北美钻井优化技术在玛2井区三开钻、完井提速中的应用

毛德森，罗亮，高东阳，成鹏飞，李鹏飞，董润科

1.中国石油新疆油田分公司 开发公司（新疆 克拉玛依 834000）2.洲际海峡能源科技有限公司 新疆分公司（新疆 克拉玛依 834000）

玛湖10亿吨级大油田是中国石油集团公司“十三五”后两年及“十四五”期间原油上产的最重要领域。新疆油田制定了“十四五”实现原油产量1795×104t的发展规划；为了实现这一发展规划，从2019 年开始在未来7 年内每年要完成水平井钻井300 余口，钻机供需矛盾已经成为制约实现这一发展目标的瓶颈问题，迫切需要大幅度提高钻井速度、缩短钻井周期。2018年在准噶尔盆地重点探区勘探开发建设现场指挥部的统一组织与协调下，在西部钻探的大力支持与配合下，洲际海峡能源科技有限公司引进了北美系统优化钻井理念和方法，在玛131 示范区开展水平井提速先导性试验，达到了预期的提速效果，并于2019年在玛2井区进行推广提速，效果显著。北美某公司系统化钻井优化技术是借助KM-ERA钻井优化软件和大数据，对施工井进行系统化、全方位、高精度优化分析，目前国内同等功能和精度的钻井优化软件尚且处于开发状态，还未投入使用，部分油田的重点井有使用国外其他钻井优化软件，但开放的功能有限，也没有在国内形成规模化应用[1]。

1 玛2井区简况

1.1 地质简况

玛北油田玛2 井区位于准噶尔盆地西北缘，距克拉玛依110 km，南距玛纳斯湖约5 km，西距艾里克湖约2.5 km处，其北部为玛北油田玛湖131井区，西南部为艾湖油田玛湖18 井区。玛2 井区构造位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西环带玛北斜坡带，在玛005 北断裂带、玛003 西断裂带和玛2 东断裂带之间，主力开发三叠系百口泉组百二段第二小层（T1b22）致密砂砾岩油层，完井方式为套管完井。三开主要钻遇克上组灰褐色泥岩、克下组褐色泥岩、百三段和百二段致密砂砾岩。

三开地层岩石力学,采用北美某公司ERA 优化软件建立地质力学模型，并形成岩石力学模拟图（图1）。

图1 中百口泉组原始地层空隙压力当量密度（ECD）为1.49 g/cm3，目前百口泉组地层空隙压力当量密度＜1.49 g/cm3；当不同井深下的井筒压力当量密度＜高坍塌风险界线对应的当量密度时，井眼失稳的风险很高；当不同井深下的井筒压力当量密度＞该井深处的地层最小水平应力对应的当量密度时，如果地层存在微裂缝，发生井漏的风险会比较大；当不同井深下的井筒压力当量密度＞该井深处的地层破裂压力当量密度时，发生井漏的风险极高。根据岩石力学模拟结果发现玛2井区内所有井的三开岩石力学数据相差不大，但是铁路南北分布的井，以及区块边缘井的岩石力学模拟结果相差会比较大一点。结合实钻情况，发现铁路北边的井，地质建模结果与实钻情况吻合度要更高一些。

1.2 井身结构及井眼轨迹简况

井身结构数据见表1。井眼轨迹，玛2井区井眼轨迹设计一般为“直井段-增斜段-稳斜段-增斜段-水平段”五段式中半径水平井。通常在三开开钻后20 m左右开始造斜，造斜段一般在500～700 m，造斜率6°/30m～8°/30m，水平段一般在1400～2000 m。

表1 井身结构

2 玛2井区三开钻井优化技术

2.1 玛2井区三开施工难点

三开密度窗口窄，克下组井眼失稳和水平段井漏问题很难得到平衡。玛2井区克下组褐色泥岩易失稳，密度偏低时会发生严重井眼垮塌，同时百口泉组T1b22水平段微裂缝较发育，钻进ECD易超过地层最小水平应力，易发生井漏。水平段长，井眼清洁难度大，易发生起下钻困难及井眼堵塞问题；以及井眼摩阻大，滑动钻进托压严重。

