摘要
松辽盆地北部古龙页岩油开发以来，受地层地质特点影响和钻井技术限制，试验区水平井均采用三层套管井身结构，2000~2500 m水平段长水平井二开Ø311.2 mm井眼一趟钻比例100%，Ø215.9 mm井眼一趟钻技术由初期的造斜段和水平段分别一趟钻，逐渐过渡为造斜段+水平段一趟钻。随着页岩油Ø215.9 mm井眼钻井技术的完善，为进一步缩短钻完井周期，降低钻井投资，综合考虑邻井气顶气、浅层气发育情况和破裂压力等情况优选在GY15-Q8-H1井进行了三开变两开和二开Ø215.9 mm井眼一趟钻应用实践。本文详细阐述了GY15-Q8-H1井优化设计过程，技术难点、风险与对策实践认识，为页岩油三开变两开钻井技术的完善，降低钻井施工复杂提供了可借鉴经验。
松辽盆地北部大庆油田古龙页岩油青山口组青一至青二三段预测储量12.68×1
| 开钻次序 | 井深/m | 钻头尺寸/mm | 套管柱类型 | 套管尺寸/mm | 套管下入层位 | 套管下入深度/m |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 一开 | 浅水层底界+11 | 444.5 | 表层套管 | 339.7 | 明二段 | 浅水层底界+10 |
| 二开 | 葡萄花油层底+30 | 311.2 | 技术套管 | 244.5 | 青二、三段 | 葡萄花底+30 |
| 三开 | 设计井深 | 215.9 | 生产套管 | 139.7 | 青一段 | 设计井深-3 |
该区块2000~2500 m长水平段页岩油水平井施工时采用“三大两高”钻井参数，通过不断改进钻头设
美国在页岩水平井钻井方面，普遍推行一趟钻，单次一趟钻创造进尺纪录突破了5500
GY15-Q8-H1井设计斜深5076.00 m，设计垂深2414.75 m，目的层位为青二、三段，兼探嫩二段、嫩一段、萨尔图油层、葡萄花油层。地质数据显示本井沿井轨道不会钻遇断层，地层漏失和破裂压力系数安全窗口窄（见
| 地层 | 孔隙压力系数 | 坍塌压力系数 | 漏失压力系数 | 破裂压力系数 |
|---|---|---|---|---|
| 嫩江组 | 1.10~1.23 | 1.03~1.23 | 1.68~1.98 | 1.71~2.08 |
| 姚家组 | 1.12~1.30 | 1.07~1.31 | 1.65~1.79 | 1.73~2.01 |
| 青山口组 | 1.14~1.55 | 1.21~1.63 | 1.72~1.90 | 1.79~2.08 |
井身结构设计的任务是确定套管下入层次、下入深度、水泥浆返深以及钻头和套管尺寸，而将原有三层结构优化为两层结构，表层下深是GY15-Q8-H1井能否成功的核心和关键技术。为此，对GY15-Q8-H1井压力数据、地层岩性和含油气水性质及轨道设计情况进行了综合分
| 方案 | 表层下深/m | 优势 | 存在问题 |
|---|---|---|---|
| 方案一 | 2104（青二三段+30） | Ø215.9 mm井段与目前施工井一致 | （1）一开打开了黑帝庙、萨尔图、葡萄花油气层，无法实现二次井控；（2）有污染浅层水的风险 |
| 方案二 | 1951（姚二三段底-50） | 不打开葡萄花油气层 | （1）一开打开黑帝庙、萨尔图油层无法实现二次井控；（2）有污染浅层水的风险；（3）葡萄花层漏失风险 |
| 方案三 | 1000（四方台组+50） | 表层下深浅钻井成本低，不打开油气层，井控风险低 | （1）有污染浅层水的风险；（2）二开裸眼段长，钻井周期长，井壁稳定要求高；（3）葡萄花层漏失风险 |
综合3种方案的优缺点，结合钻井技术及成本构成，最终采用方案三进行应用实践（见
| 开钻次序 | 井深/m | 钻头尺寸/mm | 套管柱类型 | 套管尺寸/mm | 套管下入层位 | 套管下入深度/m |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 一开 | 四方台组底50 | 311.2（备选444.5） | 表层套管 | 244.5（备339.7） | 嫩五段 | 四方台组底+50 |
