“一趟钻”技术在福山油田花121-18x井的应用

张涛，董宏伟，孙麟，马杰

1.中国石油渤海钻探工程有限公司 第一钻井工程公司（天津 300280）

2.中国石油渤海钻探工程有限公司 第三钻井工程公司（天津 300280）

福山油田位于海南省北部，主要开发的区块包括花场、朝阳、永安、白莲等。随着油田开发的不断深入，国际油价的持续下滑，钻井开发的成本被不断压缩，如何保障钻井盈利成为钻井开发的一大难题。目前“一趟钻”技术的应用成为钻井作业提速创效的重要途径，该技术近年来在国内外各大油气田被广泛推广。通过分析制约福山油田“一趟钻”技术应用的关键因素，展开技术攻关，在花场区块花121-18x井首次成功实现了二开“一趟钻”完钻，对于进一步提高该油田施工井整体钻井速度、降低钻井成本具有重要意义。

1 “一趟钻”技术国内外应用现状

所谓“一趟钻”，是指一个钻头一次下井钻完一个开次的所有进尺，而一个开次可能涉及一个、两个或多个井段，如直井段、斜井段、水平段，斜井段可包括造斜段、稳斜段、降斜段。最初“一趟钻”技术是在国外页岩油气水平井中，通过应用先进的自动化钻井设备、高效PDC钻头、优质的钻井液、旋转导向钻井系统及随钻地质导向技术等，一次性完成多个井段的施工，从而实现提速创效。美国在页岩油气水平井钻井中，单一井段的“一趟钻”渐成常态，多个井段的“一趟钻”也已不是个案，“一趟钻”完成的进尺从几百米到几千米，最长的“一趟钻”进尺已超过6 000 m[1-2]。

随着钻井技术的进步和降本增效的要求日益迫切，“一趟钻”的应用规模不断扩大，逐渐应用到直井、定向井、水平井、多分支井、老井侧钻等各类井型。近年来，国内各油田也开始推广应用“一趟钻”技术，在大港油田页岩油区块，已逐渐形成了一开、二开、三开分别“一趟钻”完钻的“1+1+1”钻井模式，为页岩油井施工降本增效作出巨大贡献。据调研，2018—2019年福山油田施工井平均需要7.4趟钻才能完钻，频繁的起下钻大大降低了钻井速度，增加了开发成本。借鉴国内外各大油田的施工经验，在福山油田推广“一趟钻”技术有望成为降本增效的有效手段。

2 制约“一趟钻”关键因素分析

2.1 钻头寿命

福山凹陷地质分层自上而下依次为：望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组、涠洲组、流沙港组；涠洲组及以上地层以大段的砂砾岩为主，尤其角尾组和下洋组砾岩较纯、胶结好、粒径大；流沙港组主要为砂泥岩互层，砂岩普遍含砾，粒径较小，但研磨性较强，泥岩呈灰褐色、深灰黑色，坚硬致密，可钻性差。

通过岩性分析可以看出，福山油田地层普遍含砾，对钻头的磨损非常严重，近3年施工井平均每口井使用钻头数为7.98只。因此，若想实现“一趟钻”，优选钻头是重中之重。

2.2 井眼轨迹难控制

福山油田施工井设计井斜大、位移长，近年来由于征地困难，为确保实现地质目的，大部分的井都设计成四段制、五段制轨迹，且对下部直井段位移要求严格；受构造运动影响，福山凹陷地层倾角大，断层多，井斜方位变化没有规律，深层定向拖压现象非常严重，PDC+螺杆定向进尺慢效果差。为确保中靶，超过75%以上的井必须起钻换牙轮钻头定向调整井斜方位。

2.3 井下工具

“一趟钻”技术主要是通过螺杆+PDC钻头复合钻井的方式实现，完成造斜、稳斜、降斜，从而达到减少起下钻次数、提高机械钻速的目的，而实际施工中经常出现螺杆钻具失效、测斜仪器无信号的现象，因此螺杆钻具、测斜仪器的下井使用寿命、可靠性也是制约“一趟钻”实现的关键因素。

2.4 井下安全

福山油田施工井涠洲组以上地层以砂砾岩为主，砂岩段渗透性强，泥岩段分散造浆，易发生井漏、黏卡、砂卡等事故复杂，流沙港组大段硬脆性泥岩易垮塌致使井径不规则，导致划眼、电测遇阻等井下复杂。施工中，一旦发生事故复杂，势必要起钻更换钻具组合处理异常情况，从而阻碍“一趟钻”的实现[3-5]。

3 花121-18x井基本情况

花121-18x井位于海南省澄迈县桥头镇文旭村西南约300 m，是一口二开定向开发井，地层情况见表1。井身结构Ф339.7 mm导管×20 m+Ф244.5 mm表套×380 m+ Ф139.7 mm油套×3 119 m。井眼轨迹：0～500 m上直段；500～939 m 造斜段，造斜至35.12°，方位167.82°；939～2 740 m稳斜段；2 740 m至井底降斜段，降斜至19.75°。

表1 花121-18x井地层情况

4 花121-18x井施工难点及应对措施

从工程设计及邻井调研分析，影响该井实现一趟钻技术应用的主要难点如下。

1）表层下深仅为380 m，二开井段需要钻穿灯楼角组至流一段底部，从地层岩性描述上可以看出，整个二开井段地层岩石普遍含砾，而单只钻头需要完成进尺2 743 m，这对PDC钻头的抗研磨性是极大的考验。

