松辽盆地致密油水平井提速技术研究与应用

潘永强，张坤，于兴东，王洪月，陈赓，李浩东

1.中国石油大庆油田有限责任公司钻探工程公司钻井工程技术研究院（黑龙江大庆 163413）

2.中国石油大庆油田有限责任公司钻探工程公司钻井液技术服务项目经理部（黑龙江大庆 163411）

松辽盆地致密油发现于20 世纪80 年代，以扶杨油层为主，主要分布在三肇凹陷，齐家—古龙凹陷的扶余、高台子、葡萄花油层，开采潜力大，但存在单层厚度薄、单层砂体厚度薄、层间跨度大、纵向不集中、砂体错叠分布、横向不连续和非均质性强的特点，给油田致密油开发带来巨大挑战[1-3]。近年来，围绕致密油勘探开发，开展了多项研究攻关，形成了水平井提速工具、高性能水基钻井液体系等多项技术[4-7]。但与国内外致密油水平井施工情况相比，依然存在机械钻速低、泥页岩井段井壁失稳问题突出、钻井周期长等问题。针对这些问题，开展钻井设计优化、PDC 钻头优选、盐水钻井液体系研发等技术攻关，最终形成松辽盆地致密油水平井提速技术并进行现场应用，取得了显著的应用效果，为松辽盆地致密油有效动用提供技术支撑。

1 钻井技术难点

松辽盆地致密油埋深1 600～2 200 m，地层自上而下依次为第四系、第三系泰康组、大安组、依安组、上白垩系明水组、四方台组、下白垩系嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组（未穿），施工过程中存在以下技术难点。

1）嫩江-姚家组埋藏浅，岩性为紫红、灰绿、深灰色泥岩与泥质粉砂岩、粉砂岩互层，大段泥岩发育易发生水化膨胀缩径，施工过程中机械钻速快，短起下修整井壁时易发生遇阻、卡钻等复杂情况，影响钻井时效。例如，Q2-1H 井短起下过程中，由于井眼缩径，进行划眼修整井壁，划眼过程中摩阻扭矩较大，需进行反复划眼，技术套管施工损失时间4 d。

2）青山口组页岩发育，黏土矿物含量较高，以伊利石、伊蒙混层为主，微裂缝发育，由于钻井流体进入，易发生井壁失稳现象，产生剥落掉块，严重时还会发生井塌、卡钻等复杂情况。例如Y1区块施工的L5-3H 井施工过程中发生井塌，损失时间24 d；F3区块施工的F3-5H井由于井塌提前完钻，导致未钻达设计井深。

3）泉头组紫红色泥岩塑性强，钻头黏滑效应严重，钻头难以吃入地层，致使机械钻速慢，平均机械钻速不到1 m/h，并且泥岩段定向困难，有时甚至无法定向，导致多口井提前完钻。例如，Z2 区块Z2-1H 井紫红色泥岩井段平均机械钻速0.49 m/h，P6-4H 井，钻进至泉头组泥岩段，机械钻由6.89 m/h 下降至0.63 m/h，调整钻进参数无效后，更换钻头及提速工具，钻速仍未提高，提前完钻。

4）致密油储层薄，为了保证钻遇率，需要不断调整井眼轨迹，这导致井眼轨迹呈“微波浪”状，施工过程中摩阻、扭矩大，影响机械钻速，降低钻井时效。例如，Z2 区块Z2-1H 井水平段轨迹调整8 次，水平段平均机械钻速2.56 m/h，Z3H井调整10余次，水平段平均机械钻速3.01 m/h，严重影响致密油水平井钻井提速。

2 松辽盆地致密油水平井提速技术

为提高机械钻速、缩短钻井周期，首先固化井身结构，提高施工效率，为平台施工提供基础，然后，分析松辽盆地致密油施工难点，形成了“双二维”井眼轨道优化技术、“高效PDC钻头+提速工具”复合钻井技术、强抑制低固相KCl 钻井液等提速配套技术。

2.1 井身结构优化

地层压力系数是判别地层压力是否正常的一个主要参数，也是井身结构设计的基础，根据地层压力系数的高低，确定套管层数，避免层间干扰，对钻井安全施工具有重大意义。致密油水平井井身结构采用“二开+三开”模式（图1）。当地层压力系数小于1.45 时，采用两层套管结构，套管封固上部松散地层，提高时效。当地层压力系数大于1.45时，采用三层套管结构，偏移距小于等于400 m 时，一开表层套管封固地层水层，二开技术套管封固位于轨道直井段的浅气层和嫩五-嫩三段易坍塌、缩径井段，提高三开油层套管钻进效率；偏移距大于400 m时，采用长水平段水平井施工，一开表层套管封固地层水层，二开技术套管封固位于轨道稳斜段的易塌、易漏及葡萄花注水开发层，保障三开油层套管安全快速施工。