| 二开 | 设计井深 | 215.9 | 生产套管 | 139.7 | 青一段 | 设计井深-3 |
Ø339.7 mm导管下至50 m处，建立钻井液循环，防止井口附近地表土层冲塌。地下水开采层位泰康组底界深度215 m，一开表套段钻至1000 m，Ø244.5 mm表套下至1000 m，进入嫩五段15 m稳定泥岩处，且满足封固水层10~20 m的要求，封固上部不稳定地层。二开钻至设计井深，全井下入Q125×10.54 mm、简易气密封扣生产套管，满足压裂要求（见
图1 井身结构设计示意
本地区地表区域水体较多，浅层水源（200 m）为主要供水来源，根据黑龙江省、国家环保总局相关要求，必须对地层浅层水进行保护，而常规膨润土钻井液体系最大钻进深度无法满足本井表层深下至1000 m设计要求，存在环保风险。同时根据地质设计提示，四方台组以上疏松地层存在漏失、坍塌风险，一开钻井液应具有较强的抑制性、封堵性，以适应多变的岩性组合和宽泛的施工密度。采取的对策如下：
（1）表层钻井液设计采用环保型类油基钻井液，该体系性能经检测符合《钻井液环保性能评价技术规范》（SY/T 7467—2020），钻井过程中钻井液以回收利用为主，无法回收利用的做固化处理，整个施工过程满足环保要求。
（2）200 m以浅井段采用膨润土浆钻进，保护浅水层。四方台组及以下地层采用抑制能力强的类油基钻井液钻进，引入甲酸钠和聚胺抑制剂、包被抑制剂来实现维持钻井液的强抑制性和包被能力，控制地层造浆，引入适度分散剂维持钻井液包被絮凝与粘土分散的平衡，钻井液流变性能维护。
二开嫩江组为大段泥页岩地层，青山口组层状纹层状页岩孔缝发育，地层易剥落，长裸眼段钻进，存在井壁稳定性差，塌、漏、卡钻风险高，对钻井液稳定性和抑制性具有较高要求。采取的对策如下：
2022年以来施工的古龙页岩油三层结构水平井（含侧钻水平井）均采用油包水钻井液体系，最长施工水平段长2641 m，经现场应用，该体系具有较好的抑制性和润滑性，对嫩江、姚家组泥岩具备充足的抑制性，同时具有失水小，泥饼薄而坚韧的特点，可以满足水平段页岩井壁稳定需求。分析青山口组孔隙物性数据，渗透率较低，不易发生粘卡或缩径卡钻，因此综合判断出现卡钻的情况可能有3种：一是井眼净化不彻底，形成岩屑床，起钻倒划眼过程中操作不当导致卡钻；二是井壁失稳坍塌导致卡钻；三是快速钻进环空岩屑密度大而循环不及时导致钻具卡钻。由此，制定以下防卡钻措施：
（1）为了预防本段可能出现的卡钻、井塌掉块情况，根据预测地层孔隙压力数据，设计二开以1.45 g/c
（2）优化钻井参数，维持排量34 L/s以上，保证携岩效率，同时尽可能减少低排量循环和钻具不旋转循环的时间，防止在此期间形成岩屑
（3）优化钻井液流变性，通过观察振动筛返砂、泵压、悬重和扭矩等的变化情况，随时判断井眼净化情况是否正常，及时做好短起下钻和参数调整。严格控制钻井液滤失量，高温（120 ℃）高压失水控制在2.0 mL以内。钻至嫩二段前循环周加入1%非渗透封堵剂、2%的超细碳酸钙，做好防漏工作；钻穿嫩一段进入姚二、三段20~30 m后，按照水平段最大钻井液密度1.65 g/c
（4）强化固相控制，减少钻井液中有害固相含量，保持钻井液性能稳定，能有效保障井下安
本井设计二开裸眼段长3498 m，其中水平段长2002 m，存在裸眼段较长，且存在随着水平段的增加，钻井液携砂难度增加，摩阻增大，定向托压严重的问题。采取的对策如下：
（1）本井设计二开裸眼段长3498 m，其中水平段长2002 m，为防止出现摩阻增大，托压问题，统计分析了已完钻同区块实钻数据回归裸眼段摩阻系数，利用软件计算分析（如
图2 钻具强度校核
由
结合软件分析结果，在二开钻具组合定向和水平段钻进时设计使用减摩降阻接头，水平段钻具组合中增加用清砂钻杆或清砂接头，保证水平段施工中井筒的清洁。清砂接头（见
图3 清砂接头示意
| 井段/m | 钻具组合 |
|---|---|
|