2.2 三开钻井优化技术

1）根据KM-ERA软件岩石力学模拟图，确定地层坍塌压力、最小水平应力和破裂压力，优选钻井液密度在1.52～1.54 g/cm3，同时优化钻井液流变性、钻进排量和起下钻速度，精细管理循环当量密度ECD，预防地层失稳和漏失。

2）利用北美某公司ERA水力学建模分析，精细控制ECD[2]。钻进及循环ECD 的控制：根据北美某公司ERA 水力学建模分析，ECD 主要受钻井液密度、排量、转速、钻井液流变性和机械钻速的影响。一般情况下，钻井液密度基本不做大的调整，在正常的调整幅度下（钻井液流变性调整幅度10%，排量调整幅度1～2 L/s），大斜度井段钻井液流变性对ECD 影响最大，其次是排量（图2）。综合考虑井漏和井眼清洁问题，通常在玛2 井区水平段优化的钻井液6 转值为5～6，尽可能降低高端流变性，优化排量为14～16 L/s ，避免钻进ECD 大幅度超过地层最小水平应力，发生井漏。

图2 ECD分析优化图

抽汲ECD 的控制：玛2 井区高坍塌风险井段3400～3600 m控制起钻速度≤10 m/min（图3），必要时进行倒划眼起钻，避免抽汲诱导井眼失稳。激动ECD 的控制：井眼畅通情况下，下钻激动ECD 都不会超过钻进或循环时的ECD，因此在控制激动ECD防止井漏时，主要考虑开泵时产生的激动ECD。因此要求开泵前，先启动顶驱30 r/min，转动30～40 s，然后缓慢开泵，出口返出正常，扭矩、立压正常，再逐步缓慢提高排量到正常排量，避免开泵过猛，激动压力过大，导致井漏。

图3 抽汲ECD和激动ECD对起下钻速度敏感性分析图

3）北美某公司井眼清洁理念及相关技术[3-4]。根据该公司提出的水平段井眼清洁的传输带理念（图4），优化钻井参数和工艺；同时借助KM-ERA摩阻扭矩分析，监测井眼摩阻、扭矩发展趋势，评估井眼清洁状况，实现对钻井参数和工艺的二次优化。

图4 井眼清洁传输带示意图

165.1 mm（6½″）井眼清洁推荐的参数。旋导：顶驱转速≥100 r/min，排量造斜段17～19 L/s，水平段14～16 L/s，钻井液6 转值造斜段4-5，水平段5-6。1.25°螺杆：井斜60°以后顶驱转速70～80 r/min，排量造斜段17～19 L/s，水平段14～16 L/s，钻井液6 转值造斜段4～5，水平段5～6。该公司根据现场大数据分析、软件模拟和实验室结果得出的一套水平井大斜度井段（井斜＞60°）井眼清洁理念。当井眼直径平方/钻杆直径平方＜3.25 时，遵从小井眼清洁法则：最低转速60～70 r/min，120 r/min为最佳，钻井液6转值=井眼直径（单位英寸）×（0.8～1）倍，环空返速最低0.75 m/s，最佳1 m/s。当井眼直径平方/钻杆直径平方＞3.25 时，遵从大井眼清洁法则：最低转速120 r/min，180 r/min 为最佳，钻井液6 转值=井眼直径（单位英寸）×（1～1.2）倍，环空返速最低0.75 m/s，最佳1 m/s。转速、排量和钻井液6转值是水平井大斜度井段井眼清洁的关键参数，这3 个参数必须全部满足才能达到井眼清洁的效果，否则井眼清洁效果会比较差，如果这3个参数进一步强化提高，井眼清洁效果会更好；当井漏风险较高时，就需要综合考虑井漏风险、设备能力等因素，进行二次合理优化，尽可能地提高转速，控制钻井液6 转值和排量走井眼清洁所需的最低要求，这样既能满足井眼清洁，也能控制ECD，降低井漏风险。

