提高鉆頭破巖效率，提高機械鉆速，同時，在井壁不穩定的情況下，需要通過降低頂驅轉速保證井壁的穩定性，此時直螺桿的使用可替代頂驅部分動力，在保證機械鉆速情況下，有效預防井壁失穩，保證井眼的穩定性［18］。

（2） PDC 鉆頭選型和優化。在PDC 鉆頭切削井底巖石過程中，巖石的連續破碎是通過切削齒切削同時輔以固定刀翼對巖石的旋轉剪切實現的。井眼的中心部位巖石主要通過刀翼切削，而難鉆進的巖塊則以切削齒破碎為主。根據以上破巖機理，降低鉆頭破巖所需扭矩，優化鉆頭的后傾角和側傾角，提升鉆頭的攻擊性，使鉆頭可充分利用鉆柱提供的扭矩破巖，提高鉆頭的破巖效率［19］。因此，對鉆頭切屑齒、保徑齒和刀翼等均進行優化調整，同時，綜合考慮抗磨性和巖石單軸抗壓強度（UniaxialCompressive Strength of Rocks，以下簡稱UCS） 等特性。一開井段，當UCS 不超過80 MPa，采用5 刀翼?19 mm 復合片的PDC 鉆頭，增加抗磨性；當UCS增加至80～100 MPa 時，采用5 刀翼?16 mm 復合片PDC 鉆頭。二開井段，采用了旋轉導向工具施工，鉆頭選型需兼顧機械鉆速，采用貝克休斯5 刀翼單排齒AT505VS 鉆頭，該類鉆頭增強了攻擊性和抗磨性，同時具有穩定性剖面設計，可以增強鉆頭穩定性，降低井底振動，提升工具的安全性和使用壽命。

（3） 旋導工具優選。旋轉導向作為鉆井施工中地質導向的關鍵性工具，具有造斜率高、鉆速快、井眼軌跡控制精準、降低壓差卡鉆風險和清潔井眼等優點，在四川頁巖氣和勝利頁巖油等非常規鉆井中得到廣泛應用。從穩定性、造斜能力和提高機械鉆速等多方面綜合考慮，優先選用Baker Hughes 公司的ATK-Curve（下文簡稱ATC） 旋轉導向工具。該工具部分鉆具采用無磁抗壓縮鉆桿形態，提高了工具的柔韌性，減少了與井壁的接觸面積，最高造斜率可達到15（°）/30 m；同時，可以接常規直馬達，增強輸出扭矩，提高鉆頭破巖效率和機械鉆速，又可降低頂驅的轉速，起到穩定井壁的作用［20］。

1.2 現場應用

青海頁巖油鉆探前期未掌握該地區地層的必封點和風險點，地層復雜情況了解不透徹。為了施工便利，一開?660.4 mm 鉆頭鉆至300 m，下入?508mm 表層套管；二開?406.4 mm 鉆頭鉆至2 140 m，下入?339.7 mm 技術套管；三開?311.2 mm 鉆頭鉆至2 560 m，下入?244.5 mm 技術套管，四開?215.9mm 鉆頭鉆至設計井深。該井身結構采用勺形井眼軌跡設計，存在反向位移，為實現走偏移，需大井眼造斜，存在造斜難度大、扭方位困難等問題［21］。

應用以上防漏提速關鍵鉆井技術在青海頁巖油施工了8 口井，全部順利完鉆，平均單井漏失量由335.02 m3 降至23.02 m3，機械鉆速由4.45 m/h 增至7.36 m/h，提高了65.4%，平均鉆井周期由94.77 d 降至68.26 d，縮短了27.9%，解決了鉆探過程中漏失頻發、漏失量大、機械鉆速低和鉆井周期長等問題。

