我国页岩油资源丰富，但勘探开发还处于起步和探索阶段。与国外的页岩油不同，国内的页岩油普遍属于陆相页岩油，储层非均质性强、厚度薄。与国内外页岩油储层相比，沧东凹陷孔二段页岩油储层具有断块多、岩性复杂、埋藏深和井底温度高等特点，受断块限制，水平段长度500.00～1 500.00 m，且控制点较多，造成钻井周期长、成本高和井身质量难以保证，而国内外现有技术并不完全适用于沧东凹陷孔二段页岩油的勘探开发。为此，笔者分析了沧东凹陷孔二段的地质特点，针对机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等难点，预测了地层漏失压力和坍塌压力，优化了井身结构和井眼轨道，进行PDC钻头个性化设计，并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术，形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术。现场应用后，钻井速度、固井质量明显提高，取得了显著效果。

1.   优快钻井难点

1）钻井安全风险大。沧东凹陷页岩油区块岩性复杂，沙1段有生物灰岩，沙3段有玄武岩，孔1段有断层，井漏风险大；孔1段长期注水开发，钻井过程中存在油气侵、溢流风险；孔2段顶部有30.00～50.00 m厚的油页岩，目的层长英质页岩、混合质页岩和灰云岩等呈薄互层分布，井眼轨迹的井斜角较大，地层坍塌压力高，井壁稳定性较差，易垮塌，钻井过程会出现涌漏同存和塌漏同存的问题，对井身结构设计及安全钻井提出了更高的要求。

2）固井质量难以保证。沧东凹陷的目的层孔2段油气活跃，部分层位长期注水开发，地层压力紊乱，固井时难以压稳，同时水平井套管居中困难，顶替效率差，固井质量难以保证。该地区已完钻的5口大斜度井、水平井固井质量优质率平均仅25.12%。

3）机械钻速低。沧东凹陷孔2段页岩油储层埋藏较深，普遍在3 500.00～4 000.00 m，东北部部分地区埋深相对较浅。该地区普遍采用三开井身结构，二开井段中部馆陶组地层含砾岩，PDC钻头易磨损，造成频繁起下钻，且部分井二开大尺寸造斜段机械钻速低，大幅延长了钻井周期。三开孔2段埋藏深，岩石可钻性差，且造斜段、稳斜段和水平段在同一裸眼井段，加剧了钻头稳定性与攻击性之间的矛盾^[1]，使三开井段机械钻速普遍较低，钻头寿命较短，频繁起下钻，钻井周期长。2018年，该地区完钻了2口页岩油水平井（GD1701H井和GD1702H井），平均井深5 372.50 m，尽管采用了多项优快钻井技术^[2]，平均机械钻速达到了11.44 m/h，平均钻井周期59.18 d，但整体机械钻速依旧偏低，制约了页岩油的高效开发。

2.   优快钻井关键技术

2.1   地层压力预测

2.1.1   坍塌压力预测

常规定向井钻井实践表明，沧东凹陷孔2段坍塌压力高于孔隙压力。因此，坍塌压力是设计钻井液密度的主要依据。为提高坍塌压力的预测精度，实测了预测坍塌压力所需3个主应力的大小、最大水平主应力的方向及内聚力、内摩擦角、Biot系数等7个关键参数，采用多元逐步统计回归分析方法，构建了电测数据与7个关键参数的计算模型。分析预测结果发现，目的层3个主应力的相对大小为：最大水平主应力>上覆岩层压力>最小水平主应力^[3]。不同垂深、井斜角和方位角条件下的坍塌压力预测结果如图1所示，图1中的圆圈从里至外依次为井斜角15°至90°。

图  1  不同垂深、井斜角和方位角条件下的坍塌压力预测结果

Figure  1.  Collapse pressure prediction at different vertical depths, deviation angles, and azimuths

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由图1可知：坍塌压力随着垂深增大呈升高趋势；同一垂深下，随着井斜角增大，坍塌压力逐渐升高；沿最小水平主应力方向钻进，坍塌压力最低，井壁最稳定。

2.1.2   漏失压力预测

沧东凹陷沙1段有生物灰岩，沙3段有玄武岩，钻井过程中易发生漏失，但地区不同，生物灰岩和玄武岩的发育程度不同，漏失压力也有区别。沧东凹陷东北地区储层埋藏较浅，生物灰岩和玄武岩较发育，已完钻的33口井，有3口井（G32-64井、G61-5井和G32-58井）发生了漏失。对3口漏失井的当量循环密度进行了回归分析，结果如图2所示。