该公司井眼清洁判断分析手段及措施。利用实际采集到的上提、下放悬重和空转扭矩值（上提、下放悬重和空转扭矩值采集方法：每钻完一个立柱后，停顶驱，以6～10 m/min的速度，上提至少一个单根，记录平稳的上提悬重值；然后以6～10 m/min 的速度，下放至少一个单根，记录平稳的下放悬重值），借助ERA钻井优化软件对井眼上提、下放摩阻系数和扭矩摩阻系数进行分析，评估井眼清洁状况。钻进期间扭矩摩阻趋势出现增加，排除钻井液润滑性、泥饼质量、地层原因和轨迹原因后，就预示着井眼清洁存在问题，可能是钻屑导致的，也可能是井眼失稳导致的[5]。井眼清洁措施：进一步优化、强化钻进参数（转速、排量、钻井液6 转值）；增加接立柱前的划眼循环时间，必要时停止钻进，循环至少1.5 个迟到时间去清洁井眼，划眼及循环参数不低于钻进参数；起钻前根据KM-ERA模拟出的井眼清洁所需最小循环时间，充分彻底循环井眼干净，直到振动筛干净为止；起钻出现过提，要求下钻1～3柱至正常井段，循环井眼干净后再尝试吊卡起钻，或进行倒划眼起钻至井斜30°，然后再循环至少1.5个迟到时间，彻底充分清洁井眼后再吊卡起钻。完钻后双扶钻具组合倒划眼起钻至井斜30°井斜，循环至少1.5个迟到时间，然后吊卡起钻，不通井直接电测或下套管。

4）利用ERA软件模拟计算，对比分析MSE机械比能与CCS 岩石强度曲线（图5），优化钻井参数及措施，提高钻井效率和钻头、螺杆寿命；同时也能够判断螺杆或钻头是否损坏（含钻头泥包）[6]。

图5 MSE机械比能与CCS岩石强度曲线对比分析图

MSE=井下钻压/井筒面积+120π×转速×井下扭矩/井筒面积×机械钻速。

MSE 接近岩石抗压强度则说明破岩效率高，钻井效率高。当MSE超过CCS时，预示着钻头选型可能不够合理，或钻井参数使用不当，大量能量做了无用功（比如粘滑、振动和涡动消耗的能量），需要优选钻头，优化钻井参数，改善钻井效率，提高钻头、螺杆寿命。

粘滑高的解决措施：优选钻头；控制低密度固相含量≤6%，提高泥饼质量，提高钻井液润滑性；提高转速，降低钻压；倒划眼短起下钻。振动/涡动的解决措施：优选钻头；增加钻压，降低转速。

钻头使用到中、后期，当MSE 持续大幅度超过CCS时，且伽马和电阻率曲线基本平稳、地层岩性未变，钻压、转速基本未变，立压发生变化，机械钻速降低，钻头或螺杆很可能出问题了。

5）该公司KM-ERA 软件模拟分析下钻摩阻趋势，指导现场决策，提高钻井速度。根据KM-ERA软件模拟出的井眼下放摩阻系数，来分析判断下钻情况，提前预测因井眼摩阻导致的下钻遇阻和滑动钻进无法进行等问题，指导现场做出正确判断和决策，提高施工速度。从图6 可以看出不同井深下的下放悬重，以及预测下钻发生螺旋屈曲锁死的具体井深，当下放摩阻系数是0.37 时，下钻到5000 m时，钻具发生螺旋屈曲锁死，将无法下放，需要划眼到底。如因井眼摩阻大，导致下钻困难或无法下放钻具时（摩阻大，钻具发生螺旋屈曲锁死），采用正常钻进参数，正常下放速度，划眼到井底即可，不用反复或缓慢划眼，以免浪费时间；如果预测出水平段后期因井眼摩阻大，无法进行滑动钻进时，可指导现场提前组织旋导钻具组合，或通过提高钻井液润滑性、降低低密度固相含量和改善泥饼质量等措施，降低井眼摩阻，提高钻井速度。

