牛庄洼陷页岩油大尺寸井眼优快钻井技术*

王 海 斌

(中石化胜利石油工程有限公司黄河钻井总公司)

0 引 言

济阳坳陷页岩油资源量达41亿t以上，开发前景广阔[1]。为落实页岩油勘探开发工作部署，中国石油化工集团有限公司申报开展了胜利页岩油国家级示范区建设。牛庄洼陷位于济阳坳陷东营凹陷南坡东段，面积670 km2，资源量沙三下亚段1.79亿t、沙四段上纯上3.49亿t，是页岩油国家示范区重点建设区块之一[2-3]。

牛庄洼陷页岩油平面、纵向非均质性强，岩性复杂，钻井工程面临上部井段破岩效率低、行程进尺短、轨迹控制难等技术难题。国内外在ø311.1 mm井眼钻井方面主要通过高效钻头、大扭矩螺杆等工具应用来提高钻井效率，这为牛庄洼陷上部地层的技术优选提供了借鉴。但牛庄洼陷独特的地质条件、井身结构及轨道设计使得ø311.1 mm井眼钻进中面临钻头寿命短、行程进尺少、斜井段滑动效率低等问题。笔者针对牛庄洼陷ø311.1 mm井眼钻进的工程问题，开展了提速工艺分段优化、轨迹优化、高效钻头与提速工具的研制配套及钻井液体系的优化，在牛庄洼陷20口页岩油井的实践应用中，实现了ø311.1 mm井眼提高机械钻速、增加行程进尺、缩短钻井周期的目的，创造了多项ø311.1mm井眼施工纪录，可为济阳坳陷页岩油资源的勘探开发提供技术支撑。

1 牛庄洼陷二开井段地质挑战与工程技术难点

1.1 地层特性与挑战

从钻遇地层的情况来看，牛庄洼陷页岩油自上而下依次钻遇平原组、明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组，见表1。

表1 牛庄洼陷页岩油井钻遇地层及岩性分布Table 1 Drilled formation and lithology distribution by shale oil wells in Niuzhuang subsag

从地层层序及岩性分布上看，东营组以浅地层成岩作用差，泥岩疏松、造浆率高、易水化膨胀，“糊井眼”、缩径、起下钻阻卡等问题较为突出；馆陶组底部-东营组含有砾石，对钻头的冲击破坏性强，易造成钻头崩齿，对钻头寿命影响严重，导致行程进尺短，钻井时效低；沙河街组以深地层大段硬质泥岩、灰质夹层可钻性级值在5级以上[4-5]，钻头吃入困难、破岩效率低。

1.2 二开钻井提速技术难点

牛庄洼陷页岩油井采用三开制井身结构(见图1)设计：一开采用ø444.5 mm钻头，下入ø339.7 mm表层套管至井深800 m，封隔疏松表层及地表水层；二开采用ø311.1 mm钻头，下入ø244.5 mm技术套管进沙三下亚段20 m(垂深)，封过沙三中亚段低压地层；三开采用ø215.9 mm钻头完成目的层钻进，并下入ø139.7 mm套管。

图1 牛庄洼陷页岩油水平井井身结构示意图Fig.1 Schematic diagram for horizontal well profile of shale oil in Niuzhuang subsag

井眼轨道采用“直-增-稳-增-平”五段制轨道类型设计，造斜点井深约为3 000 m，位于沙三中亚段地层；二开完钻垂深约为3 400 m，进入沙三下亚段地层，中完井斜30°～40°，见表2。

表2 牛庄洼陷A井靶前井眼轨道设计参数Table 2 Design parameters of wellbore trajectory in front of Well A target in Niuzhuang subsag

结合地层特性，牛庄洼陷页岩油上部二开斜井段位于沙三段，一方面地层可钻性差，钻头破岩难度大；另一方面，ø311.1 mm大尺寸井眼滑动钻进钻头稳定性与攻击性矛盾突出，工具面稳定难度大，导致钻井效率低。

2 大尺寸井眼钻井提速关键技术

2.1 大尺寸井眼提速工艺分段优化

针对牛庄洼陷页岩油ø311.1 mm大尺寸井眼面临的地质挑战与工程难点，优化了不同井段的提速工艺，以提高技术针对性[6-9]：

(1)直井段采用“耐磨混合齿PDC+大扭矩螺杆”工艺，解决砾石层钻头损伤大、寿命短、行程进尺少的问题，完成全部直井段及部分增斜段钻进；

(2)斜井段采用“狮虎兽+大扭矩螺杆+减摩降阻工具”的钻进工艺，解决大尺寸井眼滑动钻进PDC稳定性差、“托压”严重导致的钻进效率低的问题，完成二开全部斜井段施工。

