路保平 ， 丁士東 ， 何 龍， 龐 偉

（1. 頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；2. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3. 中國石化西南油氣分公司，四川成都 610041）

我國低滲透油氣藏資源量巨大，是當(dāng)前油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域與方向[1]。川西地區(qū)與濟(jì)陽坳陷是中國石化低滲透油氣藏勘探開發(fā)的兩個(gè)重要區(qū)域，其經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)對(duì)中國石化乃至我國低滲透油氣藏開發(fā)具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。

“十一五”和“十二五”期間，中國石化在低滲油氣藏地質(zhì)工程一體化鉆完井設(shè)計(jì)技術(shù)、增大泄油氣面積鉆井技術(shù)、隨鉆測(cè)量關(guān)鍵技術(shù)、復(fù)雜地層高效鉆井技術(shù)、低滲儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)和水平井完井技術(shù)等方面取得了重要進(jìn)展[2-4]，促進(jìn)了濟(jì)陽坳陷、川西地區(qū)等低滲透油氣藏的有效勘探開發(fā)。隨著川西地區(qū)、濟(jì)陽坳陷等低滲透油氣藏勘探開發(fā)的不斷深入，低滲透油氣藏的勘探開發(fā)難度進(jìn)一步加大，以鉆完井技術(shù)為核心的工程技術(shù)直接影響著其勘探開發(fā)效益。因此，“十三五”期間，圍繞鉆井提速、增效和降低工程成本，開展了低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)研究，以形成低滲透油氣藏高效鉆完井技術(shù)體系，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度、提高單井產(chǎn)量、降低工程作業(yè)成本，實(shí)現(xiàn)低滲透油氣藏安全高效開發(fā)。

1 低滲透油氣藏高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)與需求

濟(jì)陽坳陷低滲透油藏、川西地區(qū)深層海相和中淺層低滲透氣藏是“十三五”期間我國低滲透油氣藏增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要陣地。濟(jì)陽坳陷陸相斷陷盆地的儲(chǔ)層類型豐富，以鹽222區(qū)塊為例，其主要含油層段為沙四段砂礫巖體，埋藏深度約4 000 m，地層壓力系數(shù)1.01，地層溫度152 ℃，孔隙度0～16.0%，滲透率0～32.00 mD，屬于低孔低滲透油藏。川西地區(qū)深層低滲氣藏主要包括雷口坡組、須家河組等儲(chǔ)層，埋深大于6 000 m，儲(chǔ)層由多個(gè)小層組成，單層厚度為1～13 m，孔隙度2%～5%，滲透率3.72 mD，地層壓力系數(shù)1.1～1.2，溫度梯度2.4 ℃/100 m，普遍含二氧化碳和硫化氫等腐蝕性氣體。川西中淺層低滲氣藏主要包括蓬萊鎮(zhèn)組、遂寧組、沙溪廟組等儲(chǔ)層，埋深600～2 800 m，有效儲(chǔ)層厚度平均約10 m，孔隙度3.7%～11.0%，滲透率0.05～1.10 mD，豐度（0.5～4.0）×108m3/ km2，非均質(zhì)性較強(qiáng)。因此，要實(shí)現(xiàn)川西地區(qū)、濟(jì)陽坳陷等低滲透油氣藏高效開發(fā)，對(duì)鉆完井技術(shù)提出了新的需求：

1）川西中淺層低滲透氣藏和濟(jì)陽坳陷低滲透油藏儲(chǔ)層薄層多、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、敏感性強(qiáng)，提高單井產(chǎn)量和開發(fā)效益的難度很大，儲(chǔ)層動(dòng)用難度增加。需要研發(fā)近鉆頭高精度隨鉆成像技術(shù)，以實(shí)現(xiàn)薄層與特殊儲(chǔ)層的隨鉆實(shí)時(shí)評(píng)價(jià)，提高儲(chǔ)層鉆遇率；儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)需進(jìn)一步深化，實(shí)現(xiàn)由定性評(píng)價(jià)、單項(xiàng)保護(hù)技術(shù)發(fā)展至定量評(píng)價(jià)和全過程儲(chǔ)層保護(hù)，從而增加單井產(chǎn)量；完井技術(shù)需由籠統(tǒng)分段向精細(xì)分段發(fā)展，以確保低滲透油氣藏長期、安全、有效開發(fā)。

