Thoughts on Shale Oil Development in Continental Fault Basin in Jiyang Depression
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摘要:
济阳坳陷是典型陆相断陷盆地，其效益开发对中国页岩油可持续发展具有重要作用。陆相断陷盆地页岩油储层构造复杂、岩相类型多样，流体性质复杂，效益开发难度大。济阳坳陷经过研究评价、试验开发和规模建产3个阶段的探索，取得了重要进展。为此，系统性总结了页岩油优质甜点评价、立体开发优化、高效储层改造、储层补能提高采收率等页岩油开发技术所面临的挑战，提出了工程地质双甜点评价、井网层系组合优化、CO2前置极限射流密切割压裂、注气补能和化学提高采收率等技术措施和效益开发管理模式，初步形成了陆相断陷盆地页岩油开发技术和管理模式体系，对其后续发展方向提出了建议，为陆相断陷盆地页岩油效益开发提供了参考借鉴。
Abstract:Jiyang Depression is a typical continental fault basin, and its beneficial development is of great significance for the sustainable development of shale oil in China. Shale oil reservoirs in continental fault basins have complex tectonics, diverse lithofacies types, and complicated fluid properties, making it difficult to achieve beneficial development. Significant progress was made in Jiyang Depression after three stages of exploration, including research and evaluation, experimental development, and large-scale production construction. To this end, the challenges faced by shale oil developing technologies, such as high-quality sweet spot evaluation, three-dimensional development and optimization, efficient reservoir stimulation, reservoir energy energy replenishment to enhance oil recovery, etc. were systematically summarized. Technical measures and beneficial development management models such as double sweet spot evaluation of engineering and geology, optimization of the combination of well pattern and layer system, CO2 pre-pad fracturing using extreme jet and dense perforation, gas injection for energy replenishment, and chemical enhanced oil recovery. The shale oil developing technologies and management model system for the continental fault basins were initially formed, suggestions on the future development direction were put forward, providing a reference for the efficient development of shale oil in continental fault basins.