以英頁1H6-3 井為例。該井是青海頁巖油的一口水平井，設計井深4 623.03 m，水平段長1 505.47m，水平箱體位于E32Ⅳ-13 層位。利用以上防漏提速關鍵鉆井技術，井身結構采用瘦身二開和“直—增—穩—扭方位—增—平”多段式軌跡剖面結構設計。一開采用?333.4 mm 鉆頭鉆至E32Ⅰ油組頂部（2 100 m），下入?273.05 mm 表層套管，封固上部低壓易漏層。鉆進期間，N21 地層易漏，鉆井液黏度控制在45～55 s，保持體系中2% 隨鉆封堵材料，鉆至200 m 后，黏度控制在40 s 左右，保證井眼清潔；N1 地層易縮徑，黏度控制在50～55 s，抑制井眼縮徑，實現該井段易漏地層鉆井液僅漏失3.23 m3，防漏效果明顯。通過優化鉆具組合，將螺桿上下扶距離調整為12 m，各井段滑動鉆進比例顯著降低，其中造斜段滑動比例降低至35.6%。根據地層適配優選百斯特TS1665 鉆頭，采用鉆壓30～50 kN、轉速90～120 r/min、排量55～60 L/s 等大排量和高轉速的鉆井參數，實現單趟純鉆時間149.5 h，進尺1 910m，機械鉆速達到12.27 m/h，打破該區塊一開單趟進尺記錄。

二開首先采用?241.3 mm 鉆頭鉆至2 630 m（鉆穿E32Ⅲ油組），然后采用?215.9 mm 鉆頭鉆至設計井深，下入?139.7 mm 油層套管，封固目的層。對實鉆地層巖性深入分析，E32 地層巖性為灰色灰質泥巖與泥灰巖互層，是介于碳酸鹽巖和黏土巖之間的過渡類型巖石，泥質含量30%～60%，具有一定的水敏性，地層在接觸到水基鉆井液后易吸水膨脹變軟，能夠增加一定的可鉆性。鑒于此，采用高密度水基復合有機鹽BH-WEI 鉆井液體系，提高鉆井液的封堵性，降低井漏風險。鉆進E32Ⅱ油組時，發現鉆井液密度超過2.08 g/cm3 時，鉆井液消耗量明顯上升，地層發生壓裂性漏失。此時優化鉆井參數，緩慢降低鉆井液密度至2.01 g/cm3 時，油氣顯示明顯，全烴值最高升至39%。通過加入2% 納米防塌材料、1%～1.5%超細碳酸鈣，采用精細控壓工藝，控制合理密度在2.03～2.05 g/cm3，使整個井筒壓力得到精細控制，保證在窄密度窗口中安全鉆進，有效避免井涌、井漏和卡鉆等多種鉆井復雜情況［22］。同時，該井段采用“高造斜率旋導+低速直螺桿”配合，通過ATC 工具的柔性鉆具結構及具有減振效果的AT505VS 鉆頭，配合降低鉆速、減振等措施有效控制井下工具黏滑振動，實現該井段平均機械鉆速7.36 m/h，最高機械鉆速達8.93 m/h，創該區塊最快機械鉆速記錄，鉆井周期由計劃的96 d 縮短至68 d，縮短了29.17%。

2 結果與討論

2.1 防漏效果評價

2.1.1 井身結構優化防漏效果

井身結構優化是鉆井工程中一項重要技術，主要目的是防止在鉆井過程中由于地層裂縫或其他原因導致的鉆井液漏失，確保鉆井順利進行和井身的穩定性。井身結構的設計需綜合考慮必封點，確保井下安全。