图  2  沧东凹陷东北地区漏失井当量循环密度回归结果

Figure  2.  Regression results of ECD of lost wells in northeastern Cangdong Sag

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分析可知：当量循环密度达到1.25 kg/L时，G32-64井和G61-5井的生物灰岩、玄武岩地层发生了轻微漏失；当量循环密度达到1.37 kg/L时，G32-58井的生物灰岩、玄武岩地层了发生严重漏失。当量循环密度为1.29～1.34 kg/L时，其余30口井未发生漏失。分析认为，该地区当量循环密度在1.34 kg/L以下时发生漏失的风险较小。

沧东凹陷西南地区生物灰岩、玄武岩不发育，漏失压力较高，已完钻井均未发生漏失。对前期完钻的GD1702H井以及后期完钻井的实钻数据进行了回归分析，结果如图3所示。

图  3  沧东凹陷西南地区已完钻井当量循环密度回归结果

Figure  3.  Regression results of the ECD of drilled wells in southwestern Cangdong Sag

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分析结果表明，当量循环密度低于1.39 kg/L时，沧东凹陷沙3段以上地层不会发生漏失。

2.2   井身结构优化

根据地层坍塌压力和漏失压力预测结果，绘制了沧东凹陷地层三压力剖面（见图4）。

图  4  沧东凹陷地层三压力剖面

Figure  4.  Formation tri-pressure profile in the Cangdong Sag

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沧东凹陷孔1段及上部地层坍塌压力系数基本在1.25～1.35，明化镇组及下部地层的承压能力系数在1.50以上，但沙1段的生物灰岩、沙3段的玄武岩地层是易漏地层。统计分析邻井资料可知，沧东凹陷东北地区的漏失压力系数在1.25～1.34，西南地区的漏失压力系数在1.39以上，目的层坍塌压力系数在1.35～1.50。为了确保水平井段钻进时井壁稳定，钻井液密度要高于坍塌压力当量密度，因此钻进时的当量循环密度在1.40 kg/L以上；上部沙河街组极易发生井漏等复杂情况，孔1段枣Ⅲ油组为注水开发层，若注水层与压裂井段在同一裸眼段且固井质量较差，压裂时压裂液易窜入注水开发层，引起井下故障，故需下入一层技术套管，封固生物灰岩、玄武岩和枣Ⅲ油组注水层等复杂层，以降低水平段的施工风险。

2.3   井眼轨道优化

2.3.1   造斜点的优化设计

设计沧东凹陷井身结构时以封固上部注水层为原则。已完钻GD1702H井的注水层位于造斜点位置，为了封固注水层，二开用ϕ311.1 mm钻头钻至造斜终点，井身结构如图5（a）所示；而相邻的GD1701H井设计造斜点相对较深，注水层位于二开直井段，避免了在ϕ311.1 mm井眼造斜，井身结构如图5（b）所示。

图  5  GD1702H井和GD1701H井的井身结构

Figure  5.  Casing programs of Well GD1701H and Well GD1702H

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2口井在3 060.00～3 400.00 m井段采用相同的造斜率时，GD1702H井的机械钻速仅为3.09 m/h，GD1701H井的机械钻速达到14.99 m/h，说明在ϕ215.9 mm井眼造斜可显著提高机械钻速，故后期待钻井均将造斜点调整至枣Ⅲ油组注水层以下，避免在ϕ311.1 mm井眼造斜，以进一步提高机械钻速。

2.3.2   入窗前井眼轨道的优化设计

入窗前的井眼轨道以提速为主要目的进行优化设计。首先要优选井口位置，确定合理的靶前距，孔2段页岩油区入窗前存在200.00 m左右的泥岩井段，造斜难度大，若靶前距过小，上部造斜钻具组合在该井段难以达到相同的造斜率，入窗较为困难，合理的靶前距应该在450.00～550.00 m；其次是提高定向井段的滑动钻进比例，降低摩阻，减少总进尺，进而实现钻井提速。

以GY1-3-1H井为例进行分析。该井靶前距为533.00 m，设计了4种井眼轨道方案，井眼轨道参数如表1所示。

表  1  GY1-3-1H井入窗前井眼轨道优化设计参数

Table  1.  Optimal design parameters of the borehole trajectories of Well GY1-3-1H before entering the window

方案	轨道类型	初始造斜点 井深/m	第一造斜率/ （（°）·（30m）–1）	第二造斜率/ （（°）·（30m）–1）	一次稳斜角/ （°）	造斜段长度/ m	井斜角40°～60° 井段长度/m	设计井深/ m
1	单圆弧	3 166.00	3.0	3.0		855.00	200.00	5 547.00
2	双增	3 050.00	2.4	3.4	25.0	853.00	179.00	5 524.00
3	双增	3 269.00	5.0	3.0	50.0	655.00	274.00	5 559.00
4	双增	3 100.00	3.0	3.5	33.1	780.00	171.00	5 524.00