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《石油天然气储量估算规范》（DZ/T 0217—2020）将埋深3 500～<4 500 m的地层作为深层，≥4 500 m的地层作为超深层。随着浅部地层勘探程度的逐渐提高，深层、超深层已逐渐成为我国油气资源勘探开发的热点[1-3]。在我国陆上，中国石油、中国石化在深层勘探领域早有布局，已具备钻9 000 m深井的能力，且已经完钻多口超9 000 m的超深井[4-7]。渤海油田近年来也加快了深层油气资源勘探开发步伐，并已发现多个深层油气田，尤其是渤中19-6深层潜山大气田的发现为渤海深层勘探指明了方向[8-10]。渤海油田渤中26-6潜山构造整体夹持于渤南低凸起南北两侧深大断裂形成的近东西向断背斜圈闭，根据三维地震资料分析结果，重新落实了该潜山构造，并开展了系统研究。研究结果表明，该构造太古界油气运聚背景优越，且潜山长期遭受剥蚀，具备良好的储层条件，成藏条件极为有利。为探索该构造太古界潜山含油性及其成藏规律，2020年在该构造西部钻了第一口预探井（渤中26-6-1井），但中途测试含水率达90%，最终于井深3 291 m处提前完钻。为明确该构造东高点太古界潜山储量，探索该构造潜山油气成藏模式，在构造内部署了深层探井渤中26-6-2井，目的层为太古界潜山，设计井深4 685 m。
然而，邻井资料显示，该区域钻深层探井时复杂情况多、机械钻速低，严重影响了作业时效。为此，笔者分析了渤中26-6-2井钻遇地层岩性及钻井技术难点，从井身结构、钻头及提速工具、钻具组合和钻井液等方面进行了优化设计，并介绍了该井的实钻情况。渤中26-6-2井钻遇油气层累计超过320 m，完钻井深4 480 m，测试平均日产油量超270 t，平均日产气量超32×104 m3，证实了该油田具有储量规模大、油品性质好、测试产能高的特点。渤中26-6-2井的成功钻探为渤海油田后续类似井的安全高效钻进提供了经验。
1. 地层岩性特点及钻井技术难点
渤中26-6-2井自上而下钻遇第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组，完钻层位为太古界。其中，平原组为粉砂与黏土不等厚互层，未成岩；明化镇组为泥岩夹粉砂岩、细砂岩；馆陶组上部为砂岩与泥岩不等厚互层，中下部为厚层砂砾岩夹薄层泥岩；东营组上部为砂泥岩不等厚互层，下部主要为厚层泥岩；太古界岩性为花岗片麻岩。
根据地震资料，预测该井存在漏失风险的层位为断层和潜山风化壳，其中990～1 196 m井段（明化镇组）和2 262～2 724 m井段（馆陶组）存在同向轴错断，方差明显异常，判断为通天断层，岩性分别为泥岩夹粉砂岩和细砂岩、厚层砂砾岩夹薄层泥岩，存在一定漏失风险；3 550～3 668 m井段（潜山界面）也存在断层，岩性以厚层泥岩为主，潜山顶面可能存在砂岩，邻井在该层段相应位置发生漏失，漏失风险较大。
此外，该井还存在其他钻井技术难点：东营组砂泥岩互层发育，容易吸水膨胀，井壁在钻井液冲刷作用下容易形成大肚子井眼；目的层太古界潜山地层岩石硬度高，地层倾角大，钻井过程中防斜打直难度大，多口邻井最大井斜角超过 9°；深部地层井底压力控制难度大，容易出现溢流等井控风险，如邻区块某井多次发生溢流等复杂情况；有毒有害气体风险大，邻井在实钻过程中出现了较多的二氧化碳、硫化氢、一氧化碳等气体。
2. 钻井工程设计
2.1 井身结构设计
钻前根据摩尔-库伦准则计算坍塌压力，根据地层拉伸破坏原理计算地层破裂压力[11-12]。经计算，得到了渤中26-6-2井的地层三压力剖面（见图1）。
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图 1 渤中26-6-2井地层三压力剖面Figure 1. Formation three-pressure profile of Well Bozhong 26-6-2由图1可知，渤中26-6-2井地层压力梯度正常，明化镇组坍塌压力系数最大为1.22，漏失压力系数1.49～1.63，破裂压力系数1.66～1.92；馆陶组坍塌压力系数最大为1.18，漏失压力系数1.52～1.64，破裂压力系数1.69～1.94；东营组坍塌压力系数最大为1.22，漏失压力系数1.49～1.60，破裂压力系数1.64～1.90。整体而言，渤中26-6-2井安全钻井液密度窗口较宽，可结合现场实际作业情况控制钻井液密度，以避免井壁失稳，发生坍塌。