图1 松辽盆地致密油水平井井身结构示意图

2.2 井眼轨道优化

致密油水平井布井方式多采用大规模平台布井，由于井间距小，防碰难度大，前期采用“三维”井眼轨道设计，存在摩阻扭矩大、不利于后期定向施工等问题。为此，将其优化为“双二维”井眼轨道（图2）。当偏移距小于400 m 时，先增斜、再稳斜、后降斜，在降斜过程中完成方位的调整，方位调整完毕后继续增斜调整入靶（图2（a））。偏移距大于400 m 时，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（图2（b））。采用“双二维”、“双二维+扭增”设计方案，井眼曲率降低15%，复合钻比例提高23%，有效提高造斜、水平段机械钻速。

图2 松辽盆地致密油水平井井眼轨道优化示意图

2.3 高效异形齿PDC钻头优选

针对致密油水平井钻遇地层特点，开展PDC钻头优化，Φ311.2 mm钻头采用中等内锥、中长抛物线冠形，配合19 mm镜面齿、5刀翼设计（三长、两短）设计，在钻压（50～100 kN）、高转速下（60～80 r/min）具有吃入能力强、攻击性强等特点，配合使用Φ244 mm大扭矩螺杆及井壁修整工具，能够有效提高Φ311.2 mm井段机械钻速，同时节省起下钻修整井壁时间，提高钻井效率。Φ215.9 mm 钻头采用浅内锥、短冠形设计，造斜段采用16 mm 凸脊齿、5 刀翼、双排齿设计，在保证钻头攻击力情况下提升稳定性，提升定向效率；水平段采用16 mm 犀牛齿、4 刀翼、单排尺设计、保径后排齿设计，提升攻击性的同时增加稳定性，该钻头特殊异形齿对硬塑性致密泥岩有较强的吃入能力，配合提速工具使用，能够有效提高紫红色泥岩段机械钻速。

2.4 提速工具研发

2.4.1 造斜段旋冲螺杆工具

致密油水平井造斜段目前采用自主研发的旋冲螺杆工具，该工具结合“螺杆+冲击工具”特点，通过等壁厚大扭矩螺杆和冲击工具将钻井液流动压力能量转化为旋转冲击力，辅助钻头破岩，提高机械钻速。与常规“螺杆+冲击工具”组合相比，一体化设计能够有效缩短工具弯点至钻头的距离，提高造斜率，造斜能力提高35%；采用等壁厚大扭矩螺杆，输出扭矩提高至8～18 kN·m[8]；同时进行抗腐蚀优化，改进喷涂及注胶工艺，使工具在盐水钻井液体系中使用寿命达到300 h以上。

2.4.2 水平段水力振荡器

致密油长水平段水平井段长度1 600～2 100 m，应用“螺杆+LWD”钻具组合施工时，由于水平井眼轨迹频繁调整，造成摩阻扭矩较大，托压现象明显，钻压不能有效作用在钻头上，水平段机械钻速较慢；应用旋转导向工具施工时，虽然可减小摩阻扭矩的影响，但存在施工成本高的问题，影响致密油经济高效开发。为此，在水平段应用LWD 钻进的情况下，使用水力振荡器降低钻具在水平段的摩阻，其原理是利用钻井液流动时产生的水力脉冲，将钻具与井壁之间的静摩擦力转变为动摩擦力，降低钻柱与井壁之间的摩阻，提高钻压传递效率[8-9]。

2.4.3 岩屑床清除工具

水平井施工过程中，井斜超过40°的井段及水平段由于岩屑运移及环空返速影响，易生成岩屑床，造成摩阻增大，定向施工时托压严重，影响施工效率。单纯依靠水力参数优化和工艺改进难以解决井眼清洁问题。因此，研制了岩屑床清除工具，该工具采用V 型流道和反螺旋叶片设计，能够在冲击搅动情况下使井眼底边的沉积岩屑脱离岩屑床，改变流体形态，降低岩屑床厚度[10-13]。

2.5 强抑制低固相KCl钻井液研发

2.5.1 井壁失稳机理及钻井液对策

用三肇凹陷、齐家—古龙凹陷青山口地层岩心，开展黏土矿物、微观结构（图3）及水化特性研究（图4），明确了松辽盆地致密油井壁失稳机理，并针对问题提出了相应的钻井液技术对策。

图3 致密油青山口地层岩心微观结构

1）松辽盆地致密油青山口地层黏土矿物含量高、层间组成差异大[14]。主要为伊利石，易水化导致井壁失稳。钻井液主要考虑抑制性，研选抑制剂抑制泥页岩水化，解决水化分散问题。