必封點是指在鉆井過程中，基于地質條件和油氣儲層特征，必須進行封固的特定地層或層位，通常包括高壓層位、易漏失層位、地層交界面和目的層頂界。青海地區頁巖油地質特征獨特，儲層巨厚、斷裂發育。該地區鉆探過程縱向上鉆遇N21、N1、E32 三套地層。N21 表層疏松易漏，極易發生失返性漏失。N1 地層需防塌和防縮徑。E32 地層為目的層，E32 儲層頂部Ⅰ-7—Ⅱ-5 之間發育鹽膏巖；Ⅱ油組發育高壓油氣層，Ⅱ—Ⅲ油組承壓能力低，易發生井漏和溢漏同存；Ⅳ—Ⅵ油組裸眼井段較長，地層孔隙壓力與漏失壓力窗口狹窄［23］。前期多口鉆完井實鉆經驗證實該地區漏失主要集中在N21 和E32 地層，其中N21 地層以壓差性漏失為主，E32 地層壓差性和壓裂性漏失都存在，以壓裂性漏失為主。以上分析可知， 青海頁巖油地質必封點為N21 表層、E32 頂部Ⅰ—Ⅱ鹽膏巖層和Ⅱ—Ⅲ易漏地層。同時，基于前期揭示全層位和測井資料數據，采用“基于地質構造、沉積、成藏的多井綜合地層壓力建模”技術［24］，將測井巖石學、巖石物理和地質力學等多個學科與鉆井工程進行深度整合，利用斯倫貝謝公司Techlog 軟件分析表明，該地區地層壓力從N1 中下部開始抬升，在E32Ⅱ油組最高，從E32Ⅲ油組到E32Ⅳ油組維持較高壓力，較Ⅱ油組略低。且預測N21 和N1 地層的坍塌壓力1.10 g/cm3，破裂壓力2.01 g/cm3，兩套地層坍塌壓力和破裂壓力相同，可實現E32 目的層上部地層一開整體設計。

頁巖油開發過程中，減少開次和“瘦身型”井身結構的技術在多個油田和項目中已得到應用［25］。東海西湖地區，采用較小的表層井眼尺寸（?406.4 mm 替代?444.5 mm），既節約了鉆井液用量，又提高了機械鉆速。涪陵頁巖油氣田開發過程中，通過實施“瘦身型”井身結構，縮小各開次井眼及套管尺寸，減少開次數量，不僅提高了鉆速，還降低了鉆井成本［26］。同時，“瘦身型”井身結構可以減少鉆井液與地層的接觸面積，降低鉆井液的濾失量，減少地層污染和井壁坍塌的風險；同時，該類型井身結構有助于減少井壁上的應力集中，增強井壁的穩定性，可以更有效地固封不確定的地層，確保井眼的完整性。

通過以上分析，結合前期鄰區塊柴平3、柴平4、柴平5 等井在E32Ⅱ—Ⅳ油層位累積的實鉆經驗， 一開?333.4 mm 鉆頭鉆至低壓層， ?273.05mm 技術套管直接下至E32Ⅰ油組頂部以上低壓層，有效固封目的層上部易漏地層，實現精準卡層封堵漏失層位，降低上部井段漏失風險；二開創新采用?241.3 mm 和?215.9 mm 兩種尺寸鉆頭，形成階梯結構。通過精準識別巖性卡準鹽巖，以目的鹽巖頂和E32Ⅲ高壓層底為界，轉換?241.3 mm 和?215.9mm 井眼尺寸，采用同尺寸?139.7 mm 油層套管完鉆。英頁1H6-3 井采用二開“瘦身型”井身結構，增強了上部地層N21 井壁的穩定性， 有效固封E32 鹽膏層和高壓目的層，降低了地層漏失概率，防止了鉆井液大規模漏失。該井N21 和N1 地層僅漏失3.23 m3，E32 地層漏失量18.92 m3，總漏失量僅為22.15 m3，相比之前平均單井漏失量335.02 m3，防漏效果明顯。

2.1.2 鉆井液防漏效果

由上文分析可知，青海頁巖油地區N21 地層，天然裂縫發育，鉆井液以壓差性漏失為主；E32 儲層同時具有壓差性漏失和壓裂性漏失，其中，Ⅰ—Ⅱ油組頂部以壓差性漏失為主，Ⅱ—Ⅲ油組和Ⅳ—Ⅵ油組以壓裂性漏失為主。

上部壓差性漏失井段，易漏層前，優選鹽水聚合物鉆井液體系，加入1%～2% 聚氨酯纖維封堵劑ZKSMF和2% 超細鈣，提高鉆井液封堵能力和抑制性能力，防止漏失發生。聚氨酯纖維封堵劑是一種化學注漿材料，其中的活性異氰酸酯端基（—NCO） 可以直接與水反應，生產堅硬的固體。這種反應不僅生成固化的聚氨酯樹脂，還會產生二氧化碳氣體，使體系膨脹，增強封堵效果［27］。該封堵劑黏度低，流動性好，能夠滲透到細小的裂縫或孔隙內，對于天然裂縫發育的N21 地層，具有優異的封堵性能。