设计井身结构时，要求先遵循钻井设计的基本原则，依据已知的基础数据和资料，设计套管的下入深度和层次；再根据海洋钻井的特点和惯例，确定井身结构[13-14]。井身结构设计主要依据以下2点：1）以井内压力系统平衡为基础，以压力剖面为依据进行设计；2）以影响钻进的复杂地层为依据，调整套管下入深度。
渤中26-6-2井设计完钻井深4 685 m，完钻层位为太古界（不钻穿）。井身结构设计结果：一开，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深200 m左右；二开，采用ϕ406.4 mm钻头钻至井深1 200 m左右，确认钻穿井深1 052 m处断层进入明化镇组下段泥岩中完；三开，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 688 m，进入太古界3 m中完；四开，采用ϕ215.9 mm钻头钻至完钻井深4 685 m（见图2）。
2.2 钻头及提速工具优选
2.2.1 可钻性分析及钻头选型
渤中26-6-2井三开设计采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 686 m左右中完，将钻遇明化镇组、馆陶组及东营组地层，明化镇组下段主要为泥岩夹粉砂岩、细砂岩；馆陶组上部主要为砂岩与泥岩不等厚互层，中下部为厚层砂砾岩夹薄层泥岩；东营组主要为砂泥岩不等厚互层及厚层泥岩，计划采用ϕ16.0～ϕ19.0 mm齿的五刀翼和六刀翼PDC钻头钻进，选择IADC编号517的镶齿牙轮钻头作为备用钻头，通井时采用编号117的铣齿牙轮钻头；四开将钻遇太古界潜山地层，该地层岩性主要为变质花岗岩，计划使用ϕ16.0～ϕ19.0 mm齿的五刀翼和六刀翼PDC钻头配合提速工具钻进，选择IADC编号537的牙轮钻头作为备用钻头，通井时采用编号117的铣齿牙轮钻头。
2.2.2 太古界潜山提速工具优选
针对渤中26-6-2井太古界潜山岩石抗压强度高、可钻性差、机械钻速低的特点，优选提速工具。目前，常用的提速工具有扭转冲击器和复合冲击器2类。为此，利用有限元软件模拟了扭转冲击与复合冲击条件下PDC钻头切削力，结果如图3所示。
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图 3 扭转冲击和复合冲击条件下PDC钻头切削力Figure 3. Tangential forces of PDC bit cutters under torsional impact and compound impact conditions由图3可以看出：在扭转冲击条件下，PDC钻头切削岩石时的最大切削力和平均切削力分别为88.2和52.3 kN；复合冲击条件下，PDC钻头切削岩石时的最大切削力和平均切削力分别为112.9和66.6 kN。可见，复合冲击器的提速效果更好，因此渤中 26-6-2 井选择使用一体化复合冲击器钻进太古界潜山。
2.3 钻具组合设计
渤中26-6-2井采用ϕ406.4 mm钻头钻穿井深1 052 m处断层进入明下段泥岩中完，基于防斜打直和缓解钻具疲劳需要，设计将ϕ241.3 mm推力减振器与MWD工具配合；ϕ311.1 mm钻头钻进太古界3 m中完，因ϕ311.1 mm井段较长，设计2套钻具组合，第一套常规高陡防斜钻具钻穿馆陶组砂泥岩互层，随后起钻更换第二套垂直导向钻具组合，钻进东营组厚层泥岩；设计采用ϕ215.9 mm钻头钻进太古界变质花岗岩地层，考虑到常规钻具组合效率较低，设计钻具组合中加入提速工具，备用垂直导向钻具组合防止井斜较大。具体钻具组合见表1。
表 1 渤中26-6-2井各开次钻具组合设计结果Table 1. Bottom hole assembly design for each section of Well Bozhong 26-6-2井眼直径/ mm 钻具组合 功能 660.4 ϕ660.4 mm PDC钻头+ϕ203.2 mm钻铤×3根+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆×14根 一开钻进 406.4 ϕ406.4 mm PDC钻头+ϕ285.8 mm螺杆（0°/403.0 mm）+ ϕ241.3 mm减振推力器+变扣+ϕ400.0 mm稳定器+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm非磁钻铤+随钻测量工具+ϕ203.2 mm非磁钻铤+ϕ203.2 mm钻铤×4根+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆+堵漏短节+ϕ139.7 