大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

李玉海; 李博; 柳长鹏; 郑瑞强; 李相勇; 纪博

doi:10.11911/syztjs.2021085

大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

中国石油集团大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413

基金项目: 中国石油大庆油田分公司科技攻关项目“古龙页岩油水平井高效钻完井配套技术研究与应用”（编号：110017333001035）部分研究内容

详细信息

作者简介:
李玉海（1965—），男，黑龙江大庆人，1988年毕业于大庆石油学院矿业机械专业，高级工程师，长期从事石油天然气钻井技术研究及管理工作。E-mail：liyuhai@cnpc.com.cn

中图分类号: TE242
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出版历程
- 收稿日期: 2021-04-01
- 修回日期: 2022-05-22
- 网络出版日期: 2021-06-27
- 刊出日期: 2022-09-29

ROP Improvement Technology for Horizontal Shale Oil Wells in Daqing Oilfield

Drilling Engineering Technology Research Institute, CNPC Daqing Drilling Engineering Corporation, Daqing, Heilongjiang, 163413, China

摘要

摘要:
针对大庆油田古龙区块页岩油水平井钻井过程中存在井壁易失稳、摩阻扭矩大和钻井周期长等技术难点，以大庆页岩油高效快速开发为目的，分析了该区块地层特点和钻井施工难点，优化了三开井身结构，确保页岩目的层施工安全；根据实钻经验及现有技术水平，对井眼轨道进行优化，降低施工难度；针对二开直井段缩径、三开造斜段和水平段钻井周期长等问题，进行了井壁修整工具、旋冲螺杆钻井工具、清砂接头和水力振荡器等工具研究，并进行了钻井参数优化，形成了大庆油田页岩油水平井钻井提速技术。该技术在大庆油田古龙区块3口页岩油水平井进行了现场试验，平均完钻井深4 691 m，平均机械钻速19.03 m/h，机械钻速提高53.7%，平均钻井周期35.23 d。研究与现场试验表明，大庆油田页岩油水平井钻井提速技术可为大庆油田页岩油高效开发提供技术支撑。
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- 钻井提速 /
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Abstract:
Technical difficulties including borehole wall instability, large friction torque, and long drilling cycles are encountered while drilling horizontal shale oil wells in the Gulong Block of Daqing Oilfield. For the purpose of efficient and rapid development of shale oil, a series of research works have been carried out. In light of the formation characteristics and drilling construction difficulties of the block, a third-spud casing program was optimized to ensure safe well construction in the target shale formation. According to drilling practices and existing techniques, the wellbore trajectory was upgraded to reduce the construction difficulty. In addition, the research was performed considering the hole shrinkage in the second-spud vertical section and the long drilling cycles in the third-spud build-up and horizontal sections. The research was performed on the tools and technologies, such as borehole wall dressing tools, rotary screws, sand cleaning joints, and hydraulic oscillators, and the drilling parameters were optimized. Finally, a rate of penetration (ROP) improvement technology for horizontal shale oil wells in Daqing Oilfield was developed. Field tests were conducted in three horizontal wells in Daqing Oilfield, with an average well depth of 4 691 m, an average drilling cycle of 35.23 d, and an average ROP of 19.03 m/h (enhanced by 53.7%). The research and tests demonstrate that this technology can provide technical support for the efficient development of shale oil in Daqing Oilfield.
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- horizontal well /
- ROP improvement /
- drilling parameters /
- casing program /
- drilling speedup tool /
- Daqing Oilfield

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大庆油田萨北区块位于萨尔图构造北部，面积约118.8 km²，地面海拔150 m左右，储层埋藏深度870～1 200 m，有效渗透率281～380 mD，属于中渗透砂岩油藏。自2013年起，萨尔图二类油层开始三元复合驱开采，采用横向部署间注间采的方式，形成125 m的五点法面积井网的开发方式。经过多年开发，主力油层含水率高达80%以上，主力油层厚度大、非均质性严重，注入地层的驱油流体沿油层长期水驱形成的高渗透通道突进，造成驱油流体大量浪费，使开发成本升高^[1-3]。为解决驱油剂长期窜流导致采收率降低的问题，自2015年大庆油田开始在萨北区块实施了凝胶深部调剖技术。该技术是将调剖剂注入储层深处，对深处高渗透通道进行封堵，降低其渗透率，使后续注入驱油流体转向流入其他区域，通过扩大波及体积来提高原油采收率^[4-7]。调剖剂包括凝胶、微球、纳米颗粒等多种类型^[8-13]，其中凝胶型调剖剂是目前实施深部调剖时应用最广泛的调剖剂^[14-16]。

