謝鑫 竇正道 付成林 王媛媛 楊小敏

（中石化江蘇油田分公司石油工程技術研究院）

江蘇油田經(jīng)過多年開發(fā)，常規(guī)油氣資源開發(fā)越來越難，資源接替已成為首要問題。2021年在首口頁巖油重點探井花頁1HF井施工投產(chǎn)后，取得很好的經(jīng)濟效益。2022年油田在花莊區(qū)塊開展頁巖油示范區(qū)的建設，部署花頁3HF井，在總結(jié)花頁1HF井施工經(jīng)驗的基礎上，優(yōu)化井身結(jié)構，推廣優(yōu)快鉆井技術、長水平段固井技術，研發(fā)75∶25油基鉆井液體系等，保障該井順利實施。形成了頁巖油高效鉆井集成技術，對示范區(qū)的建設具有重要意義。

1 存在問題

1）井壁穩(wěn)定性差，鉆井施工風險高。蘇北盆地阜寧組“七尖峰”、“四尖峰”地層破碎，裂縫發(fā)育，極易垮塌。鄰井巖心和巖屑的礦物組分分析可知，阜二段黏土礦物約25.5%，脆性型礦物在76.8%左右，巖心水化作用明顯，自然存放24 h后，巖心即散成小破碎。

2）施工周期長，頁巖周期性垮塌風險高。在已鉆鉆井中，鹽城1側(cè)井鉆井工藝不配套，增加鉆井周期20余天，導致頁巖周期性垮塌?；?井因取芯周期過長（32 d），導致井眼垮塌掉塊。機械鉆速在5 m/h左右，鉆井周期在40 d左右，增加那讀組垮塌風險。

3）軌跡調(diào)整頻繁，頁巖垮塌風險高。為滿足尋找地質(zhì)和工程“甜點”的需要，軌跡調(diào)整困難，導致頁巖地層更易垮塌。其中鹽城1側(cè)井由于水平段軌跡多次調(diào)整，引起鉆具托壓嚴重、摩阻增大等因素，造成鉆具疲勞損壞而斷裂，在長時間處理復雜時，井眼嚴重垮塌。

2 高效開發(fā)集成技術

針對江蘇油田頁巖油鉆井目前存在問題，采用井身結(jié)構優(yōu)化技術，高效鉆頭+LWD地質(zhì)導向鉆井技術+高壓噴射、井眼軌跡設計和控制技術、75∶25油基鉆井液體系及長水平段固井技術等系列技術，形成了頁巖油高效鉆井的優(yōu)化集成技術。

2.1 井身結(jié)構優(yōu)化技術

頁巖油已鉆井花頁1HF井的鉆井結(jié)構為：一開406 mm鉆頭鉆至400 m左右，下入339.7 mm套管；二開311.1 mm鉆頭在導眼井中鉆至3 120 m，采用裸眼側(cè)鉆的方式，鉆至3 780 m左右，下入244.5 mm套管；三開215.9 mm鉆頭，下入139.7 mm套管。雖然采用技術套管封住了“七尖封”和“四尖峰”易垮塌地層，但是311.1 mm井眼需大井眼定向，鉆速慢，實鉆中平均鉆速僅2.03 m/h[1-3]。

花頁3HF井采用導眼井+側(cè)鉆水平井的施工方式。在前期鉆井施工經(jīng)驗的基礎上，技術套管下至直井段，減少大井眼井段，減少套管使用和泥漿材料的消耗。導眼井：一開采用406 mm鉆頭鉆至400 m左右，下入339.7 mm套管；二開采用311.1 mm鉆頭鉆至3 550 m左右，下244.5 mm套管；三開采用215.9 mm鉆頭鉆至4 025 m，裸眼完井。側(cè)鉆水平井：采用215.9 mm鉆頭在井深3 450 m處開窗側(cè)鉆，鉆至井深5 890 m完井，下入139.7 mm套管。采用在技術套管內(nèi)下斜向器的側(cè)鉆方式，相比打水泥塞后側(cè)鉆，承壓能力強，可提高套管開窗成功率。同時采用油基鉆井液，避免不穩(wěn)定地層的垮塌。花頁1HF井身結(jié)構見圖1，花頁3HF井身結(jié)構見圖2。