mm加重钻杆×13根 二开钻进 ϕ406.4 mm牙轮钻头+变扣+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm钻铤×2根+ϕ406.4 mm稳定器+ϕ203.2 mm钻铤×4根+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆×14根 二开通井 311.1 ϕ311.1 mm PDC钻头+ϕ244.5 mm螺杆（0.75°/305.0 mm）+ϕ228.6 mm 钻铤+变扣+ϕ308.0 mm稳定器+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm非磁钻铤+随钻测量工具+ϕ203.2 mm非磁钻铤+ϕ203.2 mm 钻铤×6根+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆×14根 三开钻进 ϕ311.1 mm PDC钻头+ϕ228.6 mm垂导工具+ϕ244.5 mm螺杆（0°/308.0 mm）+ϕ203.2 mm非磁钻铤+随钻测量工具+ϕ203.2 mm非磁钻铤+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm钻铤×6根+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+堵漏短节+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆×14根 三开钻进（备用） ϕ311.1 mm牙轮钻头+变扣+ϕ203.2 mm 钻铤×2根+ϕ311.1 mm稳定器+ϕ203.2 mm浮阀+ϕ203.2 mm钻铤×4+ϕ203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣+ϕ139.7 mm加重钻杆×14根 三开通井 215.9 ϕ215.9 mm PDC钻头+ϕ165.1 mm复合冲击提速工具+变扣+ϕ165.1 mm浮阀（不带孔）+ϕ165.1 mm钻铤×15根+ϕ165.1 mm液压震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆×1+ϕ165.1 mm投入式止回阀+ϕ127.0 mm加重钻杆×13根 四开钻进 ϕ215.9 mm PDC钻头+ϕ171.5 mm垂直导向+ϕ171.5 mm螺杆（0°/212.0 mm）+ϕ203.2 mm非磁钻铤+随钻测量工具+ϕ203.2 mm非磁钻铤+ϕ165.1 mm钻铤+ϕ165.1 mm浮阀+ϕ215.9 mm稳定器+ϕ165.1 mm钻铤×16根+ϕ165.1 mm（挠性接头+震击器）+ϕ127.0 mm加重钻杆×1根+ϕ165.1 mm投入式止回阀+ϕ127.0 mm加重钻杆×13根 四开钻进 ϕ215.9 mm牙轮钻头+变扣+ϕ165.1 mm钻铤+ϕ165.1 mm浮阀+ϕ215.9 mm稳定器+ϕ165.1 mm钻铤+ϕ165.1 mm（挠性接头+震击器）+ϕ127.0 mm加重钻杆×1根+ϕ165.1 mm投入式止回阀+ϕ127.0 mm加重钻杆×13根 四开通井 2.4 钻井液设计
进行钻井液设计时，应综合考虑地质情况、钻井施工难易程度、钻井成本及环境保护等多方面因素[15-16]。依据地层的地质特征及井下的温度和压力，钻井液必须满足以下要求：抑制泥岩水化膨胀，防止井壁坍塌，防止卡钻，提高钻速；滤饼具有良好的润滑性和柔韧性，以利于降低扭矩和摩阻。
根据上述设计原则，详细设计了渤中26-6-2井各井段的钻井液，主要设计结果：ϕ660.4 mm井段，采用海水钻穿水泥塞后，替入海水膨润土浆进行钻进，每钻进2柱替入稠膨润土浆10～15 m3携砂；ϕ406.4 mm井段，采用海水膨润土浆钻穿套管鞋，为保证携砂，可适时泵入稠浆清扫井眼，钻至井深1 100 m左右，转换为聚合物钻井液，继续钻至中完井深；ϕ311.1 mm井段，采用聚合物钻井液钻穿水泥塞后，再钻5～10 m进行地漏试验，地漏试验结束后钻至东营组（井深2 850 m左右），转换为PEM钻井液，钻至中完井深；ϕ215.9 mm井段，采用海水钻水泥塞及套管附件，钻穿前替入PDF-HSD钻井液，继续钻至完钻井深。钻井液设计结果见表2。