然而，深部调剖时凝胶在地层中运移距离较长，地层对凝胶长时间吸附会导致凝胶质量浓度和黏度降低，无法达到预想的调剖效果^[17-18]。张继芬等人^[19]研究了调剖剂在新木油田油层的吸附规律，发现岩石表面的吸附会导致成胶时间变长、凝胶强度降低。刘向斌等人^[20]研究发现，随着凝胶的连续注入，在岩心沿程上黏度逐步降低。凝胶型调剖剂在地层中的吸附滞留规律对于调剖和后续驱替的效果影响很大，因此，开展凝胶型调剖剂在调剖过程中的动态运移规律研究，可为凝胶型调剖剂三元复合驱方案设计提供依据，继而提高中渗透砂岩油藏开发效率^[21-22]。基于该研究结果，笔者利用可进行阶段采样的长填砂管，分析了凝胶型调剖剂在地层运移过程中的吸附和黏度变化情况，并利用环境扫描电镜，研究了调剖剂动态微观结构的变化情况和微观吸附形貌的变化情况，明确了调剖剂在地层中的运移规律。

1. 试验方案及设备

1.1 试验方案

试验的总体方案是，填砂管上设置7个取样点和7个测压点，向其注入凝胶体系，然后分别在7个取样点取样，采用分光光度测量法测定其溶液质量浓度，并以此计算出驱替过程中聚合物在填砂管中的吸附量，结合吸附前后填砂管内部的微观图像及其黏度变化，分析其吸附滞留规律。

1.2 试剂与相关材料

试验用水为大庆油田采油六厂现场注入水。交联剂A为六水合氯化铬，聚合物B为相对分子质量2 500万的部分水解聚丙烯酰胺，稳定剂C为亚硫酸钠，延缓剂D为乙二醇/乳酸/丙酸/乙酸混合物，增强剂E为多聚磷酸钠；降黏剂F为聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚/脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸单酯铵盐/脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸单酯混合物。凝胶配方为0.20%交联剂A+0.30%聚合物B+0.10%稳定剂C+0.05%延缓剂D+0.10%增强剂E+0.02%降黏剂F，试验温度55 ℃，成胶时间48 h，成胶强度（用GSC法评价）F级，初始黏度为8 mPa·s（20 ℃，6 s⁻¹）。选用不同粒径的石英砂，按一定比例混合并压实，填制成不同渗透率的填砂管。

1.3 试验设备及仪器

岩心驱替试验设备由注入、模拟、测量和自动控制等4部分组成：1）注入系统，由高温高压注入泵、中间容器、管阀件组成；2）模拟系统，由填砂管（长度250 cm）、中间容器（最大工作压力60 MPa）、恒温箱和环压泵等组成；3）测量系统，包括HAAKE RS6000型黏度计、7200型可见分光光度计，以及压力和温度测量装置；4）自动控制系统采用恒温箱。同时，利用ZEISS EV0 MA15型或Carl Zeiss AG型环境扫描电子显微镜观察微观形貌。

2. 试验内容与步骤

本研究主要包括驱替试验、样品质量浓度测定（分光光度法）、样品吸附量测定及微观图像研究4个部分。

2.1 驱替试验及样品取样

首先，填制长度为250 cm的不同渗透率的填砂管；然后，将填砂管抽真空饱和水后熟化24 h，测定孔隙度和渗透率；最后，以5.0 mL/min速度驱替2.0倍孔隙体积（简称为PV）的水，再以0.1 mL/min速度注入2.0倍PV（不包括接样体积）凝胶（质量浓度分别为1 000，1 500和2 000 mg/L），每注入0.2倍PV凝胶，记录各测压点压力，并在取样点取样30 mL。为了明确注入填砂管凝胶体系的前缘位置，计算每个取样点到注入端面对应长度填砂管的孔隙体积，根据注入速度计算取样时间（见表1）。