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从表1可以看出，4种井眼轨道方案的施工难度相当，入窗前造斜率均不大，均满足入窗前调整需要。方案1和方案2的造斜段长，需要不断调整井眼轨迹，增加了滑动钻进比例，不利于提速；方案3和方案4与前2个方案相比造斜段长度缩短，但方案3井斜角40°～60°的井段较方案4长，且总井深大，对井眼清洁及降低成本不利。综合以上对比结果，选择方案4作为实施轨道。

2.3.3   入窗后井眼轨迹的调整

入窗后，主要根据岩性变化情况实时调整井眼轨迹。为此，分析了GY1-3-1H井三开井段钻柱屈曲情况，结果如图6所示。

图  6  GY1-3-1H井三开井段钻柱屈曲分析结果

Figure  6.  Buckling analysis of a drill string in the third section of Well GY1-3-1H

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GY1-3-1H井钻至井深4 750.00 m时，滑动钻进加压极限为90 kN，钻压超过90 kN后钻柱出现屈曲，而旋转钻进的加压极限为133 kN。由此可知，井深小于4 750.00 m（水平段长小于800.00 m）或后续井段井眼轨迹调整幅度不大的井，可以采用经济型钻具组合（导向马达+水力振荡器），以进一步降低钻井成本；井深超过4 750.00 m（水平段长度大于800.00 m）且井眼轨迹调整幅度较大时，为进一步提高机械钻速和井眼轨迹控制能力，水平井段可采用旋转导向系统钻进。

2.4   PDC钻头个性化设计

2.4.1   二开井段一趟钻钻头设计

沧东凹陷二开井段裸眼段长度在2 600.00 m左右，其中二开中部馆陶组地层含砾岩。常规PDC钻头对地层条件很敏感，钻进砾岩地层时，切削齿受到的冲击载荷较大，容易发生崩齿，从而失去切削能力，导致钻头进尺短，不能一趟钻钻穿砾岩层；或者即使钻穿砾岩层，PDC钻头也会损坏报废。因而，在钻遇砾岩层时，通常需要起钻，将PDC钻头更换为牙轮钻头，待牙轮钻头穿过砾岩层后再换为PDC钻头，继续钻砾岩层以下地层。

另外，近年来多面齿钻头在砾石层高效钻进中得到了大量应用^[4]。多面齿在抗冲击强度方面优势明显，适用于破碎馆陶组砾岩。由室内试验可知^[5]，相对于脊形齿和圆柱平面齿，多面齿的耐磨性分别提高了10%和33%，抗冲击强度分别提高了16.3%和35.6%。分析发现，优化设计的多面异形齿PDC钻头切削破岩时可分散岩层应力，减缓来自岩层的冲击，解决了一趟钻钻穿含砾地层的技术难题，大幅提高了机械钻速。

2.4.2   三开井段一趟钻钻头设计

沧东凹陷孔2段埋藏深，岩石的可钻性差（岩石可钻性级值7.6～8.6），三开水平井段机械钻速普遍较低，钻头使用寿命较短，频繁起下钻，钻井周期长。

三开造斜段+稳斜段+水平段一个开次完成，裸眼井段长度1 300.00～2 500.00 m。为大幅度延长钻头的使用寿命，进一步提高钻头的攻击性，设计了造斜段+稳斜段+水平段“一趟钻”PDC钻头^[6-9]，满足了不同井段对钻头稳定性的要求。

2.5   钻井液体系优选

沧东凹陷孔2段水平段地层为砂泥岩互层和白云质泥岩，钻井过程中井壁稳定性差，且油气活跃，钻井液密度高，膨润土含量较大，滤饼虚厚，固井过程中虚滤饼难以有效清除，固井质量难以保证。为了保证钻井安全，同时为固井提供良好的井眼条件，应用了钾盐聚合物钻井液^[10]，钻进期间监测KCl含量，确保其含量在5%～7%，及时补充包被剂和抑制剂，维持钻井液的抑制性能，防止井壁坍塌。钻井液中液体润滑剂含量不少于5%，配合使用石墨，以提高钻井液的润滑性，降低钻具摩阻及托压程度，进一步增大常规经济型钻具组合的进尺。

固井前优化调整钻井液的性能，提高钻井液的高温稳定性，要求热滚前后钻井液的性能基本保持一致，高温高压滤失量小于10 mL，并且充分循环洗井，循环不少于4周，循环环空返速大于1.1 m/s，钻井液动切力小于8 Pa，漏斗黏度小于55 s。钻进过程中充分利用固控设备，控制钻井液中的固相含量，特别是要严格控制膨润土含量小于40 g/L，以提高滤饼质量，确保第二界面固井质量。