2）松辽盆地致密油青山口地层页岩孔缝发育，缝宽分布在10～40 μm，微孔隙直径在35nm～200 μm，平均孔隙直径18 μm[14]，以有机质孔缝、溶孔和黏土矿物晶间孔为主，钻井流体易沿着孔缝进入页岩内部，在毛细管力的作用下，使孔缝延伸、拓展，导致井壁失稳[14]。钻井液主要考虑封堵性、滤失造壁性，研发微纳米封堵剂封堵微纳米孔缝。

2.5.2 强抑制低固相KCl钻井液体系研发及性能评价

为进一步提高钻井液防塌抑制能力，应用高速离心法、抑制黏土造浆法[15]、二次滚动回收法[16]优选出低聚胺抑制剂，低聚胺抑制剂线性膨胀率小于4.5%，泥页岩滚动回收率大于95%，二次回收率88%，离心效果好（图5），表观黏度增长最缓慢（图6）能够有效解决黏土矿物水化、分散问题；根据松辽盆地致密油地层孔缝特征，应用微米橡胶粉末、纳米石蜡乳液、超细碳酸钙（1 200目）、随钻封堵剂，按照一定比例进行复配，研制出复合微纳米封堵剂，依据硬脆性泥页岩微裂缝和微孔隙评价方法对其进行评价[17]，该封堵剂对10、30、50 μm的微裂缝及30、50、200 nm的微孔隙均有较好的封堵降滤失能力，能够有效封堵松辽盆地致密油地层孔缝；通过室内评价实验优选抗温抗盐降滤失剂及封堵降滤失剂，通过正交实验确定处理剂加量，两种处理剂复配能够有效降低中压、高温高压滤失量，提高泥饼质量。

图5 离心实验柱状对比图

图6 抑制黏土造浆实验曲线图

以上述处理剂为核心构建强抑制低固相KCl钻井液体系，该钻井液体系抗黏土20%，泥页岩滚动回收率95.8%，体系抗温120 ℃，流变性良好（表1），黏切适当，能够满足松辽盆地致密油水平井生产需要。

表1 强抑制低固相KCl钻井液体系常规性能

3 现场应用

松辽盆地致密油水平井提速技术在松辽盆地致密油水平井已累计应用115 口井，平均完钻井深3 120 m，平均机械钻速13.52 m/h，紫红色泥岩平均机械钻速5.18 m/h，平均钻井周期34.2 d，与开展研究之前致密油水平井相比，平均井深增加70 m，平均水平段长度增加160 m，平均机械钻速与紫红色泥岩平均钻速分别提高了71.2%、105%（表2），复杂率降低15.37%。下面以PY1-7H 井为例，介绍现场试验情况。

表2 现场施工情况对比

PY1-7H 井是一口致密油“双二维”水平井，设计井深3 744 m，水平位移2 300 m，最大井斜91°，采用三开井身结构，二开应用5 刀翼19 mm 镜面齿PDC钻头配合1°直径244 mm螺杆的钻具组合，一趟钻完钻，起下钻及下套管施工顺利，平均机械钻速54.32 m/h，二开施工周期2.09 d。三开自1 266 m 开始定向，第一趟钻采用1.25°旋冲螺杆钻具配合5刀翼双排齿（16 mm 凸脊齿）PDC 钻头，施工井段由直井段988 m至A靶点，滑动钻进比率53.28%，平均机械钻速17.63 m/h，第二趟钻采用4 刀翼单排齿（16 mm犀牛齿）PDC钻头配合旋转导向钻具组合，在距钻头200 m 位置使用第一只岩屑床破坏工具，随后每200 m 使用一只，共使用10 只，用来降低岩屑床高度，减扭降阻，施工井段由A靶点直至完钻，施工过程中无井壁失稳现象发生，钻井液性能变化平稳，中压失水3.0 mL以内，动塑比0.30以上，返出岩屑棱角分明，钻进及下套管顺利无阻卡，三开平均机械钻速19.32 m/h，三开施工周期8.32 d。全井平均机械钻速26.53 m/h，钻井周期仅20.3 d。

4 结论

1）松辽盆地致密油水平井提速技术解决了上部地层泥岩水化膨胀缩径、青山口地层井壁失稳、造斜水平段摩阻扭矩大、机械钻速慢等问题，降低了施工风险，提高全井机械钻速，缩短钻井周期，为致密油经济有效开发提供了技术支撑。

2）研究形成的松辽盆地致密油水平井提速技术，实现了松辽盆地致密油水平井钻井提速提效，对松辽盆地致密气、页岩油等非常规油气藏开发具有借鉴意义和参考价值。

3）为了进一步提高松辽盆地致密油水平井施工效率，建议围绕Φ215.9 mm 井眼“一趟钻”技术持续开展高效PDC 钻头研发、提速工具改进完善、随钻仪器迭代升级、精细轨迹控制技术等技术攻关，进一步完善松辽盆地致密油水平井提速技术，更好地满足松辽盆地高效开发的需求。