1.2 吉木萨尔页岩油钻井关键技术进展

        准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油发现于2011年，有利区域资源量达11.12×10⁸t，历经勘探及开发先导试验、评价及工业化试验、技术定型及规模化建产三个阶段。2020年3月，国家能源局、自然资源部联合在吉木萨尔凹陷设立了新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区。2023年吉木萨尔凹陷页岩油产量达63.5×10⁴ t，实现了效益建产。

        吉木萨尔凹陷页岩油为薄互层混积型页岩油，目的层为二叠系芦草沟组，可分为上、下两段。上甜点位于芦草沟组二段（芦二段）2砂组，主要为长石粉细砂岩；下甜点位于芦草沟组一段（芦一段）2砂组，主要为云质粉砂岩。平面上油藏埋深差异大，主要分布深度范围2800~4200m，井身结构优化难；纵向发育多套泥岩层系，新近系/古近系膏质泥岩发育，易污染钻井液和造成缩径；侏罗系至二叠系发育多套褐色/灰色泥岩，井壁易失稳，可钻性差；优质甜点呈薄互层结构且识别难度大，对水平井轨迹控制要求高。通过地质工程一体化研究持续优化井身结构、应用油基钻井液体系改善井壁稳定性等技术措施，定型了“二开井身结构+油基钻井液+分井段一趟钻”主体技术体系，钻井速度和水平段延伸能力不断提高。2023年中国石油新疆油田吉木萨尔页岩油完井72口，平均井深5720 m，水平段长1817 m，钻井周期30.6 d，见图3。

        深化地质特征研究，持续优化井身结构。2017-2019年，以垂深3000m为界分别采用二开和三开井身结构，并在3000 m以深区域开展了二开井身结构试验并取得成功。2020年开始定型推广二开井身结构，将表层套管下深由500m调整至1700 m，封闭复杂膏质泥岩层；引入强封堵、高润滑油基钻井液体系，实现井身结构由三开优化为二开。2020-2023年，118口水平井实现二开井身结构，成功率100%，井深最深6270 m，垂深最深4106 m，二开裸眼段最长4466 m。基于井壁稳定性定量分析和表层套管尺寸优化论证，将表层钻头/套管尺寸优化为Φ311.2/244.5 mm，实现进一步“瘦身”提速、降本。目前表层套管优化试验井完井32口，取得了初步成效，为下一步吉木萨尔页岩油的效益开发奠定了基础。

        优化钻井液体系，强化钻井液性能，保障安全高效钻井。针对长裸眼段井壁稳定和水平段长延伸难题，开展处理剂评价优选，2019年攻关形成85∶15白油基钻井液体系，实现水平段长3500 m和二开井身结构突破，自此全面推广油基钻井液。2021年将油水比进一步优化为80∶20。

        优化定型分段钻井提速模板，钻井工期不断缩短。以“一趟钻”理念为指导，分三个井段优化钻头、钻具及钻井参数，定型“旋转导向工具+强攻击性钻头”，持续强化钻井参数，固化提速模板。保障一开1趟钻、二开直井段1趟钻、造斜段+水平段1~2趟钻，全井实现3~4趟钻完钻。2023年吉木萨尔页岩油水平井水平段“一趟钻”比例达58.3%，最高单趟进尺2937 m。

        攻关形成国产化韧性水泥浆体系，保障固井质量。从2018年开始，推广国产经济型韧性水泥浆满足规模化体积压裂需求，2020年优选高效前置液体系提高油基钻井液的冲洗效率，固井顶替效率大幅提升，固井质量均为合格或优质。

        井震结合构建三维地质模型，动态更新、轨迹再优化，提高储层钻遇率。决定水平井产能高低的关键因素是甜点中的“黄金靶体”，即一、二类甜点油层。针对吉木萨尔页岩油“黄金靶体”厚度仅为1.5~2.0 m，井轨迹控制难度大等难题，基于地震、测井及地质信息综合评价地质甜点与工程甜点，确定页岩油甜点区的分布；综合应用随钻录井测井曲线、岩矿分析数据和探边工具反演资料等进行随钻地质导向钻进，精细控制水平井井眼轨迹。2022年中国石油新疆油田吉木萨尔页岩油“黄金靶体”钻遇率均达到85%以上。

1.3 古龙页岩油钻井关键技术进展

        中国石油大庆油田页岩油勘探开发已有近40年历史，经历了发现探索、研究认识和试验突破三个阶段。2018年以来，松辽盆地中央坳陷区古龙凹陷深部位古页油平1井以青一段下部页理型页岩为甜点靶层，获得高产工业油气流，标志着纯页岩型页岩油获得重要突破。2021年提交预测储量12.68×10⁸ t，并已设立大庆古龙陆相页岩油国家级示范区。随着地质认识的深化、工程改造技术的迭代进步和管理模式的创新，2022年松辽盆地青山口组投产上油组的水平井已实现对中-高成熟度页岩油的效益开发。