2）低滲透油氣勘探向深層發(fā)展，地層可鉆性變差，地層壓力體系更為復(fù)雜，存在高溫高壓地層，鉆井過程中易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)等井下故障，且鉆完井周期長、安全風(fēng)險(xiǎn)高、環(huán)空帶壓?jiǎn)栴}突出。需要隨鉆測(cè)量儀器（MWD）的抗溫能力需由150 ℃提高至175 ℃以上，以滿足深井超深井隨鉆測(cè)量的需求；需要研制新型提速工具與裝備，以實(shí)現(xiàn)鉆井提速提效、縮短鉆井周期、降低鉆井成本；固井技術(shù)需由單純提高固井質(zhì)量逐步向?qū)崿F(xiàn)水泥環(huán)的長效密封發(fā)展，以確保分段壓裂高效實(shí)施和油氣井安全高效生產(chǎn)。

3）國際油價(jià)在低位運(yùn)行，降本增效更為迫切。川西地區(qū)深層低滲透氣藏鉆完井成本一般占勘探開發(fā)成本的50%～70%，而國際油價(jià)可能會(huì)長時(shí)期處于低位，如何降低鉆完井成本是實(shí)現(xiàn)低滲透油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵。這需要強(qiáng)化關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)與集成應(yīng)用，形成低滲透油氣藏高效鉆完井配套技術(shù)。

2 主要技術(shù)進(jìn)展

截至目前，經(jīng)過技術(shù)攻關(guān)，在175 ℃高溫隨鉆測(cè)量系統(tǒng)、近鉆頭伽馬成像技術(shù)、新型鉆井提速工具、全過程儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)、長效密封固井技術(shù)、精細(xì)分段完井技術(shù)等方面均取得重大技術(shù)進(jìn)展，初步形成了低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)，進(jìn)一步促進(jìn)了低滲透油氣藏的高效勘探開發(fā)。

2.1 抗高溫隨鉆測(cè)量技術(shù)

針對(duì)深層低滲透油氣層井底溫度高、井眼軌跡控制難度大等技術(shù)難題，開展了高溫測(cè)控電路的設(shè)計(jì)、檢測(cè)、制造等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，完成了元器件的優(yōu)選、高溫老化、振動(dòng)等測(cè)試，提高了儀器的工作穩(wěn)定性和可靠性，研制了175 ℃高溫隨鉆測(cè)量系統(tǒng)[5]，在175和185 ℃溫度下連續(xù)工作時(shí)間分別超過400和200 h。其中，高溫測(cè)控電路在175 ℃溫度下室內(nèi)耐溫測(cè)試時(shí)連續(xù)工作時(shí)間超過400 h，在高溫振動(dòng)復(fù)合試驗(yàn)中連續(xù)工作時(shí)間超過1 000 h，基于鉆井液發(fā)電機(jī)的電源管理系統(tǒng)在175 ℃溫度下連續(xù)工作時(shí)間超過200 h。

高溫隨鉆測(cè)量系統(tǒng)在順北1-7H井等4口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，累計(jì)無故障使用時(shí)間最長達(dá)到1 300 h，單井次連續(xù)工作時(shí)間最長為279 h。其中，順北1-7H井是高溫隨鉆測(cè)量系統(tǒng)的首口試驗(yàn)井，其完鉆井深為7 947.21 m，井底最高循環(huán)溫度158 ℃，地層實(shí)際溫度超過170 ℃，試驗(yàn)井段為7 461.50～7 947.21 m，共應(yīng)用3套儀器，累計(jì)入井時(shí)間536 h，單次最長工作時(shí)間為279 h，滿足了深井高溫地層井眼軌跡控制的需要。

2.2 近鉆頭伽馬成像技術(shù)