2.2 井眼轨道优化设计

2.2.1 悬杆线轨道设计方法

为降低钻柱摩阻，减少大尺寸井眼的滑动施工，提高PDC钻头复合钻进井段，利用基于弹性杆力学模型的“悬杆线”井眼轨道设计方法对井眼轨道进行了优化设计[6-9]。悬杆线轨道分别由直井段Oa、过渡段ab、悬杆段bc和稳斜段ct组成(见图2)。其中悬杆段端点b、c存在约束，中间的钻柱在端部约束和自身重力的作用下自然悬垂，处于静力平衡状态，如图3所示。

图2 悬杆线轨道的组成Fig.2 Composition of suspender line trajectory

图3 悬杆段钻柱的受力示意图Fig.3 Schematic diagram of stress on the drill string in suspender section

在造斜点a的垂深、节点b的井斜角、过渡段ab造斜率、靶点t垂深及水平位移、最大井眼造斜率已知的情况下，可由二维轨道设计方法计算出节点b处的坐标Sb、Db和井深Lb。悬杆段井眼轨道可由平衡方程及轨迹计算方程给出：

(1)

(2)

式中：Ft为钻柱在稳斜段中的摩擦力，N；Fn为悬杆段任意位置处的剪力，N；fg为钻柱的线浮重，N/m；s为悬杆段任意位置处与节点b间的弧长，m；k为悬杆段任意位置处的造斜率，rad/m；E为钻柱的弹性模量，Pa；I为钻柱的截面惯性矩，m4；S为悬杆段任意位置处的水平位移，m；D为悬杆段任意位置处的垂深，m；α为悬杆段任意位置处的井斜角，rad。

2.2.2 轨道设计效果

利用该方法完成了悬杆线轨道设计(见表3)，并对比了其与常规轨道在滑动、起钻、下钻、复合钻进等工况下所受到的摩阻扭矩(见图4和图5)。

图4 不同工况下2种井眼轨道摩阻对比Fig.4 Comparison of friction between two types of wellbore trajectories under different working conditions

图5 旋转钻进工况下2种轨道的扭矩对比Fig.5 Comparison of torque between two types of wellbore trajectories under rotary drilling conditions

表3 牛庄洼陷A井悬杆线井眼轨道设计结果Table 3 Design results of the “suspender line” wellbore trajectory of Well A in Niuzhuang subsag

从对比分析结果可以看出，相较于常规井眼轨道，悬杆线轨道在4种工况下均表现出明显的降摩减扭效果，在提高钻压传递效率，提升钻井效率方面能起到积极作用。

2.3 高性能个性化钻头研制

2.3.1 穿砾石层耐磨混合PDC钻头

馆陶组底部-东营组上部分布100～200 m厚的砾石层[10]，钻头的冲击损坏较为严重、单只钻头进尺少。为实现直井段“一趟钻”钻进目标，通过砾石层岩石-切削齿相互作用机理分析及强度特性分析[11]，研制了钻穿砾石层高耐磨混合齿PDC钻头。该钻头采用三棱齿+锥齿的抗冲击稳定切削结构(见图6)。三棱齿具有比平面齿更高的抗冲击性能，能够承受更高的冲击载荷而不失效；后排锥齿可以劈碎砾石，减轻砾石对钻头的冲击作用，同时起到稳定钻头切削状态的作用，增强钻头钻进过程中的稳定性，进一步降低钻头冲击损坏的可能性。

图6 穿砾石层耐磨混合PDC钻头Fig.6 Wear resistant mixed PDC bit crossing gravel layer

2.3.2 “狮虎兽”(牙轮-PDC混合)钻头

钻井实践表明，牙轮-PDC混合钻头在滑动钻进中能显著减轻钻头扭转振动、减弱钻头黏滑，增强滑动过程中工具面稳定性，对提高滑动钻进效率具有积极作用[12-14]。该钻头适合在致密泥页岩、不均质地层的滑动钻进中应用，其导向钻进能力与牙轮钻头相当，同时由于PDC切削齿的作用，“狮虎兽”钻头的破岩效率与机械钻速更高、纯钻寿命更长。能解决大斜度井定向井段摩阻扭矩大、托压严重和工具面不稳定的问题，并能够提高大斜度井定向井段的钻进速度。

牙轮-PDC混合钻头采用3刀翼+3牙轮结构布局(见图7)，PDC部分主切削齿采用19 mm复合片、大齿间距中等后倾角布齿，内锥齿间距7～8 mm，鼻肩部齿间距5～6 mm，能增强钻头吃入能力；内锥后倾角15°～18°，鼻肩部后倾角18°～22°，能增强复合片抗冲击能力，防止崩齿环磨。