表 2 渤中26-6-2井各井段钻井液设计结果Table 2. Drilling fluid design for each well section of Well Bozhong 26-6-2井径/mm 井段/m 钻井液 密度/（kg·L−1） 漏斗黏度/s 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 滤失量/mL 660.4 泥面～200 海水/膨润土浆 1.05 >80 406.4 200～1 200 膨润土浆/水基环保型钻井液
（聚合物钻井液）1.05～1.15 30～65 <35 5～15 5～10 311.1 1 200～3 688 水基环保型钻井液
（聚合物钻井液/PEM）1.15～1.35 40～60 <35 6～15 3～8 215.9 3 688～4 685 水基环保型钻井液（PDF-HSD） 1.05～1.20 40～65 <25 8～15 <6 3. 钻井施工
3.1 一开ϕ660.4 mm井段（0～203 m）
一开，采用海水钻进ϕ660.4 mm井段，每钻进2柱替人20 m3稠膨润土浆，清扫井眼。钻至井深203 m中完，循环后，替入20 m3稠膨润土浆，清扫井眼。井底垫120 m3稠膨润土浆后起钻，ϕ508.0 mm隔水导管下至井深203 m，顺利固井。
3.2 二开ϕ406.4 mm井段（203～1 204 m）
二开钻进过程中将钻井液漏斗黏度控制在28～32 s，每钻进2柱替入10～15 m3稠膨润土浆，清扫井眼。钻至二开中完井深1 204 m，返出较多较大岩屑，于是替入20 m3稠浆，清扫井眼，循环池补入转化胶液（0.3%NaOH+0.2%Na2CO3+1.0%PF-FOL TROL+0.5% PF-PAC-LV+0.5%PF-LSF（H）+0.2%PF-BIOVIS+重晶石），转化为水基环保型钻井液（聚合物钻井液）。倒划眼短起钻至ϕ508.0 mm导管鞋，下钻，探井底沉砂13 m，划眼至井底；循环，替入20 m3稠浆，清扫井眼，起钻前在井底垫50 m3稠浆。起钻至井口，ϕ339.7 mm套管下至井深1 201.68 m，顺利固井。
3.3 三开ϕ311.1 mm井段（1 204～3 688 m）
三开开钻时钻井液密度为1.15 kg/L，将其漏斗黏度调整至44 s左右，钻至井深2 287 m时返出较多泥岩，于是循环至振动筛返出干净，倒划眼短起钻至ϕ339.7 mm套管鞋，下钻至井底继续钻进。钻进期间根据井深及时调整钻井液密度，补充胶液维护钻井液性能；钻进馆陶组期间，为防止发生漏失，在胶液中加入0.5%PF-SZDL，以提高地层承压能力，进入东营组前将钻井液密度提至1.32 kg/L，漏斗黏度维持在48～50 s。
继续钻至井深3 688 m，录井显示太古界顶深3 683 m，决定中完，中完钻井液密度1.32 kg/L，漏斗黏度53 s。循环至振动筛返出干净，倒划眼短起钻至ϕ339.7 mm套管鞋，期间在井深3 200，2 800，2 400，1 970，1 680和1 307 m处及套管鞋内循环，在振动筛处返出大量黏软岩屑及井壁剥落碎屑，为维持井壁稳定，在倒划眼起钻期间将钻井液密度提至1.34 kg/L。下钻至井底，最后2柱缓慢划眼，后循环调整钻井液性能，期间间隔5 min分2次各替入20 m3稠浆，清扫井眼，并向循环池加入PF-LSF（H）和PF-NRL来提高钻井液封堵能力，加入烧碱提高钻井液的pH值，加入PF-GreenLube、PF-GRA提高钻井液润滑性能并顶替至裸眼段，起钻前井底垫30 m3稠浆。电测作业结束后，ϕ244.5 mm套管下至井深3 687.5 m，顺利固井。
3.4 四开ϕ215.9 mm井段（3 688～4 062 m）
在地面配制密度为1.08 kg/L 的PDF-HSD钻井液，四开钻至井深3 776 m发现返出量减少，钻井液池液面下降，上提钻具，排查地面设备后确定井下发生漏失，将排量降低至1 500 L/min，监测动态漏速为8 m3/h，强行钻至井深3 791 m，油气录井显示连续。为证实太古界中下部储层含油气性及产能、为测试或取样奠定基础，决定太古界潜山风化壳与内幕进行分隔测试（后续潜山内幕未进行测试作业）。通过分析研究，决定变更设计：先进行中途测试作业，后设计采用ϕ152.4 mm钻头钻至完钻井深，变更设计后的井身结构如图4所示。循环捞取地质尾样，短起钻至井深3 600 m，下钻至井底，以1 500 L/min排量循环，监测得动态漏速7～8 m3/h，测得后效气最大值1.6%，计算出上窜速度24.59 m/h，满足起钻要求。井底垫11 m3稠浆后，起钻至井口，进行电测作业，起钻期间测静止漏速逐渐由3 m3/h降低至不漏，电测期间无漏失。截至中途测试前，该开次累计漏失钻井液70 m3。