        大庆古龙陆相页岩油页岩型甜点层主要分布在青一段和青二段下部，岩性主要为层状、纹层状页岩，脆性矿物含量高、黏土含量高、碳酸盐含量低。古龙页岩页理极其发育，青山口组页岩的页理密度为1000~3000条/m，且孔径分布范围广（纳米~微米级）。围绕开发初期面临的页岩井壁失稳与钻井提速等重难点技术问题，通过揭示井壁失稳机理、形成井筒强化对策、探索“一趟钻”主体技术，形成了井壁稳定与油基钻井液技术、大平台水平井钻井技术、“一趟钻”主体技术等代表技术，实现古龙页岩油水平井“打成、打好、打快”。如图4所示，战略突破井“古页油平1井”实施以来，古龙页岩油水平井钻井周期实现了108 d-68 d-28 d-25 d-24 d的阶梯式跨越，2023年完钻井平均井深4745 m，水平段长2148 m，钻井周期23.9d，最快跨进了10d。

        井壁失稳是水平井钻井施工初期的首要难题，通过开展古龙页岩井壁失稳机理研究，阐明“油基以力学平衡、水基以化学稳定为主”的失稳机理，明确了伊利石水化产生的层间短程斥力是页岩失稳最大诱因。采用“力学平衡+强化封堵技术”对策，基于地震、测井、岩石力学参数实验数据，建立古龙页岩地层压力预测模型，形成坍塌及漏失压力剖面，建立不同井区钻井液安全密度窗口，形成了一套流变性好、性能稳定，封堵防塌效果突出的高性能油基钻井液体系。通过封堵材料粒径级配优化，封堵材料多元协同，强化对纳微米孔缝的封堵，大幅降低了井壁失稳发生几率，保证“打得成”。

        针对大平台工厂化施工防碰难度大、薄油层地质导向困难等问题，坚持地质工程一体化理念，开展大平台井网优化、精细地质导向等关键技术攻关。创新提出“大平台、多层系、立体化”布井方式，攻关井眼轨迹平滑与降摩减扭优化设计技术，将“大三维”设计轨道优化为“双二维”轨道，二开井段完成偏移距，三开正常施工二维水平井，有效降低三开造斜率（20%以上），形成不同偏移距情况下的轨道设计模板，实现减摩降阻，降低防碰施工难度。开发了具有自主知识产权的水平井地质导向分析系统，形成了页岩油水平井地质导向技术体系。通过靶点深度逐层迫近式自动预测，指导待钻轨道设计，实现轨迹精准控制，优质储层钻遇率达90%，实现“打得好”。

        配套“一趟钻”主体技术，支撑提速效果显著。优选井区，合理确定表层套管下深，优化实践三开变二开井身结构，平均单井缩短钻井周期7 d以上。通过优选短冠高攻击性PDC钻头、长寿命大扭矩螺杆、井眼清洁监测、高可靠性的随钻仪器等，固化钻具组合，装备升级配套，强化钻井参数，持续迭代升级学习曲线，提速效果显著。2023年古龙页岩油“一趟钻”成功率达到78.18%，三开井钻井周期纪录12.49 d，二开井最快钻井周期9.98 d，实现“打得快”。

2. 国内外页岩油钻井技术对标分析

        通过持续攻关与实践，中国石油陆相页岩油钻井技术取得长足进步，突破了一批关键核心技术，水平井部分指标比肩北美。但受到复杂地质条件、恶劣地表环境等诸多因素影响，总体钻井效率与北美相比尚有差距，水基钻井液、工厂化作业等关键技术与装备需要进一步对标国际先进水平寻找差距。当前应深化科技创新与工程示范，进一步挖掘提质增效潜力，为陆相页岩油规模效益开发提供技术支撑。

2.1 总体技术指标对标

2.1.1 钻井总体指标对标

        北美页岩油普遍多层系开发，采用大井丛布井、工厂化作业，二开/三开井身结构，套管固井完井。以水平井“一趟钻”为代表的优快钻井技术促进了长水平段水平井的规模应用，钻井周期不断缩短，钻井成本持续下降。截至2022年底，造斜段+水平段普遍达到3000 m以上，“一趟钻”最长进尺6340 m。井深4000～5000 m 的页岩水平井平均钻井周期减至10d左右，机械钻速达到25 m/h以上，水平段建井成本降至2000美元/m。