針對裂縫性漏失井段，在原高密度復合有機鹽BH-WEI 鉆井液體系配方基礎上進行關鍵處理劑加量篩選， 分別加入2%～3% 降濾失劑BZ-KLS-Ⅱ、2%～3% 防塌堵漏劑BZ-YFT 和2%～3% 抑制潤滑劑BZ-YRH。BZ-KLS-Ⅱ降濾失劑作為高分子化合物的降濾失劑，是由含烷烴支鏈的丙烯類單體與含磺酸基的丙烯類單體共聚合成的中等分子量的線型分子，其分子中親水基團多，與水、土結合能力強，護膠能力強，有利于形成濾餅，降低濾失量。同時，其分子尺寸在膠體顆粒范圍內，能夠增加鉆井液中膠體顆粒的含量，起到封堵濾餅孔隙的作用。BZYFT防塌封堵劑是一種抑制型防塌劑，通過自身的疏水性能在濾餅表面形成封堵膜，束縛自由水，增強濾餅的韌性和致密性，同時，抑制地層中的水化膨脹和水化分散，穩定井壁，減少井壁的不穩定性。該防塌封堵劑能夠進入地層裂縫，形成有效封堵，防止鉆井液進入地層，減少地層污染。BZ-KLS-Ⅱ增大膠體顆粒含量，降低濾失量，形成濾餅，然后通過BZYFT增強濾餅的韌性和致密性，進一步降低濾失量，兩種處理劑相互配合，降低高溫高壓濾失量，提高鉆井液的封堵能力。且兩種處理劑能夠進入地層的微小裂縫，能夠針對青海頁巖油E32 儲層的微小裂縫進行有效封堵。BZ-YRH 抑制潤滑劑具有優異的頁巖抑制性能，能夠在井壁上形成一層半透膜，減少鉆井液中的自由水含量，提高井壁的穩定性。同時，該潤滑劑具有良好的抗鹽和抗鈣性能，能夠在高鹽和高鈣環境中保持穩定，因此適合含有鹽膏巖地層的青海頁巖油地區使用［28］。

改進前后鉆井液的防漏關鍵性能參數對比見表1，可以看出，通過改變基礎配方中的關鍵處理劑含量，鉆井液的濾失量由9.8 mL 降至3.2 mL，水化膨脹率由24.3% 降至7% 以下，摩阻系數由0.158 4降至0.082 以下，初切和終切也由原來的0.5 Pa 提升至2.5 Pa，鉆井液的穩定性、抑制性、封堵性和潤滑性的性能指標具有明顯提升。

儲層頂部E32Ⅰ-7—Ⅱ-5 發育鹽膏巖，且Ⅱ油組發育高壓油氣層。同時，二開井身結構的設計，水平段過長導致壓耗大，Ⅱ—Ⅲ油組承壓能力低，且裂縫發育，若鉆井液密度和鉆壓控制不當，極易造成壓裂性漏失。因此，當鉆進該地層時，使用控壓鉆井技術，精確控制鉆井液密度，優化鉆井參數。從表2 中可以看出，通過在二開不同井段采用?241.3 mm 和?215.9 mm 兩種不同井眼尺寸，并分別精準控制鉆井液密度在1.95～2.05 g/cm3 和2.05～2.20 g/cm3 之間，精準控制井筒壓力，保證在窄密度窗口中安全鉆進，有效避免了井涌、井漏和卡鉆等鉆井復雜情況。

將以上井身結構與鉆井液體系應用到英頁1H6-3、1H5-4 和1H5-2 等3 口井，并與前期6 口施工井鉆井液漏失量對比。前期6 口井總計漏失量達到2 010.1 m3，單井平均漏失量達到335.02 m3，而英頁3 口井總計漏失量僅為64.74 m3，平均單井漏失量下降至21.08 m3，相比前期的施工井漏失量降低了93.7%。由此可知，二開型井身結構和優選的鉆井液體系防漏效果顯著。