針對(duì)低滲透油氣藏儲(chǔ)層薄層多、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)、敏感性強(qiáng)等難題，為了實(shí)現(xiàn)薄儲(chǔ)層隨鉆評(píng)價(jià)與精準(zhǔn)控制，開展了近鉆頭信息測(cè)量與傳輸[6-8]、高轉(zhuǎn)速多扇區(qū)伽馬成像、動(dòng)態(tài)井斜與方位檢測(cè)[9-10]等關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)，突破了適用于水基、油基與泡沫鉆井液體系的近鉆頭跨螺桿無線短傳技術(shù)（如圖1所示）、近鉆頭動(dòng)態(tài)參數(shù)檢測(cè)、8扇區(qū)伽馬成像實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)上傳及16扇區(qū)伽馬成像大容量存儲(chǔ)等關(guān)鍵技術(shù)，研制了近鉆頭伽馬成像系統(tǒng)，集成了伽馬探測(cè)器、工具面磁力計(jì)和磁偶極子天線等多種傳感器，可在鉆進(jìn)過程中定向探測(cè)鉆遇地層中某一扇區(qū)的伽馬射線強(qiáng)度、監(jiān)測(cè)鉆具井斜角和工具面角，并通過井下鉆具旋轉(zhuǎn)動(dòng)態(tài)掃描獲取全井眼不同方位多扇區(qū)地層伽馬成像圖， 實(shí)現(xiàn)了離鉆頭0.5 m處的伽馬成像探測(cè)、離鉆頭0.9 m處的井斜檢測(cè)。同時(shí)，開發(fā)了隨鉆伽馬成像處理解釋系統(tǒng)，支持2，4，8和16扇區(qū)等多種隨鉆成像數(shù)據(jù)的處理、解釋，實(shí)現(xiàn)了地層產(chǎn)狀自動(dòng)計(jì)算、地質(zhì)模型自動(dòng)構(gòu)建、地質(zhì)模型人機(jī)交互調(diào)整等功能，能清晰直觀地展示地層、井眼軌跡圖像，闡明井眼軌跡與地層的空間關(guān)系[11]。

圖1 跨螺桿電磁波無線短傳示意Fig. 1 Schematic of cross-screw short distance wireless electromagnetic transmission

近鉆頭伽馬成像系統(tǒng)先后在中原、勝利、鄂爾多斯等油氣田共7口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，累計(jì)應(yīng)用時(shí)間350 h，連續(xù)入井工作時(shí)間96 h，連續(xù)進(jìn)尺1 200 m，實(shí)現(xiàn)了近鉆頭伽馬數(shù)據(jù)的測(cè)量、跨螺桿短傳與伽馬數(shù)據(jù)16扇區(qū)實(shí)時(shí)成像。

2.3 新型鉆井提速工具

2.3.1 高效鉆頭

針對(duì)濟(jì)陽坳陷砂礫巖、川西須家河組致密砂巖等地層巖石強(qiáng)度高、研磨性強(qiáng)、機(jī)械鉆速低等技術(shù)難題，開展了高效金剛石鉆頭優(yōu)化設(shè)計(jì)及制造技術(shù)研究，研制了耐磨混合PDC鉆頭、微心PDC鉆頭及孕鑲金剛石鉆頭。耐磨混合PDC鉆頭采用PDC切削齒和錐形切削齒復(fù)合切削結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，提高了破巖效率和耐磨性，并在勝利油田鹽222、重慶足202等區(qū)塊19口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，與同地區(qū)相同地層其他鉆頭相比，機(jī)械鉆速提高幅度最高達(dá)144%；微心PDC鉆頭改變了鉆頭心部切削地層的方式，在滿足錄井要求的基礎(chǔ)上，可有效提高機(jī)械鉆速，在勝利油田利567區(qū)塊利567-斜3井等3口井砂礫巖地層的應(yīng)用結(jié)果表明，與應(yīng)用P5253SJ鉆頭的利567-斜2井相比，機(jī)械鉆速提高幅度最高達(dá)102%（見表1）；孕鑲金剛石鉆頭采用“切削破巖+犁削破巖”的離散化切削方式，進(jìn)一步增加了鉆頭的耐磨性和適應(yīng)范圍[12-13]，在哈山101井3 414.8～3 539.5 m井段火成巖地層應(yīng)用2井次，平均進(jìn)尺62.4 m，機(jī)械鉆速0.68 m/h，與該井相鄰井段其他鉆頭相比分別提高了446.9%和74.4%（見表 2）。

