0 引言

我国石油消费量近年来持续快速增长，对外依存度不断攀升，2019年已高达70.8%，石油安全面临严峻挑战^[1]。为了有效扭转这种不利局面，通过加大勘探开发力度，持续改善已动用储量开发效果的同时，必须实现未动用储量的有效动用，才能确保中国石油国内1×10⁸t年产油量稳中有升。松辽盆地难采储量占中国石油探明未动用储量的60%以上，因此做好松辽盆地难采储量有效开发动用是未来能源保障工作的重点。

钻完井技术是支撑全球难采储量经济高效开发的两大核心技术之一，已在北美和川渝页岩气等非常规油气经济高效开发中发挥了关键作用^[2-4]。随着松辽盆地勘探开发逐渐进入致密油、薄层超稠油等难采领域，钻完井工程面临钻井周期长、1~3m薄储层钻遇率低、井下垮塌及套变严重、单井产量低等多项工程技术难题；同时集约化建井模式尚未完全形成，不能满足难采储量经济高效动用的需求^[5-6]。本文总结了近几年松辽盆地在致密油等方面形成的主体技术，深入分析难采储量开发面临的钻井提速、甜点钻遇率、固井质量等方面的技术挑战，在此基础上提出以地质工程一体化、一趟钻为核心的未来钻完井技术发展建议。

1 难采储量勘探开发现状及钻完井技术指标评价 1.1 资源勘探开发现状

松辽盆地是大庆、吉林、辽河三大油田所在地，经过数十年的开发，资源劣质化明显，已全面进入低品位资源开发时代^[7]。1990年至2016年，松辽盆地新增探明储量的82%是以低渗渗、稠油等为代表的难采储量，难采储量逐步成为支撑该区域稳产和效益建产的开发重点。以吉林油田为例，从20世纪90年代开始，特低渗、超低渗油田开采量逐年增长，目前其贡献的产能已经超过油田产量的60%^[8]。

目前松辽盆地难采储量探明率不足15%，该地区的难采储量勘探开发还处在初期阶段，有较大的增储上产空间^[9-10]。以致密油为例，与国内外典型致密油储层相比，松辽盆地具有油层单层厚度薄（有效厚度仅为1~3m）、纵向集中度和横向连续性相对较差的特点^[11]；但松辽盆地致密油预测地质储量极为可观，致密油将是松辽盆地实现稳产的最现实战略接替者^[12]。

1.2 钻完井技术指标评价 1.2.1 钻井工具与装备

受致密油气等难采储量开发单井产量低、经济效益差的限制，松辽盆地普遍采用转盘、随钻测斜（MWD）、随钻录井（LWD）及修复钻头等低成本钻井技术（表 1）^[13-14]。在钻井参数方面未采用先进的强化钻井参数技术，钻压为4~12t，泵压为10~25MPa，转盘转速为80~100r/min；水平段一般需3~5趟钻才能完成1000m的储层进尺，与国内外先进钻井技术相比具有一定的差距（表 2）^[15]。

1.2.2 钻井时效评价

大庆油田致密油水平井累计完钻137口井（据不完全统计），平均井深为3044m，水平段长度为910m，钻井周期为36.89天，水平段机械钻速为8.59m/h。吉林油田致密油水平井累计完钻171口井（据不完全统计），平均井深为3327m，水平段长度为1027m，钻井周期为30.59天，水平段机械钻速为7.15m/h。与北美相比（图 1），松辽盆地水平井水平段长度仅为国外的1/3；与国内长庆、玛湖等区块相比，机械钻速和水平段长度等关键数据仍较落后。主要受致密油气难采储量经济效益差的限制，松辽盆地普遍采用传统钻井技术，技术手段较为落后。

1.2.3 钻井成本分析

松辽盆地致密油气开发过程中持续开展提速增效工作，部分区块通过技术攻关和精细管理，钻完井成本由2014年的910万元/口降至2018年的510万元/口，降低比例达到44%（图 2）。技术创新是驱动成本下降的源动力，其中带动钻井成本下降突出的技术为二开浅表层套管井身结构、高效聚晶金刚石复合片（PDC）钻头优选、复合钻井提速等新工艺。

2 难采储量有效动用面临的钻完井技术难点

技术进步是推动难采储量经济高效开发的唯一途径，例如“水平井+分段体积压裂”技术推动了美国页岩油气和致密油气为主体的能源革命^[16-19]。随着松辽盆地勘探开发向非常规油气的全面推进，面临提产增效等多项工程技术难题（图 3），亟待进行技术攻关，为致密油等难采储量有效开发提供工程技术手段。