圖1 花頁1HF井身結(jié)構Fig.1 Huaye 1HF well structure

圖2 花頁3HF井身結(jié)構Fig.2 Huaye 3HF well structure

2.2 244.5 mm大套管開窗技術

施工前對導眼井開展井筒試壓，試壓參數(shù)為：壓力10 MPa，穩(wěn)壓10 min，壓降不超過0.5 MPa。采用刮管器鉆具組合，在井深3 450 m的開窗點附近，多次重復刮管，大排量循環(huán)井筒干凈。采用陀螺儀確定斜向器方位，座封后，采用銑錐加鉆柱銑的組合鉆具，實現(xiàn)一體化的開窗和修窗，節(jié)約施工時間，僅0.3 d即實現(xiàn)成功開窗。開窗后采用1.5°大彎度螺桿，提高造斜率，保障井眼快速偏離老井，防止鉆頭在環(huán)空水泥環(huán)穿行。開窗鉆具組合見表1，開窗參數(shù)見表2。

表1 開窗鉆具組合Tab.1 Combination of window drilling tools

表2 開窗參數(shù)Tab.2 Window parameter

2.3 優(yōu)化高效鉆頭+LWD地質(zhì)導向+高壓噴射鉆井技術

在定向段使用215.9 mm的混合鉆頭KMD1652ADGR，配合高效螺桿，采用127 mm和139.7mm的組合鉆桿，降低泵壓。鉆井參數(shù)：排量為35 L/s，鉆壓為120 kN，泵壓為22 MPa，平均機械鉆速達3.22 m/h，比花頁1HF井大井眼定向段鉆速提高57.8%。在水平段鉆進中，使用FL1653JH尖峰PDC鉆頭，配合高效螺桿，采用127 mm和139.7 mm的組合鉆桿，排量為32 L/s，鉆壓為100 kN，泵壓為24 MPa，平均機械鉆速達8.65 m/h，比花頁1HF井水平段平均鉆速5.45 m，提高77.1%，單只鉆頭最大進尺達1 550 m。其中在5 512～5 890 m平均鉆速達到11.46 m/h?；?HF井側(cè)鉆采用3個鉆頭鉆完進尺2 440 m，相比花頁1HF井使用鉆頭4個鉆完井進尺2 005 m，減少鉆頭使用25%。鉆頭使用情況見表3。

表3 花頁1HF井三開、3HF井側(cè)鉆PDC鉆頭使用情況Tab.3 Use of PDC bits for triple-opening and lateral drilling of Huaye 1HF well and 3HF well

2.4 井眼軌跡設計和控制技術

采用“直-增-穩(wěn)-增-穩(wěn)”的五段制剖面，第一段設計12°/100 m～15°/100 m低造斜率，增加軌跡調(diào)整余量，降低因?qū)嶃@中地質(zhì)復雜，導致靶點垂深突然調(diào)整，而帶來的井眼軌跡調(diào)整難度。第二段設計18°/100 m～20°/100 m高造斜率，滿足在實鉆靶點調(diào)整后，快速增斜的中靶需要。設計采用1.5°大彎度高效螺桿，配合使用有電阻率+GR短節(jié)的LWD地質(zhì)導向鉆具組合，增加水平段軌跡調(diào)整的能力，保證儲層鉆遇率[4-5]。

2.5 油基鉆井液技術

為解決蘇北盆地頁巖微裂縫發(fā)育、井壁失穩(wěn)突出、頁巖油氣儲層深、地層存在異常高壓等問題，滿足現(xiàn)場水平井施工要求，通過室內(nèi)研究，最終形成一套高密度75∶25油基鉆井液體系[6-7]。配方：白油+2.5%主乳化劑+1%輔乳化劑+0.8%潤濕劑+1.5%有機土+3%CaO+1.5%封堵劑+1.5%降濾失劑+CaCl2鹽水（CaCl2質(zhì)量分數(shù)為30%）+重晶石（加重至1.5 g/cm3）。添加劑：微納米封堵劑、QS等。

從高溫高壓濾失以及PPT濾失結(jié)果來看，該油基鉆井液體系的濾失量僅為水基泥漿的50%，切力僅為水基泥漿的70%，封堵性能極強，且性能穩(wěn)定，對井壁穩(wěn)定以及儲層有很好保護效果。沙盤試驗曲線見圖3，高溫高壓濾失試驗見圖4。沉降穩(wěn)定性試驗見圖5可知，在120℃下分別靜置24 h至96 h后，其靜態(tài)沉降因子均小于0.6，說明該體系在120℃下具有良好的沉降穩(wěn)定性體系?？顾衷囼炓妶D6可知，隨著含水率的增加，破乳電壓下降，當含水率在9%以內(nèi)時，其破乳電壓在600 V，故其抗水侵能力最大為8%～9%。