表1 微心PDC鉆頭在利567區(qū)塊3口井的應(yīng)用效果Table1 Field application of micro-coring PDC bit in 3 wells of Li567 Block

表2 孕鑲金剛石鉆頭在哈山101井的應(yīng)用效果Table2 Field application of impregnated diamond bit in Well Hashan 101

2.3.2 系列旋轉(zhuǎn)沖擊鉆井工具

為滿足不同硬脆性地層的鉆井提速要求，研制了機(jī)械式、小井眼射流式與復(fù)合式旋轉(zhuǎn)沖擊鉆井工具。機(jī)械式旋轉(zhuǎn)沖擊鉆井工具利用螺桿鉆具驅(qū)動(dòng)鉆頭高速旋轉(zhuǎn)的同時(shí)，借助沖擊發(fā)生機(jī)構(gòu)對(duì)鉆頭施加軸向沖擊實(shí)現(xiàn)鉆井提速，在許36A井中的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果顯示，與該井相鄰井段復(fù)合鉆進(jìn)效果相比，機(jī)械鉆速提高132.0%～219.0%（見表3）。小井眼射流式旋轉(zhuǎn)沖擊鉆井工具利用射流元件控制活塞往復(fù)運(yùn)動(dòng)，帶動(dòng)沖錘沖擊砧子并將沖擊能量傳遞給鉆頭，從而實(shí)現(xiàn)鉆井提速的目的，在杭錦旗JPH-334井152.4 mm井眼的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果顯示，機(jī)械鉆速較鄰井同井段提高53.8%。復(fù)合式旋轉(zhuǎn)沖擊鉆井工具通過換向機(jī)構(gòu)改變流體流向，可將部分液體動(dòng)能轉(zhuǎn)換為機(jī)械能，形成高頻軸向沖擊和扭轉(zhuǎn)沖擊來實(shí)現(xiàn)鉆井提速的目的，室內(nèi)測(cè)試結(jié)果表明，PDC鉆頭切削效率可提高40%以上[14-15]。

表3 機(jī)械式旋沖工具在許36A井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果Table3 Field application of mechanical rotary impact drilling tool in Well Xu 36A

2.3.3 高效破巖工具

針對(duì)鉆進(jìn)致密砂巖、多夾層地層時(shí)鉆頭壽命低、單趟鉆進(jìn)尺少的技術(shù)難題，研制了雙級(jí)雙速鉆井工具、PDC鉆頭恒扭矩工具及吸振式液壓脈沖工具，實(shí)現(xiàn)了延長鉆頭壽命、提高破巖效率的目的。雙級(jí)雙速鉆井工具采用兩級(jí)鉆頭，分別由螺桿、轉(zhuǎn)盤驅(qū)動(dòng)，改變了鉆頭組合形式和運(yùn)動(dòng)方式，有利于釋放鉆遇地層的內(nèi)應(yīng)力，從而提高剪切破巖效率。該工具在營2-斜9井和夏52-斜227井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，與鄰井相比，機(jī)械鉆速提高30%以上。PDC鉆頭恒扭矩工具可根據(jù)PDC鉆頭扭矩變化，通過螺旋花鍵與彈簧蓄能裝置協(xié)同作用，改變鉆頭吃入深度，調(diào)節(jié)扭矩保持恒定，從而實(shí)現(xiàn)多夾層地層的平穩(wěn)鉆進(jìn)[16]。該工具在中江108D井、馬井1井等4口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，與鄰井相比，機(jī)械鉆速提高30%以上（如圖2所示）。吸振式液壓脈沖工具將鉆柱縱向振動(dòng)能量轉(zhuǎn)化為射流沖擊能來輔助破巖，達(dá)到減小鉆柱振動(dòng)、保護(hù)鉆頭的目的。仿真分析及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該工具可產(chǎn)生高于常規(guī)噴嘴4～8 MPa的射流壓力，可大幅度提高機(jī)械鉆速[17-19]。