图7 牙轮-PDC混合钻头Fig.7 Cone-PDC hybrid bit

牙轮部分采用“3-3-4”齿排勺形齿设计，冠部牙轮齿高度比PDC切削齿高1～2 mm，能够提高泥岩地层切削效率，同时保护内锥外侧和鼻肩部复合片，提高破岩效率并防止崩齿。

2.4 关键提速工具配套

斜井段定向钻进过程中，钻柱仅沿井眼轴线方向滑动，不发生旋转，钻柱与井壁之间近似于静摩擦，钻压传递困难，并且随着井斜的增加，“托压”现象愈加明显，主要表现为：①指重表读数不断增加，但钻头并未真正接触井底，钻压主要由井壁对钻杆的摩阻承担，不能产生有效进尺；②为使钻头真正接触井底产生破岩效果，需要不断施加钻压、过度释放钩载，易发生钻柱突然释放，钻头猛烈冲击井底导致憋泵的问题，且螺杆钻具扭矩突然升高将造成剧烈波动，导致工具面不稳定。以上情况下需要频繁上提下放钻具，释放钻具摩阻和扭矩，重新定向工具面，严重降低了滑动钻进效率。为解决ø311.1 mm大尺寸井眼滑动钻进“托压”频繁、工具面稳定性差、钻进时效低等问题，配套应用了水力振荡器和钻柱双向扭转系统，从井下、地面双管齐下，实现了减摩降阻、提速提效的目的。

2.4.1 增强型水力振荡器

通过钻井液流经水力振荡器产生的规律性压降变化，将水力能量转换为轴向振动的机械能，从而有效降低摩阻，减少滑动钻进中的“托压”现象，同时可以降低钻具黏卡风险，提高钻进安全性。

(1)工具结构。水力振荡器主要由水力脉冲发生短节和振荡短节2部分构成，如图8和图9所示。

1—防掉接头；2—防掉组件；3—连接杆；4—马达本体；5—定子；6—转子；7—过水冒；8—上盘阀；9—下盘阀；10—下接头。图8 水力脉冲发生短节结构示意图Fig.8 Schematic diagram for structure of hydraulic pulsing nipple

1—花键心轴；2—防尘密封组件；3—外花键短节；4—上筒体；5—防掉短节；6—碟簧；7—双向密封组件；8—活塞；9—下筒体；10—下接头。图9 振荡短节结构示意图Fig.9 Schematic diagram for structure of oscillation nipple

水力脉冲振荡发生短节由1∶2容积式动力马达和盘阀机构组成，主要包括防掉组件、定子、转子、上下盘阀等机构。振荡短节是工具产生轴向振荡的核心机构，主要由花键心轴、防掉短节、碟簧、活塞及密封组件等构成。

(2)工作原理。钻井过程中，钻井液流经动力马达时会驱动转子带动上、下盘阀高速转动，上、下盘阀间设有配合流道，通过流道过流面积变化对钻井液形成脉冲流量变化，进而产生相应压力脉冲，压力脉冲驱动振荡短节活塞产生周期性轴向振动，从而达到降低摩阻、提高钻压传递效率的目的。

(3)主要技术参数。利用工具室内检测试验台架对水力振荡器工具性能进行了测试，通过在工具两端连接进水和回水管线，形成测试回路，如图10所示。利用压力传感器、线性位移传感器测量工具的主要技术参数，见表4。

图10 工具室内检测试验台架测试流程图Fig.10 Flow chart for test bench test of indoor inspection of tools

表4 水力振荡器室内测试性能参数Table 4 Indoor test performance parameters of hydro-oscillator

(4)配套软件。配套开发了水力振荡器安放位置优化计算软件，可根据井眼尺寸、钻具组合、轨迹参数、钻井液性能等条件，计算不同钻井参数条件下的水力压耗及工具振荡力输出，优化水力振荡器选型及安放位置，如图11所示。

图11 水力振荡器应用优化计算软件计算流程Fig.11 Calculation process of hydro-oscillator application optimization calculation software

2.4.2 钻柱双向扭转系统

利用动摩擦因数比静摩擦因数小的原理，钻柱双向扭转控制系统通过变频器控制顶驱/转盘电机正反转，从而实现钻柱双向扭转。扭转过程中可灵活快捷地调整控制参数，做到既让上部大部分钻柱扭转起来，同时又可保持底部钻具组合静止，实现最大程度地降低摩阻、保持工具面稳定的目的，从而提高滑动钻进的施工时效。