表 1 填砂管模型的取样点到注入端对应长度填砂管孔隙体积

Table 1. Pore volume of sand-filled pipe with the corresponding length from the sampling point to the injection end

岩心渗透率/D	孔隙度，%	取样位置/cm	孔隙体积/mL	注入体积/ 孔隙体积	取样时间/h
3.0	43.1	0	0	0	0
		41.7	79.8	0.1	13.3
		83.4	159.6	0.3	26.6
		125.0	239.3	0.5	39.9
		166.8	319.3	0.6	53.2
		208.5	399.1	0.8	66.5
		250.0	478.6	1.0	79.8
5.0	43.5	0	0	0	0
		41.7	80.3	0.1	13.5
		83.4	160.6	0.3	27.1
		125.0	240.8	0.5	40.5
		166.8	321.3	0.6	54.0
		208.5	401.5	0.8	67.5
		250.0	481.5	1.0	80.9
7.0	43.9	0	0	0	0
		41.7	81.6	0.1	14.3
		83.4	163.2	0.3	28.6
		125.0	244.7	0.5	42.8
		166.8	326.4	0.6	57.2
		208.5	408.1	0.8	71.5
		250.0	489.2	1.0	85.8

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2.2 聚合物溶液质量浓度测定

以分光光度法测定聚合物溶液质量浓度，其理论依据是伯郎-比耳定律，表达式为：

$A=\mathrm{lg}\left(\frac{1}{T}\right)=1\;000 Kbc/M$

(1)

式中：A为吸光度；T为透射比（透光度）；K为摩尔吸光系数，L/ (mol·cm)；c为聚合物溶液质量浓度，mg/L；M为聚合物摩尔质量，g/mol；b为吸收层厚度，cm。

首先按照质量浓度梯度配制聚合物溶液，然后在50 mL容量瓶中依次加入5.0 mL聚合物溶液、1.0 mL饱和溴水、3.0 mL 1.0%甲酸钠溶液和5.0 mL淀粉-碘化镉试剂，并用蒸馏水稀释至刻度线。然后，将配制好的溶液加入样品池中，波长调整至590 nm进行测量。测定不同质量浓度聚合物溶液的吸光度，绘制成吸光度与聚合物质量浓度的标准关系曲线，再测量样品溶液的吸光度，将其与标准曲线对比，就可以得到样品聚合物溶液的聚合物质量浓度。

2.3 聚合物吸附量测定

分析凝胶体系的吸附滞留规律时考虑吸附量、吸附速率2个参数。图1为吸附量计算示意图，可以看出，整体吸附量是所有取样点吸附量的累计。

图 1 吸附量计算示意

Figure 1. Adsorption volume calculation

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吸附量指单位质量的吸附剂所吸附的化学剂量。通过分光光度法测定聚合物的质量浓度，聚合物在每个取样点石英砂上的吸附量可以表示为：

$\delta =\frac{V({C}_{0}-{C}_{\mathrm{e}})}{G}$

(2)

式中：δ为样品吸附量，mg/g；V为聚合物溶液体积，L；C₀为聚合物溶液的初始质量浓度，mg/L；C_e为吸附平衡时的聚合物质量浓度（分光光度法测定），mg/L；G为岩石颗粒质量，g。

对应的吸附速率按以下式计算：

$\tau =\delta n=\frac{V({C}_{0}-{C}_{\mathrm{e}})}{G} n$

(3)