图6 上提、下放悬重对摩阻系数敏感性分析图

6）该公司KM-ERA 软件模拟分析空转扭矩和静态扭矩趋势（图7），预测粘吸卡钻风险，防止粘吸卡钻。玛2 井区三开钻井液密度高，粘吸卡钻风险大。施工中利用实际采集到的静态扭矩和空转扭矩值（根据按照优化工程师要求，在每次测斜结束后，保持钻具不动，启动顶驱30 r/min，记录扭矩峰值，即为静态扭矩；然后提高转速至正常的钻进转速，记录比较平稳的扭矩值，即为空转扭矩），评估井眼粘吸卡钻风险，当静态扭矩与空转扭矩值比较接近，意味着粘吸卡钻风险很低，当静态扭矩值和空转扭矩值差值≥4 kN·m时，粘吸卡钻的风险会比较大，需要调整钻井液性能，采取预防粘吸卡钻相关技术措施，降低粘吸卡钻风险。在玛2 井区施工的21口井中，通过监测空转扭矩和静态扭矩差值变化，评估粘吸卡钻风险，在预防粘吸卡钻方面起到了很好的效果。

图7 转扭矩和静态扭矩对摩阻系数敏感性分析图

7）该公司KM-ERA软件进行工程力学建模，通过对等效拉力对钻压敏感性分析，判断复合钻进时钻柱发生螺旋屈曲前的最大钻压（图8），避免了钻具在螺旋屈曲状态下的疲劳伤害；以及通过等效拉力对摩阻系数敏感性分析，确定最大过提量（图8），避免出现拉断钻具事故。

图8 114.3 mm钻杆拉应力对钻压和摩阻系数敏感性分析图

钻柱在螺旋屈曲状态下，复合钻进时钻柱受力复杂，容易发生钻具疲劳伤害，发生钻具事故。通过KM-ERA软件进行模拟计算，确定钻柱发生螺旋屈曲前的最大钻压，要求复合钻进不能长时间超过这个钻压，避免钻杆发生疲劳伤害。钻柱在弯曲应力状态下，抗拉强度与直井中的抗拉强度完全不同，薄弱位置不再仅仅是井口附近的钻具，如果钻柱位于造斜段大狗腿、轨迹不好的井段，钻柱的抗拉和抗扭强度都会有不同程度的降低，出现起钻遇卡或卡钻时，最大上提吨位不能再参考钻具本身的抗拉强度，否则发生拉断钻具的风险较大。通过KM-ERA 软件对整个钻柱从上到下的等效拉应力进行分析（等效拉应力是将拉应力、弯曲应力、扭矩应力综合后一种等效合力），确定薄弱点的抗拉强度，以及井口的过提量，避免发生拉断钻具事故。

3 玛2井区三开完井优化技术

1）完钻后按照KM-ERA 软件模拟的井眼清洁所需最小循环时间和推荐的井眼清洁参数，充分循环清洁井眼，然后倒划眼起钻至井斜30°，倒划眼参数为推荐的清洁参数，倒划眼速度≤5 m/min，倒划眼结束后循环至少1.5 个迟到时间，充分清洁井眼后（图9），吊卡起钻，直接电测[7-8]。

图9 倒划眼井眼清洁效果图

2）电测结束后，下入四扶通井（通井钻具组合：Φ165.1 mm 钻头+双母+Φ160 mm 扶正器+Φ114.3 mm加重钻杆1根+Φ160 mm扶正器+Φ160 mm扶正器+Φ114.3 mm 加重钻杆1 根+Φ160 mm 扶正器+Φ 114.3 mm 加重钻杆1 根+Φ114.3 mm 钻杆），充分循环井眼，直到振动筛干净为止，要求每循环一个迟到时间，卸一个立柱，避免长时间冲刷同一井段，同时提高井底附近的井眼清洁度，井眼循环干净后，打入高润滑性封闭浆（4%～5%液体润滑剂+1%～2%固体润滑剂+2%～3%聚合醇+1%～2%玻璃球），封闭整个斜井段和水平段，吊卡起钻。通井优选倒角30°、包角330°和大排屑槽（排屑槽过流面≥环空过流面积的35%）的扶正器（图10），提高扶正器的通过性，降低憋泵风险，提高通井安全[9]。