2.1 集约化大平台设计与实施技术尚未形成

通过集约化大平台布井方式，实现一个平台部署40~60口井，充分利用大平台一体化设计、一体化管理、一体化运行等技术和成本优势^[20]，大幅降低钻完井及后续生产运行成本。但平台井场面积受限，井口布局难度较大，且定向段长，地质要求靶区半径小（≤20m），靶点呈辐射状分布，井眼轨迹在空间上存在交叉，轨迹控制难度非常大；前期双1-A等一批井与邻井发生了相交事故。因此，平台井优化设计、防碰测量与控制等技术是制约大平台集约化开发钻完井模式的主要技术瓶颈。

2.2 致密油水平井钻井周期长、钻井成本高

通过近几年的持续攻关，乾安等区块钻井周期有了较大程度的缩短，但仍不能满足致密油“低成本、高效益”开发的需求。急需开展长水平段一趟钻技术攻关研究，钻井周期由现在的30.59天降低至22天（水平段1500m以内），水平段长度突破2000m，实现钻井全面提速；同时通过长水平段水平井持续降低总体开发成本（图 4）。

2.3 薄油层甜点钻遇率低，地质工程一体化需求迫切

松辽盆地致密油和页岩油水平井在工程设计、地质导向、压裂等环节对地质工程一体化方面技术需求迫切。该地区页岩油/致密油岩性变化大、开发层纵向上呈薄互层状，存在微幅构造，地层产状难以准确预测，长水平段甜点钻遇率难以保证。以雷家区块为例，单井储层钻遇率小于80%（表 3），严重影响了单井产量的提高。

2.4 超低渗储层易垮塌，井下复杂率高

松辽盆地难采储量低渗及超低渗储层水平井平均钻井周期为30天，纯钻时间占比为43.33%，非生产时间中处理复杂占66.62%，其中卡钻、井漏和井壁失稳是影响非生产时效的主要原因。水基钻井液在抑制性、封堵防塌性及高效润滑等方面需进一步完善。辽河雷家区块页岩弱层理面和微裂缝发育，水平井钻井过程中井壁坍塌造成诸如卡钻、反复划眼等情况频发。长水平段面临井壁失稳、井下拖压及井漏问题突出，制约钻井提速的各类井下复杂频发，钻井时效有待进一步提高；另外储层伤害机理不清，储层保护技术需要开展深入研究。

2.5 固井质量和井筒完整性有待进一步提高

大庆油田难采储层地质条件复杂，地下环境压力不稳定，小井眼钻井工程环空间隙窄，保证固井质量难度大，需攻关解决复杂环境压力和窄间隙环空条件下固井质量问题，为后续难采储层改造提供保障。长垣油田多年钻井实践表明，当压力系数超过1.75时，固井质量优质率下降约20个百分点；当压力系数超过1.90时，固井质量很难达到合格标准。小井眼套管居中下入困难，注替压力高，易发生憋泵、漏失等复杂情况，且窄间隙水泥环薄，抗外载能力差，压裂时易发生断裂和脆性破坏^[21]。

辽河油田薄层稠油热采蒸汽吞吐经过6~8轮次注采后，套管发生严重剪切、屈曲、挤毁、颈缩变形损坏，目前辽河油田热采井套管损坏率达到45%，严重影响稠油和超稠油的效益开发^[22]。

3 主要技术措施

针对钻井提速、提效、提质和降本（三提一降）的技术目标，通过近5年的持续攻关和试验，形成了以浅表层二开/三开井身结构、钻井提速技术(工厂化钻井、高效钻头、液动旋冲工具、复合钻井等）、高性能水基钻井液、3000m长封固段一次固井工艺等为代表的致密油气钻完井配套技术。

3.1 创新井身结构优化设计技术，提速增效显著

针对致密油三开常规结构钻井成本高、周期长等问题，进行井身结构优化设计^[23]。由于青山口组等地层泥岩垮塌复杂，常规技术思路需要采用三开结构封固以确保钻井安全。之前采用一开339.7mm/二开244.5mm/三开139.7mm套管半程固井，钻井难度低，但是成本高、周期长（图 5）。首先给井眼“瘦身”，优化为一开273mm/二开177.8mm/三开114.3mm油管悬挂，在保持较低钻井难度的同时，钻井成本降低20%，但是三开井眼较小，影响后期改造效率。接着运用防塌防漏配套钻井液，有效预防青山口组等地层的垮塌，一开下深变浅，二开可以直接钻至井底，优化为一开273mm/二开139.7mm套管半程固井，钻井成本下降44%，达到了效益开发的目的。

3.2 集成应用系列钻井提速工具，提速效果明显

针对薄储层致密油面临的钻遇率低、长水平段摩阻大、钻具滑动效率和破岩效率低等问题，集成应用优质PDC钻头+螺杆复合钻井技术、非平面齿钻头、液动旋冲工具等新工具、新技术^[24]。