圖3 沙盤試驗曲線Fig.3 Sandtable test chart

圖4 高溫高壓濾失試驗Fig.4 High temperature and high pressure filtration test

圖5 120℃沉降穩(wěn)定性試驗Fig.5 120℃sedimentation stability test

圖6 抗水侵試驗Fig.6 Water invasion resistance test

在花頁3HF井應用后，高溫高壓濾失量在小于3 mL，三開裸眼浸泡達35 d，井眼狀態(tài)穩(wěn)定，在鉆進、起下鉆、下套管作業(yè)中均正常。在性能調(diào)整中，加入適量微納米處理劑，對頁巖井壁穩(wěn)定起著至關重要的作用；通過膠液和油水比控制，可解決體系高密度帶來的沉降以及頁巖水平段攜巖問題；通過對乳化劑以及GaO加量控制，體系乳化穩(wěn)定和高溫穩(wěn)定性良好；保持體系中高濃度CaCl2鹽水，更有利用井壁穩(wěn)定。油基鉆井液實測性能見表4。

表4 油基鉆井液實測性能Tab.4 Measured performance of oil-based drilling fluid

2.6 長水平段固井技術

花頁3HF井需多級大型高壓壓裂，易使水泥石完整性遭到破壞，導致環(huán)空密封失效，對水泥環(huán)物理性能要求較高。頁巖油水平井施工，固井工藝流程復雜，注入水泥漿量和替漿量均較大，施工壓力高，對施工配合、施工質(zhì)量和施工安全的要求高。設計采用雙凝雙密度水泥漿柱結(jié)構，領漿采用高強度中空玻璃微珠低密度彈韌性防氣竄水泥漿體系，密度1.50 g/cm3；尾漿采用彈韌性防氣竄水泥漿體系，密度1.90 g/cm3，確保壓穩(wěn)油氣層，防竄防漏。針對油基沖洗效率低的問題，采用“洗油沖洗液+加重洗油隔離液（密度1.43 g/cm3）”的前置液體系，保證井眼清洗效果和潤濕反轉(zhuǎn)，以增強油基鉆井液頂替效率以及水泥石與一、二界面的膠結(jié)強度，同時兼具壓穩(wěn)油氣層功能[8-10]。沖洗液配方為15%～20%的洗油沖洗液+8%～10%的懸浮劑+加重隔離液，水泥漿配方見表5。

表5 水泥漿配方Tab.5 Cement slurry formulation

3 經(jīng)濟效果分析

1）花頁3HF在應用集成優(yōu)快技術后，實鉆全井平均機械鉆速為6.22 m/h，比花頁1HF井的平均機械鉆速3.23 m/h，提速達100%。相比花頁1HF井，節(jié)約鉆井周期30 d，按70鉆機計算，鉆機日費12萬元計算，節(jié)約投資360萬元。

2）按照70鉆機每天消耗5 t柴油計算，累計節(jié)約柴油150 t，減小了氮氧化物排放9.3 t，減少SO2排放0.6 t。

4 結(jié)論與建議

花頁3HF井的實施后，形成一系列頁巖油鉆井設計和施工的方法。

1）設計優(yōu)化方面：技術套管下至造斜點以上，三開定向和水平段采用215.9 mm井眼，即可以減少大井眼井段，減少泥漿材料和套管的使用，又可以提高鉆速，降低周期。井眼軌跡采用先低造斜率，后高造斜率設計，可降低鉆進摩阻，增加軌跡調(diào)整余量[11]。

2）提速方面：側(cè)鉆施工采用開窗和修窗一體化鉆井工藝，可節(jié)約開窗時間。定向段采用定向混合PDC鉆頭+高效螺桿+MWD鉆井工藝，水平段采用尖峰PDC鉆頭+LWD地質(zhì)導向+高壓噴射鉆井技術，配合油基泥漿，保障井眼穩(wěn)定，降低摩阻，提高機械鉆速，縮短鉆井周期。

3）固井技術方面：采用雙凝雙密度膠乳防竄水泥漿體系，領漿采用高強度中空玻璃微珠低密度彈韌性防氣竄水泥漿體系，尾漿采用高密度彈韌性防氣竄水泥漿體系，配合高效驅(qū)油前置液，提高固井質(zhì)量，滿足壓裂需要。