式中：τ为吸附速率，mg/s；n为单位时间吸附量，g/s。

2.4 微观图像检测和黏度测定

使用环境扫描电镜检测驱替前后取样点石英砂的微观图像，使用黏度计测量取样样品的黏度，所使用样品的量均为5 mL。

3. 试验结果及问题分析

3.1 动态条件下调剖剂的吸附规律

图2所示为不同聚合物质量浓度和渗透率条件下取样点41.7 cm处聚合物累计吸附量随注入量的变化曲线。

图 2 不同聚合物质量浓度和渗透率条件下取样点41.7 cm处聚合物累计吸附量随注入量的变化曲线

Figure 2. Variation of cumulative adsorption volume of polymer at sampling point of 41.7 cm with injection volume under different polymer mass concentrations and permeability

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对图2中的曲线进行拟合，发现其为近似对数的非线性曲线。注入调剖剂过程中，聚合物累计吸附量随注入量增加呈对数函数（ $y = a\ln x+ b$ ）增加，并逐渐达到吸附平衡，凝胶体系中聚合物质量浓度比渗透率对吸附量的影响更大。在渗透率相同的情况下，聚合物的质量浓度越高，对应的吸附量相对较高；在聚合物质量浓度相同条件下，随着渗透率降低，储层岩石相对的比表面积也会有所增大，导致聚合物在岩石表面的吸附量也会大幅增加。

图3所示为不同聚合物质量浓度和渗透率条件下在取样点41.7 cm处聚合物吸附速率随注入量的变化曲线。

图 3 不同条件下取样点41.7 cm处聚合物吸附速率随注入量的变化规律

Figure 3. Variation of polymer adsorption rate at sampling point of 41.7 cm with injection volume under different conditions

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同样地，对图3中的曲线进行拟合，可以发现，聚合物动态吸附速率随注入量增加呈线性递减并逐渐趋于0（y=−ax+b）。随着注入量增加，吸附速率逐渐降低；聚合物质量浓度比渗透率对吸附速率的影响更大。相同渗透率条件下，聚合物质量浓度越高吸附速率越大，吸附速率越小说明越接近吸附饱和；相同聚合物质量浓度条件下，随着渗透率降低，吸附速率增大，达到吸附饱和的时间增长。

为进一步分析相同渗透率条件下不同质量浓度聚合物驱替液在填砂管运移过程中的吸附滞留规律，分别进行了不同质量浓度（1 000，1 500和2 000 mg/L）聚合物驱替液在5.0 D填砂管中不同取样点处的阶段吸附量试验，结果如图4所示。

图 4 相同渗透率下不同聚合物质量浓度驱替液在填砂管运移过程中的吸附量曲线

Figure 4. Adsorption volume curve of displacing fluid with the same permeability and different polymer mass concentrations during migration in sand-filled pipe

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从图4可以看出，在相同渗透率条件下，不同质量浓度聚合物驱替液在填砂管中的阶段吸附量曲线变化趋势一致，聚合物在填砂管前端的吸附较快，达到吸附饱和的时间短，后端聚合物质量浓度上升缓慢，滞留起主要作用。聚合物质量浓度对吸附量的影响较大，但对吸附量变化幅度的影响较小。

3.2 填砂管中调剖剂的微观形貌变化

调剖剂进入地层后，在地层中运移的同时也会吸附于地层岩石面上。针对调剖剂注入后发生的运移与吸附2种情况，分别对填砂管取样点取出的驱替液样品及对应部位的石英砂的微观形貌进行了研究。图5为渗透率5.0 D、聚合物质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0倍PV凝胶，填砂管内聚合物凝胶调剖剂各组分达到吸附饱和时各取样点凝胶体系的微观形貌。聚合物凝胶体系成胶前（图5（a）），聚合物形貌呈网状结构，支杆较细小，无空间结构；图5（b）为取样点125.0 cm处的凝胶形态，聚合物凝胶在剪切作用下有序排列；从图5（c）可以看到运移至岩心深部，凝胶体系网状结构被剪切作用破坏。

图 5 渗透率5.0 D、聚合物质量质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0 PV凝胶时凝胶体系的微观形貌变化

Figure 5. Changes of micromorphology of 2.0 PV gel system observed at a permeability of 5.0 D and polymer mass concentration of 1 500 mg/L