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图 4 渤中26-6-2井变更设计后的井身结构Figure 4. Casing program of Well Bozhong 26-6-2 after design modification中途测试后继续以排量1 500～1 800 L/min钻至井深4 062 m，中间多次发生漏失，为了保护储层，未进行堵漏作业。钻至井深3 886 m时发生失返性漏失，环空灌钻井液维持液面，测得静止漏速18 m3/h，逐步将排量降至300 L/min井口见返出，小排量钻进，期间监测得到动态漏速70～84 m3/h，逐步将钻井液密度降至1.03 kg/L。钻至井深3 965 m，尝试将钻井液密度提至1.05 kg/L时，再次发生失返性漏失，向井筒环空内灌钻井液维持液面，测得静止漏速30 m3/h，排量逐步降至1 000 L/min，井口见返出，小排量钻进，将钻井液密度降至1.03 kg/L，继续钻至井深4 062 m中完。测井前泵入25 m3凝胶堵漏浆+8 m3桥堵浆进行堵漏，凝胶堵漏浆出钻头前关防喷器，小排量挤入漏失层位，桥堵浆出钻头前打开节流阀，开防喷器，继续顶替桥堵浆全部出钻具。凝胶堵漏浆配方为35 m3淡水+1.4%PF-ZND-2；桥堵浆配方为8 m3井浆+11%PF-SZDL+11%PF-SEAL+8%PF-BLN 1。
3.5 五开ϕ152.4 mm井段（4 062～4 480 m）
五开，采用密度1.03 kg/L的PDF-HSD钻井液钻至井深4 075 m，期间背景气含量0.04%～0.08%，气全量最大值0.10%。钻井参数：钻压30～60 kN，排量1 100～1 200 L/min，泵压13～14 MPa，转速40～50 r/min，扭矩4～7 kN·m。钻至井深4 250 m，期间逐步将钻井液密度提至1.05 kg/L，起钻至井口，下取心钻具组合，取心钻至井深4 255.70 m，扭矩由9～10 kN·m逐渐降至6～7 kN·m，无进尺，决定割心起钻。继续钻至井深4 480 m循环，捞取地质尾样后完钻，完钻层位太古界，完钻钻井液密度1.05 kg/L，钻井液漏斗黏度62 s。
五开，采用ϕ152.4 mm钻头钻至井深4 480 m，相较于构造内的第一口探井其井深增加了1 189 m，各开次生产时效分别为100%，100%，99.70%，95.42%和98.25%；建井周期仅65.83 d，与设计建井周期相比缩短了22.54 d。此外，该井在太古界潜山漏失严重的情况下，顺利在潜山内幕下入尾管并成功封固管鞋，可以实现风化壳与内幕分隔测试。该井测试日产气量达32.4×104 m3，日产油量超270 t，证实了渤中26-6-2井与渤中26-6-1井所在的潜山带为受断层分隔的2套油藏系统，并发现了渤中26-6亿吨级大油田。
4. 结论与建议
1）经过一系列优化设计与现场试验，实现了渤中26-6-2井的成功钻探，对于渤海油田后续类似井的设计与施工有一定的借鉴价值。渤中26-6-2井是渤中26-6构造第一口井深超4 000 m的勘探井，也是渤中26-6亿吨级油田的发现井，对于渤海油田增储上产和保障我国能源安全具有重要作用。
2）渤中26-6-2井潜山井段钻进过程中仍多次发生恶性漏失和间歇性井口失返，因此该构造后续深井设计与施工仍需重点关注井漏问题，以及如何降低因漏失引起的储层伤害。
3）渤中26-6-2井明化镇组、东营组段发育黄褐色、红褐色泥岩，水敏性较强，易吸水膨胀导致井壁失稳，倒划眼短起钻期间返出大量黄褐、红褐色泥岩掉块。钻进过程中应严格控制钻井液滤失量，并提高钻井液抑制性能，及时调控密度，尽可能降低黏土矿物水化程度，保持井壁稳定。
4）渤中26-6-2井实钻过程中，根据油气显示情况创造性地在潜山内幕下入尾管，在太古界潜山漏失严重的情况下，顺利下入尾管并成功封固管鞋，为潜山风化壳与内幕分隔测试奠定了基础。虽然最终只对风化壳进行了测试，但仍为后续其他井的分隔测试提供了技术参考。
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图 4 立体开发井组均衡压裂示意
Figure 4. Balanced fracturing of three-dimensional development well group
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