2.2 提速效果評價

2.2.1 鉆具組合優化提速

青海頁巖油井身結構優化為二開后，一開井段包括直井段、一次造斜段和穩斜段三部分，使用常規螺桿+MWD/LWD 儀器的鉆具組合施工，通常需頻繁調整鉆具組合，變化其穩斜和造斜能力；二開井段包含造斜段、穩斜段和水平段，使用旋轉導向+直螺桿的鉆具組合定向施工，不需要頻繁起下鉆，旋導工具自身即可根據工況隨時調整穩斜和造斜功能。英頁1H6-3 井是青海頁巖油的一口水平井，設計井深4 623.03 m，水平段長1 505.47 m。造斜點選擇在井深1 050 m 左右，增斜鉆進至井深1 300.3 m，再穩斜鉆進至2 300.19 m，扭方位鉆進至2 717.61 m，二次造斜鉆進至A 靶點3 117.56 m，水平鉆進至B 靶點4 623.03 m， 井斜81.12°。該井一開直井段長達1 050 m，造斜段共計300 m，穩斜段長達1 000 m。一開井段鉆具組合的選擇，既是井眼軌跡控制的基礎，又是提高機械鉆速的關鍵。根據定向軌跡控制原理，定向鉆井過程中，滑動鉆進機械鉆速最慢，因此，在保證井眼軌跡控制的前提下，需要對一開井段鉆具組合進行優化設計，降低滑動鉆進比例，提高機械鉆速。

鉆具組合的工作原理是通過改變扶正器在鉆具組合中的位置，即改變鉆頭與扶正器之間和扶正器與扶正器之間的相對距離，控制扶正器下部鉆具在壓力作用下彎曲變形，使鉆頭產生斜向力來達到控制井眼軌跡的目的。不同的扶正器數量和扶正器距離，可以使鉆具組合具有造斜、降斜和穩斜的不同功能。增斜鉆具通過改變扶正器在下部鉆具組合中的位置，使下部鉆具組合的受力情況有所改善，促使扶正器的上部鉆鋌受壓彎曲，從而使鉆頭產生斜向力來達到控制井眼軌跡的目的。穩斜鉆具是通過減小鉆頭與扶正器之間和扶正器與扶正器之間的相對距離來增加鉆具組合的剛性，從而控制扶正器下部鉆具在壓力作用下彎曲變形，以達到穩定井斜和方位的效果［29］。根據以上分析可知，增斜和穩斜都是通過調整扶正器鉆具中不同扶正器位置來實現的。因此，可通過在螺桿鉆具上方連接不同長度的短鉆鋌，優化調整螺桿本體扶正器（下扶） 與欠尺寸扶正器（上扶） 之間的距離，達到快速有效增斜和穩斜的目的。

現場將螺桿上部短鉆鋌長度從英頁1H5-4 井的4.5 m 逐步優化為英頁1H5-3 井的5 m、英頁1H6-2 井的12 m，統計在一開直井段、造斜段和穩斜段運用該類型鉆具組合時的滑動鉆進比例和機械鉆速，如圖1 所示。

從圖1 可看出，當短鉆鋌長度由英頁1H5-4 的4.5 m 逐步調整至英頁1H6-2 的12 m 后，直井段滑動鉆進比例由4.71% 降至1.73%，造斜段由68.10%降至37.12%，穩斜段由7.76% 降低至4.44%（英頁1H5-3 由于施工中MWD 出現了測量問題，導致井斜與設計出現了一定偏差，導致穩斜段滑動鉆井比例異常偏高，現場通過調整恢復正常），各井段滑動鉆進比例均明顯降低；同時，直井段機械鉆速由14.52 m/h 提高至23.76 m/h，造斜段由3.31 m/h 提高至19.90 m/h，穩斜段由3.22 m/h 提高至4.65 m/h。實踐證明，隨著優化調整短鉆鋌的長度，直井段、造斜段和穩斜段的滑動鉆進比例明顯降低，機械鉆速都有明顯提高，達到了高效鉆進的目的。

2.2.2 鉆頭匹配地層提速

青海頁巖油地區鉆井數量偏少，實鉆經驗不足，通過對Baker、百斯特、江漢、中成等廠家的7 種型號鉆頭現場使用分析，機械鉆速大都在0.5 m/h 以下，單支進尺基本都在100 m 以內，抗振都比較弱，且該地區N21 和N1 地層，以棕褐色泥巖、砂質泥巖、泥質粉砂巖，灰色粉砂巖、細砂巖為主，地層硬，研磨性強，導致鉆頭崩齒、磨損嚴重。因此，該井段鉆頭還有很大選型空間。