钻柱双向扭转自动控制系统主要由主控仪、司钻操作显示仪、惯刹气压传感器、转盘电机编码器、变频器驱动控制模块、数据采集模块等组成(见图12)。钻柱扭转控制系统可与钻机转盘控制系统自由切换，采集惯刹气压信号、转盘电机风机信号及链条箱润滑油泵信号形成互锁保护；通过电机编码器快速精确地采集与控制电机速度信号和旋转角度，形成控制闭环。

图12 双向扭转自动控制系统方案示意图Fig.12 Schematic diagram for the automatic control system of two-way torsion

钻柱双向扭转自动控制软件由上位机软件和下位机软件组成，上机位软件具备参数设置、扭转参数调节、MWD及录井数据显示等功能。下位机软件主要包括硬件组态和梯形图程序块等，主要实现角度精确定位、角度扭转控制、扭矩扭转控制等功能。

2.5 钻井液体系优化

二开钻进层位为明化镇组-沙三段，其中明化镇组、馆陶组地层的红色泥岩造浆率高，易造成钻井液固相污染、井眼缩径等复杂情况，钻井液体系选择及维护主要以控制造浆、防缩径为主；东营组-沙河街组砂层发育，高孔高渗特征明显，易出现裂缝性漏失及压差黏吸现象[2，15]，该井段钻井液体系以封堵防塌为主。各井段钻井液体系优选方案见表5。

表5 牛庄洼陷页岩油井上部井段钻井液体系优选Table 5 Optimization of drilling fluid system for the upper section of shale oil wells in Niuzhuang subsag

3 现场应用

页岩油ø311.1 mm大尺寸井眼优快钻井技术在牛庄洼陷国家级页岩油示范区试验井组应用20口井，机械钻速和行程进尺显著增加，二开钻井周期显著缩短，提速提效成果显著：二开平均机械钻速20.71 m/h，较同区块前期(12.26 m/h)提高40.8%；二开每趟钻平均进尺1 227.3 m，较同区块前期(每趟钻进尺658.5 m)提升46.35%；二开平均钻井周期11.05 d，较同区块前期(24.86 d)缩短55.55%。

以示范区A井为例，通过该技术应用实现了胜利页岩油二开2个“一趟钻”的目标，创造了ø311.1 mm大尺寸井眼日进尺1 620 m的全国纪录，最短钻井周期6.33 d，该指标处于国内行业领先水平。

根据下压造斜点、提高造斜率的优化思路，直井段增加了500 m，造斜井段缩短50 m，稳斜段缩短563 m，二开造斜率每30m增加1.1°，中完井斜基本保持一致，如表6所示。

表6 牛庄洼陷A#井眼轨迹优化前后对比Table 6 Comparison of Well A trajectories before and after optimization in Niuzhuang subsag

直井段采用高性能耐磨混合齿PDC钻头配合大扭矩螺杆钻具的钻进工艺，钻井液保障氯化钙补充(每100 m补1.5 t)，强化抑制性，强化固控，保持钻井液低黏切、低固相性能。沙一段～沙二段地层停用氯化钙，保证井眼清洁。单趟进尺1 576 m，一趟钻完成二开直井段钻进，直井段平均机械钻速提高至47.18 m/h。

斜井段更换为牙轮-PDC混合钻头配合大扭矩螺杆及水力振荡器，配套钻柱双向扭转系统的钻进工艺，滑动钻进井段替入200 m3盐浆，3%褐煤树脂、2%高酸溶磺化沥青、3%SMP-1，配合塑料小球，确保钻井液具有良好的润滑性能[16]。由“托压”导致的滑动钻进辅助时效降低66.26%，滑动摩阻降低50%～88%(见表7)，平均滑动钻进机械钻速11.13 m/h，较区块邻井提高3倍以上，一趟钻完成斜井段施工。

表7 牛页一区A井钻柱双向扭转系统应用效果统计Table 7 Statistics on the application effect of bi-directional torsion system of drill string in Well A of Niuye1 block

4 结论与建议

(1)应用效果表明，钻井提速技术工艺分段优化能够显著提升钻井工艺在不同井段的针对性和适用性，有效解决了牛庄洼陷页岩油上部大尺寸井眼钻井效率低、行程进尺少的问题，能够为胜利页岩油钻井提速提效工艺技术提升提供借鉴。

(2)现阶段胜利页岩油仍处于大规模开发初期，钻井工程技术仍存在不足，提升空间较大，在当前二开2个“一趟钻”的基础上，仍需开展长寿命、高稳定性定向PDC钻头研制，为二开“一趟钻”目标的实现打好基础。