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图6所示为渗透率5.0 D、聚合物质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0倍PV凝胶，填砂管内聚合物凝胶调剖剂各组分达到吸附饱和时，在取样点41.7 cm处所取驱替前后样品中凝胶体系的微观形貌变化。驱替前，填砂管内孔隙结构清晰可见，颗粒接触关系为点接触和点–线接触；驱替后，未成胶凝胶体系大量吸附在岩石颗粒表面，并以高分子聚合物“拉丝”形态滞留在喉道处，造成了多孔介质中调剖剂组分质量浓度降低，凝胶体系初始黏度24.5 mPa·s，吸附后在出口端降至2.8 mPa·s。

图 6 渗透率5.0 D、聚合物质量浓度1 500 mg/L条件下注入2.0 PV凝胶时41.7 cm处取样驱替前后凝胶体系的微观形貌变化

Figure 6. Changes of micromorphology of 2.0 PV gel system at sampling point of 41.7 cm before and after flooding observed at a permeability of 5.0 D and polymer mass concentration of 1 500 mg/L

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3.3 动态条件下凝胶剪切降黏变化规律

凝胶调剖剂注入地层后，一部分通过吸附于壁面而滞留在驱替通道，另一部分则在地层发生剪切，然后在驱替通道中运移，这2个过程均会导致调剖剂黏度下降。因此，研究调剖剂注入地层后黏度的变化，有助于更好地认识调剖剂在地层中的吸附滞留规律。

1）注入2.0倍PV调剖剂时的情况。为充分消除吸附滞留和剪切距离对黏度损失的影响，选取250 cm长填砂管在入口端注入2.0倍PV调剖剂时的黏度作为未成胶调剖剂动态运移剪切后的黏度（此时填砂管吸附滞留基本饱和，流动距离对剪切降黏的影响基本趋于平稳），不同渗透率和聚合物质量浓度条件下不同位置处剪切降黏损失率曲线如图7所示。从图7可以看出：渗透率降低，剪切降黏损失率增大；聚合物质量浓度增大，剪切降黏损失增大。

图 7 不同条件下注入2.0 PV调剖剂后填砂管不同位置处的黏度损失率

Figure 7. viscosity loss rate at different positions of the sand filling pipe after injecting 2.0 PV profile control agent under different conditions

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2）注入1.0倍PV调剖剂时的情况。在250 cm长填砂管入口端注入1.0倍PV调剖剂时，将其黏度作为未成胶调剖剂动态运移综合考虑剪切和吸附后的黏度（此时，填砂管入口端调剖剂质量浓度为前缘质量浓度，流动距离对剪切降黏的影响基本趋于平稳）。图8所示为不同渗透率和聚合物质量浓度条件下注入1.0倍PV调剖剂时不同位置处的剪切降黏损失率曲线。

图 8 不同条件下注入1.0 PV调剖剂后填砂管不同位置的黏度损失率

Figure 8. viscosity loss rate at different positions of the sand filling pipe after injecting 1.0 PV profile control agent under different conditions

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表2为不同渗透率和聚合物质量浓度条件下注入1.0倍孔隙体积调剖剂时的降黏损失率劈分结果。由表2可知，渗透率较高时，剪切黏度损失率在整个黏度降低中占比较小，吸附是造成黏度下降的主要作用；渗透率较低时，剪切黏度损失率明显增大，其在整个黏度降低中的占比也增大，说明随着渗透率降低，剪切作用对黏度的影响逐渐增大。

表 2 注入1.0 PV调剖剂后不同渗透率和聚合物质量浓度条件下的降黏损失率劈分结果

Table 2. Splitting results of viscosity loss rate under different permeability and polymer concentration conditions with profile control agents of 1.0 PV injected