井身結構優化為二開結構后，一開井段包含N21 和N1 地層。該井段采用MD6532Z 的5 刀翼?16 mm 復合片PDC 鉆頭，加強鉆頭保徑齒，利用傾角小且露出多的異型主動切削齒增加主攻擊性；提高復合片的抗研磨性，刀翼短、薄、直，具有更高的攻擊性和更強的抗磨性。在英頁1H5-2 井中，采用該類型鉆頭實現了單趟進尺1 956 m，機械鉆速達到了11.44 m/h，創該區塊單趟進尺最長記錄，并大幅提高了機械鉆速。針對二開井段，優選BakerHughes AT505VS 鉆頭，該型號鉆頭采用5 刀翼單排齒設計，刀翼直且短，切削齒采用最新一代三菱齒，其背傾角小，增強攻擊性的同時加強了鉆頭抗磨性。通過采用點載荷切削方式和穩定性剖面設計，確保鉆頭攻擊性的同時，增強鉆頭穩定性，有效降低井底振動，提升井底工具安全性，更好地保護旋導工具，降低儀器故障率［30］。在英頁1H5-4 井水平段，采用該類型鉆頭，實現7 d 進尺1 299 m，平均單日進尺185.57 m，刷新該區塊單日進尺記錄。該井最高機械鉆速達到8.09 m/h，較柴平1 井的機械鉆速提高了154.21%，極大縮短了鉆井周期。

2.2.3 旋導工具優化提速

該區塊施工時主要使用了Baker Hughes 公司的ATC、ATK-G3 和ATK-Extra 旋導工具。ATKG3采用三維軌跡精確制導，是行業內精度最高的導向工具， 模塊化連接， 但其造斜能力偏低， 僅為6.5（°）/30 m。ATK-Extra 旋導工具縮短了導向頭肋板與鉆頭之間的距離，雖然提高了工具的造斜率，但不能添加常規螺桿鉆具，鉆頭轉速僅可依靠頂驅提供，增加了井眼垮塌和掉塊的風險。ATC 工具是專門針對四川盆地頁巖氣和青海頁巖油復雜鉆井推出的一款具有高造斜率、集推靠式和指向式于一體的復合型旋轉導向系統［31］。圖2 為該地區使用以上3 種旋導工具在造斜段和水平段的機械鉆速對比，可以看出，ATC+螺桿在英頁1H6-4 造斜段平均機械鉆速高達6.73 m/h，較在英頁1H6-1 同井段使用ATK-G3 的機械鉆速2.38 m/h 提高了283%，較英頁1H6-2 使用ATK-Extra 時的機械鉆速3.14m/h 提高了214%；水平段機械鉆速達到了7.51m/h，同比ATK-G3 和ATK-Extra 分別提高了120% 和111%，且ATC 井下連續工作時間更長。綜合評價旋轉導向工具的造斜率、機械鉆速和穩定性，建議造斜段使用ATC+螺桿， 水平段使用ATC+螺桿和ATK-Extra 兩種旋導工具。

3 結論

（1） 針對青海頁巖油地層易漏、漏失量大等導致機械鉆速低和鉆井周期長的問題，利用二開井身結構和優化鉆井液體系配方有效預防地層漏失，減少漏失量，優化鉆具組合、鉆頭和旋導工具提高機械鉆速，縮短鉆井周期，形成了青海頁巖油防漏提速鉆井關鍵技術。

（2） 該區塊優化成二開結構設計后，上直段深度達1 000 m 以上，直井段打直防偏難度增大，可嘗試引入垂直鉆井技術，精細控制上直段井眼軌跡，且有助于進一步提高上直段機械鉆速。同時，為進一步節約成本，降低旋導工具滅失風險，可考慮在高風險井段采用近鉆頭工具代替高成本旋導工具施工。

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（修改稿收到日期 2024-02-27）

〔編輯 朱 偉〕