2.4 全過程儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

針對(duì)低滲透油氣藏儲(chǔ)層敏感、物性差，缺乏定量、系統(tǒng)的儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)方法的難題，研制了全過程綜合損害評(píng)價(jià)裝置，可實(shí)現(xiàn)鉆井—完井—儲(chǔ)層改造—油氣生產(chǎn)全過程的儲(chǔ)層損害定量評(píng)價(jià)。利用該裝置對(duì)川西低滲透氣藏和濟(jì)陽坳陷低滲透油藏的儲(chǔ)層傷害進(jìn)行了定量評(píng)價(jià)，并據(jù)此研制和優(yōu)選了鉆完井液儲(chǔ)層保護(hù)關(guān)鍵處理劑，研發(fā)了低傷害儲(chǔ)層保護(hù)工作液體系。

圖2 PDC鉆頭恒扭矩工具在中江108D井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果Fig. 2 Field application of PDC bit anti stick-slip tool in Well Zhongjiang 108D

實(shí)驗(yàn)研究表明，水鎖、固相污染是川西低滲透儲(chǔ)層鉆井過程中儲(chǔ)層損害的主要原因，為此，研制了“高阻滲低殘留”的儲(chǔ)層保護(hù)劑，并改進(jìn)了在高溫高壓及飽和鹽水環(huán)境下的環(huán)保高效潤滑劑，形成了川西低滲低傷害鉆井液體系，抗溫能力達(dá)到150 ℃，酸洗滲透率恢復(fù)率可達(dá)到91.72%，2井次的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果顯示，單井產(chǎn)量可提高100%。

針對(duì)濟(jì)陽坳陷低滲透油藏壓力衰竭、鉆井過程中井壁失穩(wěn)等問題，研制了新型活度調(diào)節(jié)劑HDJ-1，泥巖膜效率提高近10倍，形成了低活度水基鉆井液體系，并在CB6FB-P1井等4口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，鉆井過程中井壁穩(wěn)定，且篩管下入順利；研制了非離子微乳潤滑劑WR-1，粒徑＜100 nm，在高溫條件下黏附系數(shù)降低率為92.2%～92.8%，極壓潤滑系數(shù)降低率為91.6%～95.3%，形成了高潤滑水基鉆井液體系，并在BZ25-1C37井等4口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，泥巖段保持穩(wěn)定，平均井徑擴(kuò)大率僅2.07%。

為降低低滲透氣藏改造中工作液對(duì)儲(chǔ)層的損害，研制了2種新型解吸附劑，解吸附率高達(dá)73%，滲透率恢復(fù)率高達(dá)85%；形成了150 ℃油包水型微乳酸液體系，突破了目前國內(nèi)外微乳酸產(chǎn)品耐溫不超過100 ℃的技術(shù)瓶頸，微乳酸的酸蝕巖板導(dǎo)流能力較膠凝酸提高25%以上；形成了自動(dòng)破膠、返排容易的低分子低傷害清潔酸液體系，抗溫達(dá)150 ℃，酸蝕巖板導(dǎo)流能力較膠凝酸提高50%以上。

2.5 長效密封固井技術(shù)

針對(duì)川西深層低滲透氣藏氣井分段壓裂后環(huán)空帶壓的難題，開展了長效密封固井技術(shù)的研究：研制了大尺寸水泥環(huán)長期密封性評(píng)價(jià)裝置，其耐溫180 ℃、耐壓120 MPa；揭示了深部地層分段壓裂條件下水泥環(huán)塑性應(yīng)變累積導(dǎo)致密封失效的機(jī)理（如圖3所示）；建立了水泥石改性方法；形成了長效密封固井工藝[20-22]。

圖3 模擬分段壓裂下水泥環(huán)密封性評(píng)價(jià)Fig. 3 Sealability simulation of cement sheath on the condition of multistage fracturing

針對(duì)深層高溫高壓地層固井防竄的技術(shù)難題，研制了耐高溫納米液硅、苯丙乳液[23-25]等關(guān)鍵水泥外加劑，開發(fā)了150～200 ℃高溫防竄彈韌性水泥漿體系，提高了高溫高壓地層的固井質(zhì)量，并實(shí)現(xiàn)環(huán)空的長效密封。針對(duì)硅酸鹽水泥石固有的硬脆性特征，研發(fā)了新型熱固樹脂固井液體系，耐溫達(dá)到120 ℃，無滲透性，固化體彈性模量為0.3 GPa，抗壓強(qiáng)度28 MPa，抗折強(qiáng)度達(dá)17 MPa，為油井水泥石抗折強(qiáng)度的3倍左右，為提高環(huán)空密封完整性提供了新的技術(shù)手段。