渗透率/ D	聚合物浓度/ （mg·L⁻¹）	损失率，%
渗透率/ D	聚合物浓度/ （mg·L⁻¹）	黏度	剪切黏度	吸附滞留黏度
7.0	1 000	78.9	11.8	67.1
	1 500	80.1	17.2	62.9
	2 000	86.2	28.4	57.8
5.0	1 000	81.9	19.7	62.2
	1 500	85.3	27.2	58.1
	2 000	90.8	33.5	57.3
3.0	1 000	87.9	30.8	57.1
	1 500	91.2	37.8	53.5
	2 000	91.5	41.6	49.9
注：黏度损失率为注入1.0倍PV流体后填砂管出口端流体黏度与注入流体黏度相比降低的比例；剪切黏度损失率为注入2.0倍PV流体后填砂管出口端流体黏度与注入流体黏度相比降低的比例；吸附滞留黏度损失率为黏度损失率减去剪切黏度损失率。

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4. 结　论

1）调剖剂注入过程中，聚合物累计吸附量随着注入量增大呈对数函数增加，而动态吸附速率随着注入量增大呈线性递减并逐渐趋于0，滞留起主要作用。

2）凝胶体系注入过程中，地层中的吸附、滞留及剪切等作用同时发生，共同造成了驱替液黏度的显著下降。

3）驱替液黏度下降受剪切作用和吸附滞留作用共同影响。地层渗透率较高时，吸附滞留起主要作用；随着渗透率下降，剪切作用的影响开始增大，但吸附滞留依然起主要作用；随着驱替液黏度升高，在地层渗透率相同条件下，剪切作用对黏度的影响逐渐增大。

4）油田开发过程中，油藏静态资料与生产动态资料相结合，可以精准地量化优势渗流通道特征参数（层位、方向、渗透率、通道尺寸）、优化调剖堵水体系注入量及后续驱替过程中的具体工艺参数，在确保精准调剖的同时提高调剖效率，提高最终原油采收率。

图 1 井壁修整工具的结构

Figure 1. Structure of the borehole wall dressing tool

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图 2 旋冲螺杆钻井工具的结构

Figure 2. Structure of the rotary screw

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图 3 清砂接头的结构

Figure 3. Structure of the sand cleaning joint

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图 4 水力振荡器的结构

Figure 4. Structure of the hydraulic oscillator

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表 1 3口水平井现场试验数据

Table 1 Field test data from 3 horizontal wells

井号井深/
m 水平段长/
m 机械钻速/
（m·h^–1）钻井周期/
d 钻速提高
效果，%

试验1井 4 735 2 150 19.34 35.25 56.22
试验2井 4 623 1 820 18.65 34.23 50.65
试验3井 4 715 2 140 19.10 36.21 54.28

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参考文献(16)

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施引文献(14)

期刊类型引用(12)

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1. 试验方案及设备
1.1 试验方案
1.2 试剂与相关材料
1.3 试验设备及仪器
2. 试验内容与步骤
2.1 驱替试验及样品取样
2.2 聚合物溶液质量浓度测定
2.3 聚合物吸附量测定
2.4 微观图像检测和黏度测定
3. 试验结果及问题分析
3.1 动态条件下调剖剂的吸附规律
3.2 填砂管中调剖剂的微观形貌变化
3.3 动态条件下凝胶剪切降黏变化规律
4. 结　论

1. 试验方案及设备
1.1 试验方案
1.2 试剂与相关材料
1.3 试验设备及仪器
2. 试验内容与步骤
2.1 驱替试验及样品取样
2.2 聚合物溶液质量浓度测定
2.3 聚合物吸附量测定
2.4 微观图像检测和黏度测定
3. 试验结果及问题分析
3.1 动态条件下调剖剂的吸附规律
3.2 填砂管中调剖剂的微观形貌变化
3.3 动态条件下凝胶剪切降黏变化规律
4. 结　论

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井号	井深/ m	水平段长/ m	机械钻速/ （m·h^–1）	钻井周期/ d	钻速提高效果，%
试验1井	4 735	2 150	19.34	35.25	56.22
试验2井	4 623	1 820	18.65	34.23	50.65
试验3井	4 715	2 140	19.10	36.21	54.28

大庆油田页岩油水平井钻井提速技术

作者简介: 李玉海（1965—），男，黑龙江大庆人，1988年毕业于大庆石油学院矿业机械专业，高级工程师，长期从事石油天然气钻井技术研究及管理工作。E-mail：liyuhai@cnpc.com.cn

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