采用中浅内锥、两段圆弧外锥的非平面齿PDC钻头，在深层致密气井的流纹岩等硬度高、可钻性差地层试验，平均单只进尺比邻井提高136.55%，平均机械钻速提高57.33%。采用液动旋冲工具和加长螺杆增加扭矩和转速，从而提升机械钻速。

与2017年相比，大庆油田致密油水平井平均机械钻速提高了10%以上（图 6），吉林油田致密油水平井机械钻速同比提高了15%以上（图 7）。

3.3 形成薄致密油层井眼轨迹精细控制技术，钻遇率和单井产量大幅提升

针对1~3m超薄致密油层钻遇率低的问题，全面推广近钻头地质导向系统(CGDS)，进行软件、硬件升级。主要流程为：缩短随钻伽马短节，减小测量的不确定性；根据前期地震资料建立目的层地质模型，钻井工程实施过程中获取钻遇地层的测井参数响应值及时校正随钻伽马，并建立动态地质模型，利用软件进行层位对比和划分，进而调整和预测后续井眼轨迹。累计应用101口水平井，油层钻遇率同比提高12.37%（图 8）；推广应用的致密油水平井单井平均日产油由3.34t提升至6.27t，提高比例达到87.8%。

3.4 初步研制形成高性能水基钻井液技术，井身质量大幅提高

针对松辽盆地致密油水平井油基钻井液成本高和不环保等问题，自主研发了高性能水基钻井液^[25-27]，创新研制了6项核心处理剂产品。主要流程为：引入胺基和羟基占据吸附位置，形成有效的内外滤饼；再用多级纳米可变形颗粒封堵泥页岩中的微裂缝，滤失量显著减小。累计推广应用50余口井，水平段平均井径扩大率由15%降低至8.5%，固井质量优质率提高20%；与油基钻井液相比，成本降低了40%。

4 技术发展建议 4.1 加强新技术攻关，解决卡脖子工程技术难题

围绕松辽盆地致密油、薄层稠油等面临的提效降本难题，针对制约该地区效益开发难题，需要在现有主体工艺技术上进行技术升级再攻关，来有效支撑松辽盆地难采储量的规模经济开发。针对钻完井成本高的瓶颈难题，攻关卡脖子技术，将1000m长水平段水平井钻井成本控制在600万元~800万元。

（1）利用地震、测井及实钻压裂资料，建立三维地质模型，分析断层/裂缝分布、地应力、三压力剖面、井壁稳定性，确定合理钻井液密度，对井漏、垮塌等做出预警，保障储层甜点钻遇率，制定最优化工程方案，助力解决难采储量面临的井下复杂率高、单井产量低的问题。

（2）针对制约深层致密气钻井提速的漏失、超坚硬流纹岩地层机械钻速慢等问题，重点围绕个性化钻头研制、高效堵漏技术等开展攻关，解决深层致密气井钻井周期长、成本高的生产难题。

（3）针对致密油水平井提速提效的要求，开展大井丛长水平段钻井技术研究，重点突破水平段一趟钻技术攻关研究，采用大井丛、工厂化模式，钻井周期由现在的30.59天降低至22天。

（4）针对辽河油田雷家页岩油区块页岩井壁坍塌频发难题，开展高性能水基钻井液研究，重点对井壁稳定机理及与之适应的钻井液体系开展进一步的攻关。

（5）针对辽河油田剩余难采稠油面临的气油比低、出砂严重、油水关系复杂、套变严重等技术难题，开展蒸汽流入/流出控制、套变综合防治等研究。

4.2 加强先进实用技术集成应用，持续促进提速增效

立足中国石油在川渝页岩气、玛湖致密油、长庆致密油气、加拿大都沃内致密气等区块已形成的先进技术和工具，坚持“三提一降”技术集成应用目标，引入一批先进实用的工程技术利器和新工艺理念，推动松辽盆地难采储量钻井效率和单井产量大幅提高，持续降低钻井周期和作业成本（表 4）。

5 结论

（1）松辽盆地难采储量资源丰富，主要特点为低渗、超低渗、薄油层，其中73%的资源是技术可动用、经济不可动用。难采储量的经济有效动用是未来推动大庆等油田原油稳产的现实途径。

（2）在不同油气层中依然面临井漏、井塌等钻井难题：在致密油水平段钻井过程中，面临着周期长、钻井成本高的难题；在薄油层中，由于地层产状难以预测，面临着单井产量低的难题。

（3）松辽盆地已形成致密油气配套钻完井技术，并且通过现场试验验证了该技术在一定程度上能够实现“三提一降”，但钻完井关键技术与国内外先进指标还有较大差距。

（4）经济性是制约松辽盆地难采储量规模有效开发的关键因素，建议按照技术攻关、完善与集成两个层次组织技术研发，形成先进实用的集约化多井型钻完井技术，实现难采储量的经济有效动用。