研制了耐高溫高壓尾管頂部封隔器，耐溫達(dá)175 ℃，密封能力達(dá)70 MPa，解決了高溫高壓氣井固井后尾管頂部水泥環(huán)密封失效的技術(shù)難題[26]；研制了尾管快速下入工具，實(shí)現(xiàn)了深部地層尾管快速安全下入，降低了下套管發(fā)生井下故障的概率。耐高溫高壓尾管頂部封隔器和尾管快速下入工具在馬井1井、永興1井等5口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，下套管時(shí)間縮短30%以上，固井質(zhì)量合格率100%，目的層固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)率80%以上。

2.6 精細(xì)分段完井技術(shù)

針對(duì)川西地區(qū)低滲透氣藏薄層多、物性差、非均質(zhì)性強(qiáng)，籠統(tǒng)分段壓裂后產(chǎn)量低的難題，基于點(diǎn)源函數(shù)、疊加原理、鏡像反應(yīng)原理建立了常規(guī)雙翼裂縫分段改造完井產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型和復(fù)雜縫網(wǎng)產(chǎn)能預(yù)測(cè)模型，并進(jìn)行了敏感性因素分析，實(shí)現(xiàn)了精細(xì)分段改造參數(shù)優(yōu)化，包括分段間距、裂縫數(shù)量、裂縫長度以及裂縫導(dǎo)流能力等[27]。

針對(duì)常規(guī)分段壓裂工具分段級(jí)數(shù)限制和再入困難等技術(shù)難題，研制了系列全通徑分段完井工具。其中，73 mm油管全通徑分段完井工具的內(nèi)通徑為61 mm，耐溫120 ℃，耐壓70 MPa，可實(shí)現(xiàn)一趟管柱完成所有層段射孔、改造和投產(chǎn)，該工具在金蓬31井和什邡301-2井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，施工成功率100%。139.7 mm套管全通徑分段完井工具的通徑為124 mm，耐溫120 ℃，耐壓70 MPa，具備30段以上分段能力。

研發(fā)了陣列式產(chǎn)出剖面測(cè)試儀器和分布式光纖溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，較好地解決了低滲透油氣藏分段完井后，各層段產(chǎn)出剖面測(cè)試?yán)щy等技術(shù)難題。陣列式產(chǎn)氣剖面測(cè)試儀器[28-29]的外徑43 mm，耐溫175 ℃，耐壓105 MPa，具有存儲(chǔ)式、直讀式兩種測(cè)試方式，與常規(guī)儀器組合，測(cè)試成本可降低30%。該儀器已經(jīng)完成了3井次的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，施工成功率100%，解釋符合率大于90%。分布式光纖溫度監(jiān)測(cè)系統(tǒng)的主要性能參數(shù)為：耐溫150 ℃，溫度分辨率0.01 ℃，測(cè)量精度±0.5 ℃，采樣分辨率0.4 m，測(cè)量距離大于6 km。配套開發(fā)了基于光纖溫度測(cè)試的水平井產(chǎn)出剖面解釋軟件[30-31]，產(chǎn)出剖面和裂縫參數(shù)定量解釋符合率大于80%。

3 應(yīng)用效果

低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)在濟(jì)陽坳陷鹽222區(qū)塊、川西地區(qū)中淺層滲透氣藏進(jìn)行了應(yīng)用，取得了良好的應(yīng)用效果，較好地支撐了低滲透油氣藏高效開發(fā)。