图10 推荐的扶正器倒角和包角图

3）通过分析钻进期间（尤其是最后一趟钻）和通井期间的井眼摩阻系数情况，并将所有邻井钻进和通井期间井眼摩阻系数与其实际下套管时的摩阻系数进行对比分析，得出一个钻进和通井期间摩阻系数与实际下套管摩阻系数的关系经验值。借助这个经验值来预测本井实际下套管的井眼摩阻系数，最后将本井预测的下套管摩阻系数与ERA模拟出的本井常规法下套管所允许的最大井眼摩阻系数（图11）进行比较，根据比较结果来优化下套管措施。如果预测的本井下套管摩阻系数≤ERA模拟的常规法下套管所允许最大井眼摩阻系数，选择常规法下套管。如果预测的本井下套管摩阻系数＞ERA 模拟的常规法下套管所允许最大井眼摩阻系数，选择漂浮下套管或旋转下套管。

图11 下套管悬重对摩阻系数敏感性分析图

应用案例：MaHW2050 井完钻井深5422 m，造斜点3200 m，造斜段段长接近500 m，水平段段长超过1700 m。完钻后根据最后一趟钻钻进期间的摩阻系数和通井期间的摩阻系数情况，结合邻井已完成井的历史数据资料，预测出本井下套管摩阻系数将会在0.38左右（ERA软件模拟出下套管摩阻系数不超过0.41，采用常规下套管方式能够将套管下到预订井深5404.76 m），最终实际下套管摩阻系数和预测的下套管摩阻系数基本吻合，仅用了30 h将套管顺利下到预订位置。

4）套管扶正器优选、放置，及柔性引鞋管串的优化[10-11]。套管扶正器选择倒角30°、包角330°、大排屑槽（排屑槽过流面≥环空过流面积的35%）的刚性和滚柱扶正器，交替放置在大斜度井段和水平段，滚柱扶正器的轮要大，否则在水平段起不到作用；整体式弹性扶正器不要放到水平段和大斜度井段，否则会增加下套管摩阻。柔性引鞋管串的优化，从第一根套管开始采用一前一后2 个紧挨着的扶正器，然后隔开两根套管，在第三根套管下部安装扶正器，之后按照正常做法安装扶正器，这样套管引鞋居中度会比较好，且引鞋管串柔性和通过性也会更好一些。

5）KM-ERA 软件模拟分析下套管激动ECD，给出合理的下套管速度（图12），防止下套管激动ECD超过地层最小水平应力或地层破裂压力，避免发生井漏。

图12 下套管激动ECD对下套管速度敏感性分析图

4 实施效果对比

2019 年海峡科技借助北美某公司先进钻井理念，在玛湖推广区玛2井区共完成21口井技术提速服务，主要为三开造斜段、水平段和完井作业技术提速服务，效果良好，平均三开钻、完井周期由之前的80.8天缩短至53.95天，提速33.23%，三开复杂事故平均口井损失时间由之前的16.33 天减少至8.12天，复杂事故减少50.27%（表2）。

表2 应用效果统计

5 结论与建议

1）通过优化钻井液密度、流变性、排量和起下钻速度，精细管理控制ECD，是预防井漏和井眼失稳的关键。

2）应用北美某公司井眼清洁理念和措施，及该公司ERA钻井优化软件模拟计算，分析评估井眼清洁状况，及时调整钻井参数和措施，能够很好地解决长水平段水平井的井眼清洁问题，实现安全高效钻井。

3）完钻后利用双扶钻具组合，倒划起钻至井斜30°，循环至少1.5 个迟到时间，充分清洁井眼，起钻直接电测，不仅节约了电测前的通井时间，也为下套管做好了井眼的充分清洁工作。

4）应用北美某公司ERA 钻井优化软件对相关工程力学和水力学进行模拟分析，指导现场施工，能够有效预防井下复杂事故，减少非生产时间。