2.6   固井设计优化

2.6.1   井眼准备

电测后，先采用ϕ212.0和ϕ208.0 mm稳定器通井钻具组合通井，下套管前采用ϕ212.0、ϕ210.0和ϕ208.0 mm稳定器通井钻具组合通井，以确保井眼通畅，起下钻摩阻正常，套管能安全下至设计位置。

2.6.2   套管居中

为了提高固井质量，避免出现套管外环空窜流问题，需要提高套管居中度，确保良好的顶替效率。套管扶正器采用ϕ208.0 mm整体式冲压半刚性螺旋扶正器；直井段每5根套管加装1只扶正器，非目的层段每3根套管加装2只扶正器，水平段每1根套管加装1只扶正器。

为了保证水平段的套管居中度，顶替过程中套管内替入清水，利用密度差对套管产生向上浮力提高套管居中度^[11]，减轻斜井段套管柱的贴边现象，提高顶替效率。同时，与采用钻井液顶替相比，套管内替入清水，套管承受的周向应力更小，套管形变量大幅减小，有利于提高套管的抗内压能力。

2.6.3   安全下套管

为了保证套管安全下入，采用旋转下套管技术。优选自导向旋转浮鞋，顶部为偏头式构造，内部有压缩式机械结构，可通过上提下放实现偏头结构自动旋转导向，引导套管下入。选用整体式冲压半刚性螺旋套管扶正器，其扶正条整体冲压成型，下入过程中不易损坏，能有效减小下入阻力，实现套管顺利安全下入。

2.6.4   弹韧性水泥浆

页岩油储层分段压裂改造时，对水平井水泥环的力学性能要求高，通过采用紧密堆积、速凝早强和韧性改造等技术，并引入增韧材料DRE-300S降低水泥石的弹性模量，引入增强材料DRB-1S提高高温条件下水泥石的抗压强度，形成高强度弹韧性防窜水泥浆。其水泥石具有“高强度、低弹模”的力学性能，弹性模量小于7 GPa，抗压强度大于25 MPa，可保证水泥环密封的完整性。总体而言，与常规水泥浆相比，高强度弹韧性防窜水泥浆在大幅降低水泥石弹性模量的同时，具备相对较高的抗压强度，泊松比高，变形能力增强，有利于保证压裂条件下水泥环密封的完整性。

2.6.5   高效顶替设计

针对钻井液的含油特性，选用洗油型高效冲洗隔离液，加入DRY-100L冲洗剂后能在60 s内迅速有效地将附着在界面上的油基钻井液、油膜冲洗干净，使井壁及套管从“油湿”变为“水湿”状态，有利于提高水泥环的界面胶结强度。另外，应用高温悬浮剂DRY-S3，提高前置液的高温稳定性及壁面剪应力，保证固井第一、二界面的有效冲洗。

3.   现场应用

2019年，沧东凹陷20口页岩油水平井应用了优快钻井技术，取得了良好的综合应用效果。

20口应用井中，井深大于4 500.00 m的水平井13口，平均机械钻速13.71 m/h，平均钻井周期32.76 d（折算至井深4 500.00 m）。与2018年采用其他优快钻井技术完钻的2口页岩油水平井（GD1701H井和GD1702H井）相比，平均机械钻速提高了20.2%，平均钻井周期缩短了30.6%。

井深小于4 500.00 m的水平井7口，平均机械钻速15.18 m/h，平均钻井周期27.53 d。与采用其他优快钻井技术完钻的同区块邻井小3-15-1L井相比，平均机械钻速提高了82.9%，平均钻井周期缩短了49.9%。

20口井第二界面的固井质量平均优质率达到了55.5%，与该地区采用其他技术的井相比优质率提高了30.4百分点。

4.   结　论

1）预测地层坍塌压力和漏失压力是优化井身结构、减少井下故障和复杂情况、降低钻井液密度，以及加快钻井速度的基础。通过回归分析已完钻井的当量循环密度，预测单井及沧东凹陷地层漏失压力剖面的方法是可行的，为其他油田钻井技术优化提供了借鉴。

2）基于地质工程一体化的井眼轨道优化方法，综合考虑地质、钻井提速以及钻井成本等各方面的因素优化井眼轨道剖面，能最大程度地满足地质工程需求，能够有效提高机械钻速。

3）20口页岩油水平井的现场应用结果表明，沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术可使平均钻井周期大幅度缩短，机械钻速和固井质量显著提高，为沧东凹陷页岩油水平井高效开发提供了技术手段。