应对措施：选用新型PDC钻头，该钻头采用前排PX齿（图1）与后排锥型齿（图2）相结合，具有更好的抗冲击力，更高的破岩效率，使用寿命得到大幅度提升。在大港油田应用时，实现了一只钻头钻穿馆陶组砾岩，取得了重大突破[6-8]。

图1 PX齿细节图

图2 锥形齿细节图

2）井眼轨迹控制难度大。该井轨迹为四段制，设计最大井斜35°，井底位移1 342 m，中靶井深2 740 m，要求靶心距≤40 m，且钻井液密度最高1.28 g/cm3，地层孔隙压力系数仅1.08，井底压差大，造成托压严重，后期定向异常困难。

应对措施：施工前，充分调研花121平台钻井资料，总结出该区块施工时井斜、方位变化规律，涠洲组导向钻进井斜微增、方位稳，而进入流一段后导向钻进井斜微降、方位小漂，因此在施工中在不同地层钻进时，根据规律提前控制井斜方位；施工中，加大润滑材料的投入，增加钻井液的润滑性，保证摩阻＜0.08；当需要定向时，提前配置一罐润滑浆（极压润滑剂、液体润滑剂和石墨配合使用），待润滑浆进入裸眼段后开始定向，有效缓解定向托压。

3）通过调研，花121断块已完成的15口井平均钻井周期为19.12 d，二开井段钻井总时间约15 d。而目前普遍使用的螺杆钻具下井工作时间约150 h，随钻测斜仪器下井工作时间约200 h，可以看出井下工具的寿命很难满足“一趟钻”的要求。

应对措施：优选大扭矩长寿命螺杆钻具[9-10]，该井选择的螺杆是奥瑞拓生产的7LZ172×7.0L-5，推荐排量19～39 L/s，最高输出转速168 r/min，最大输出扭矩7 176 N·m，工作压降约4 MPa，耐温120℃，厂家推荐使用寿命200 h左右。随钻测斜仪选择的海蓝正脉冲无线随钻测斜仪，下井前脉冲、探管等配件全部更换新的，并使用高温电池，工作时间可达220 h。

4）设计提示，花121-18x井所在地层涠洲组1 600～1 900 m存在断层和井漏风险，邻井花121-13x固井时发生过漏失；流一段大段硬脆性泥岩，容易吸水膨胀发生坍塌，从而造成卡钻、划眼等风险。

应对措施：优选BH-POM钻井液体系，该泥浆体系拥有较强的抑制封堵性和抗高温稳定性，在稳定井壁、封堵地层和抑制泥岩坍塌方面有良好效果。施工中，进入易漏井段前100 m加入足量的细目钙、单封等随钻堵漏材料，接单根、短起下到底开泵要缓慢、下放钻具控制好速度，以防憋漏地层；进入流一段前加大BZ-BYJ加量，维持有效含量0.3%以上，保证钻井液体系抑制性，确保对泥页岩地层的水化抑制，同时增加BZ-DFT、BZ-FFT-I、SD201的用量，增强封堵性，减少滤液侵入地层，避免泥岩坍塌。

5 应用效果

花121-18x井于2019年07月23日08:00开钻，于2019年08月06日08:00完钻，于2019年08月11日12:00完井，钻井周期14.0 d，完井周期19.17 d，机械钻速20.1 m/h，钻机月速4 844.35 m，4项指标均刷新同区块同类型井记录。

同时，该井施工中在二开井段381～3 095 m一趟钻完成二开进尺，这是福山油田历史上首次实现“一趟钻”技术的应用。单只钻头、单趟钻完成进尺2 714 m，创造了该区块单只钻头、单趟钻进尺纪录。

表2为花121-18x井与原区块指标井花121-11x井的数据对比。从表2可以看出，花121-18x井较指标井机械钻速提高6.69%，钻机月速提高24.21%，钻井周期缩短24.21%，完井周期缩短23.32%，在提高钻井速度方面效果非常显著。

在降低钻井成本方面，花121-18x井二开仅使用了1只PDC钻头即钻完所有进尺，而花121区块口井二开平均使用钻头4.6只，钻头成本降幅高达78.3%；而且，钻井液材料投入、井下工具费用、钻井设备损耗、能源消耗、人员成本都会随着钻井周期的缩短同比例下降，这些都是直观的经济收益。同时，由于钻井时间的缩短，油气层的浸泡时间也相应减少，对油气层也是一种有效的保护，进一步为油田提高产能作出积极贡献。

表2 花121-18x井与花121-11x井数据对比

6 认识及建议

1）在福山油田钻井施工中制约“一趟钻”技术应用的因素主要为PDC钻头寿命短、井眼轨迹控制困难和井下工具寿命短、可靠性差等。

2）施工中从细化施工方案、优选PDC钻头、合理控制井眼轨迹、合理匹配井下工具、加强过程控制等多方面着手，是实现“一趟钻”的必要保障。

3）“一趟钻”技术的应用在提速增效方面取得的效果非常显著，机械钻速较指标井虽提升仅6.69%，但钻机月速、钻完井周期提升的幅度都接近1/4，主要是因为减少了大量的起下钻时间，从而使得整体钻井时间大大缩短。同时，在使用钻头数量方面平均减少了约5只，大大降低了钻头成本。

4）三段制、四段制轨迹后期定向调整的工作量较小，更有利于实现“一趟钻”技术，建议在能满足地质要求的前提下尽量将轨迹设计成三段制或四段制。

5）除钻头、螺杆等硬件因素外，施工中、后期定向调整轨迹困难是重中之重，建议钻具组合中加入水力振荡器、减震推力器等提速工具，一方面可以缓解定向托压，提高定向效率，另一方面可以提高钻压传递效率，减少钻头磨损，提高机械钻速。