1000~2565.4 （直井段+造斜段） | Ø215.9 mm钻头（钻头压降0.5~1.5 MPa）+Ø172 mm 1.5°单弯螺杆+Ø172 mm浮阀+Ø165 mm LWD+Ø127 mm无磁加重钻杆×1根+Ø127 mm斜坡加重钻杆×3根+Ø165 mm震击器+Ø127 mm斜坡加重×（6~12根）+Ø139.7 mm（或Ø127 mm）斜坡钻杆 |
|
2565.4~5076 (水平段） | Ø215.9 mm钻头（钻头压降0.5~1.5 MPa）+Ø172 mm单弯双扶螺杆（1.25°）+Ø172 mm浮阀+Ø165 mm LWD+Ø127 mm无磁加重钻杆×1根+Ø127 mm斜坡加重钻杆×3根+Ø165 mm震击器+Ø127 mm斜坡加重钻杆×6根+Ø139.7 mm（或Ø127 mm）斜坡钻杆 |
直井段+造斜段设计采用1.5°螺杆造斜钻具组合+6刀翼PDC保证定向施工，水平段采用1.25°螺杆稳平钻具组合+6刀翼PDC，提高稳斜效果和钻速。设计施工排量35~38 L/s，复合钻进。施工中定向钻进井段，每钻进一个单根划眼至少2遍，破坏定向键槽，预防键槽卡钻。造斜段钻进完成后，及时进行短起下作业一次，修整井壁，确保造斜段井壁稳定，为后续施工做好准备。滑动钻进施工之前，调整好钻井液性能，严格按设计要求使用钻井液四级固控设备，确保钻井液具有良好的润滑性和携砂性，避免或减清定向施工过程中的托压现象。水平段施工时，随着井深的增加，增加单个立柱的划眼时间，充分返砂，降低井眼摩阻，防止沉砂卡钻。
本井三开变两开施工，实钻钻井周期26.25 d，比设计周期增加5.75 d，全井平均纯钻时186 h，较2023年三开水平井全井平均纯钻时多11.65 h，全井平均机械钻速25.30 m/h，较2023年三开水平井全井平均机械钻速25.28 m/h略有提高。本井实钻Ø215.9 mm井眼水平段二趟钻完成，未实现一趟钻目
（1）三开变二开后，因裸眼段增长，钻井后期系统摩阻增加，水平段1500 m后，摩阻在320~400 kN，较同等情况三开井摩阻增加50~80 kN。
（2）从电阻率数据变化发现，钻进至2464.91 m，电阻率较正常地层18~22 Ω·m增加至40 Ω·m，判断存在含钙偏高硬脆夹层岩性，出现剥落掉块，在井深2464.91 m出现卡钻事故。在4095~4333 m再次钻遇高阻层（正常电阻值10~30 Ω·m，此层位电阻值70~100 Ω·m），岩性铁白云石，Ca、Mg元素含量略高。复合钻进定向效果不佳，实钻定向比例达到了45.8%（正常水平段定向比例<10%，定向钻速4.11 m/h，期间出现摆工具面困难现象，238 m定向钻进井段正常钻井周期1 d，实际施工5.33 d，分析发现该夹层岩性硬度高，造成钻头制动，较正常施工增加4.3 d。
（1）三开变两开，作为降低页岩油钻井成本的手段之一，具有很好的实践意义，但开展两开施工时，需加强地质与工程一体化工作，现场与地质导向紧密结合，提前进行特殊岩性、裂缝蚂蚁体预测，尽量避开高阻层附件钻进，为安全施工、优质甜点钻遇率提供技术保障。
（2）对硬脆性泥页岩微裂缝发育、坍塌压力较大的情况，根据施工情况，及时提高钻井液封堵能力，改善泥饼质量，控制HTHP（110 ℃）滤失量<3 mL，尽可能减少滤液进入地层，保证地层岩石粘聚力，防止层间散裂，有效减少井壁剥落和井径扩大。
（3）通过优化井身结构可行性分析与实践，页岩油三层结构变两层结构，对钻井工具和钻井液性能要求较高，单从钻井成本变化来看，减少一层结构，三开变两开可节约单井成本80万左右，通过地质工程一体化优化选井，二开钻井周期降低，将页岩油单井成本约百万元。
（4）一趟钻是系统化钻井工程的全面升级，为加快页岩油一趟钻技术的成熟推广，建议从钻井方案优化设计、自动化钻机、高效长寿命钻头、个性化优质钻井液、强化参数钻井、常规导向钻井或旋转导向钻井、随钻地质导向、远程专家决策支持中心等关键技术开展研发与集成应用，助推非常规油气的规模效益开发。
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