3.1 鹽 222 區(qū)塊

鹽222區(qū)塊鉆井過程中存在滑動(dòng)降斜摩阻大、憋泵頻繁、鉆頭失效快、單只鉆頭進(jìn)尺較少、機(jī)械鉆速較慢等技術(shù)難題，為提速提效，應(yīng)用了低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)：1）從井身結(jié)構(gòu)、叢式井組開發(fā)、固完井工藝、測(cè)錄井技術(shù)及裝備配套等方面進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，降低鉆井成本；2）基于鉆頭切削結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)，研制了耐磨混合PDC鉆頭，其切削結(jié)構(gòu)由圓形PDC切削齒和錐形PDC切削齒共同組成，在鉆進(jìn)砂礫巖地層時(shí)，有利于保持切削齒連續(xù)吃入地層，降低鉆頭在軟硬交界面處引發(fā)各種振動(dòng)的可能性；3）優(yōu)化鉆具組合和鉆井參數(shù)，增斜段、穩(wěn)斜段采用單彎單穩(wěn)鉆具組合，降斜段采用彎螺桿（扶正塊直徑206～208 mm）鐘擺鉆具組合，垂直井段采用螺桿鐘擺鉆具組合。該關(guān)鍵技術(shù)在鹽222區(qū)塊15口井的應(yīng)用表明，平均鉆井周期由61.51 d天縮短至35.78 d，其中鹽222-斜7井鉆井周期僅為24.7 d，平均機(jī)械鉆速達(dá)14.36 m/h，鉆速提高幅度最高達(dá)241%，鉆井周期降低41%，單井平均鉆井成本降低17%。

3.2 川西中淺層低滲透氣藏

川西地區(qū)中淺層低滲透儲(chǔ)層鉆完井過程中因液相和固相侵入會(huì)造成泥頁巖膨脹與裂縫堵塞，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層損害。胍膠壓裂液等聚合物壓裂液在儲(chǔ)層內(nèi)部吸附量大，嚴(yán)重影響基質(zhì)滲透率及裂縫導(dǎo)流能力，從而降低了儲(chǔ)層改造效果。為此，該地區(qū)鉆井過程中采取“高阻滲低殘留”、“暫堵”和“低活度”控制，壓裂過程中采用“解吸附”技術(shù)，強(qiáng)化鉆井—完井—儲(chǔ)層改造—油氣生產(chǎn)全過程儲(chǔ)層保護(hù)，研發(fā)了川西低滲低傷害鉆井液和新型壓裂液解吸附劑，并在川西JS209HF井、GS33-21HF井和GS311HF井等多口井進(jìn)行了應(yīng)用，投產(chǎn)后平均產(chǎn)氣量2.4×104m3/d，較該區(qū)塊單井平均產(chǎn)量（1.4×104m3/d）提高了70%，有力地支撐了川西中淺層低滲透氣藏的高效開發(fā)。

4 結(jié)論與建議

1）低滲透油氣藏是當(dāng)前國內(nèi)外油氣勘探開發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域，以鉆完井技術(shù)為核心的工程技術(shù)是實(shí)現(xiàn)低滲透油氣藏高效開發(fā)的關(guān)鍵。

2）通過技術(shù)攻關(guān)，175 ℃高溫隨鉆測(cè)量系統(tǒng)、近鉆頭伽馬成像技術(shù)、新型鉆井提速工具、全過程儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)、長效密封固井技術(shù)、精細(xì)分段完井技術(shù)等工程技術(shù)取得重大進(jìn)展，初步形成了低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井關(guān)鍵技術(shù)，并在川西地區(qū)、濟(jì)陽坳陷等低滲透油氣藏高效開發(fā)中得到了成功應(yīng)用，降本提效效果顯著。

3）隨著勘探開發(fā)的不斷深入，低滲透油氣藏高效開發(fā)還將面臨一系列新難題、新挑戰(zhàn)與新的技術(shù)需求，為此，除進(jìn)一步完善與擴(kuò)大應(yīng)用已形成的鉆完井關(guān)鍵技術(shù)外，還需要進(jìn)一步開展高溫高精度成像系統(tǒng)及精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)、大型叢式水平井/大位移水平井鉆完井技術(shù)與裝備、低成本微小井眼/連續(xù)管鉆完井技術(shù)與裝備、低滲油氣井高效壓裂改造技術(shù)與裝備、提高難動(dòng)用儲(chǔ)量動(dòng)用率工程技術(shù)的研發(fā)，形成低滲透油氣藏高效開發(fā)鉆完井配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)不同類型的低滲透油氣藏高效開發(fā)。