致密砂岩小井眼水平井安全钻井关键技术

许翔舒

（大庆钻探钻井四公司，吉林松原138000）

本文以国内油田F 区块为研究对象，该地区致密砂岩存在埋藏深、岩性致密、研磨性高、开采难度大等特点[1-2]，根据油田工作部署，致密砂岩油气藏的开发将成为下一步主力增产油气藏。根据致密砂岩开采过程中的特点及难点，保证致密砂岩钻井安全高效，开展了致密砂岩油藏安全钻井关键技术攻关。

1 致密砂岩小井眼水平井钻机优选

钻机是钻井工程中最重要的核心设备，钻机的选择直接影响钻井施工的效率和质量。一般来说，大部分钻井施工单位都将钻井的主参数设置为钻机公称钻深或最大钩载。这两个参数能够直接反映钻机能够钻深的能力和载荷能力[3]。

1.1 钻机选择主要原则

最大钩载是钻井重要的参数，API（美国石油协会标准）也将80%套管破断强度或者是100%钻杆破断强度来计算最大钩载值。即：

式中：Q套——套管在空气中的重力，kN；

q套——套管柱单位长度，N/m；

L——套管柱长度，km。

1.1.1 绞车（或起升系统）选择原则

钻井设备中起升系统是重要的使用设备，包括动力系统、辅助系统（刹车、安全等）、各类吊装工具等[4]。

①钩载储备系数尽量选大些（一般≥1.60）。

②井架高度hA，一般应满足hA≥1.7Ls（Ls为立柱长度，m）。

③大钩的起升速度直接影响起下钻速度，速度过高受立柱长度、快绳速度及操作安全的限制；速度过低，则起钻速度过慢，影响起下钻效率。一般要求将最低速度选在0.45～0.5m/s，最高速度可按经验公式（3）选取。

式中：Ls——立柱长度，m;

z——游动系统有效绳数;

b——系数，取3 或4，在机械化操作水平高的条件下选用4。

④绞车的排挡数越高，就越能合理的分配绞车动力，减少起钻时间，但是对现场操作人员的能力要求越高，建议根据现场优化选择。

1.1.2 转盘（旋转系统）选择原则

①转盘开口直径应留有足够大的安全直径，通常情况下应该比钻井最大使用钻头大1cm。

②转盘转速可调范围大。

③转盘最大静载荷应与钻机最大钩载匹配。

④转盘（顶驱）额定功率应满足最大工作扭矩。

1.1.3 钻井泵（循环系统）选择原则

①根据设计井井身结构、钻柱组合及钻井液性能，确定满足钻井中携带钻屑的最小流量。

②满足钻至设计井深允许的最高泵压和携带钻屑的最小流量。

③满足钻井水力参数优选中，最高泵压和最优流量的选择。

④泵压和流量是一对相互制约的参数，现场施工时应该在满足钻井水力参数优选中优化选择。

⑤能承受高泵压且流量可调范围大。

1.2 F区块致密砂岩小井眼水平井钻机设备优选结果

针对F 区块致密砂岩小井眼水平井钻井施工技术特点及难点[5]，通过以上技术分析，优选钻机类型、优化设备配置。设计使用了三台设备参与了F-1区块的致密砂岩试验井（表1），其中一台70型钻机，两台50型钻机，均配备顶驱，全面提升了处理各种复杂工况的能力；并采用先进的固控设备，包括三联振动筛，中、高速离心机等，保证钻井液经过四级固控设备，确保钻井液净化能力。通过钻机优选和设备优化配置，极大地提升了处理复杂情况的能力，最大限度地保证了施工安全，为致密砂岩试验井的成功奠定了强有力的设备保证。

表1 F-1区块钻机选型统计表

2 小径钻杆优选与应用

针对常规∅152.4mm 井眼钻井过程中存在机械钻速慢、钻井效率低、钻井事故率高等特点，项目组在充分分析影响因素的基础上，寻找现有技术的瓶颈。分析认为当前∅152.4mm井眼钻井所使用的∅88.9mm钻杆存在循环压耗高、抗扭强度小、钻压传递困难、复合钻进稳斜效果差、滑动钻井工具面调整困难等多方面不利因素，借鉴国外先进经验并结合F 区块致密砂岩油气藏钻井的自身特点，决定使用∅101.6mm 双台肩非标准钻杆，因此需对∅101.6mm 钻具的使用工艺进行研究及其配套的实用工具进行改进。

2.1 工艺改进措施

2.1.1 螺纹参数优选

螺纹牙型角、牙高、锥度、台肩长度等螺纹参数的优选，以及螺纹有限元模拟分析计算，其中螺纹锥度的确定和螺纹台肩长度的控制是螺纹技术的关键[6]。

国外以及国内其他地区钻井作业使用的∅101.6mm双台肩非标准钻杆接头型号多为NC40，其抗扭强度为31884N·m，管体的抗扭强度为56800N·m，接头的抗扭强度低于管体的抗扭强度。针对深层致密砂岩油气藏的钻井特点，项目组设计了新型双台肩接头的结构尺寸和螺纹牙型，经改进后的新型接头抗扭性能和管体抗扭性能得到平衡，接头台肩和螺纹的自身抗扭能力得到提高，整体抗扭屈服极限超过50000N·m。并且新型接头的内径经过增大后能基本实现钻杆内径平滑过渡，使得钻具的水力性能明显提高。

2.1.2 井口工具、钻井工具和井下防磨工具等配套工具的研制

研制开发了与新型接头配套使用的钻井工具，经多口井使用表明，配套的井口及井下工具设计合理，安全可靠。

2.2.3 确定了配合∅101.6mm钻具的钻井施工工艺

经过多口井的试验及改进，取得了良好的效果，综合应用了双台肩连接、螺纹牙型优化和增大钻杆内径的改进方案，确定了该型号钻具使用时的钻井参数，解决了提高扭矩和提高水力效率的矛盾。

2.2 现场应用情况

在F 区块已完钻的9 口试验井中全部使用了∅101.6mm 钻具，取得了良好效果。以XXX-1井为例，对相同井深、相同钻井条件下，使用两种不同钻具进行软件模拟，对岩屑床厚度进行对比。模拟条件：井深4916m，泥浆密度1.25g/cm3，∅177.8mm套管下深2900m，摩擦系数0.25～0.3，机械钻速6m/h，顶驱转速90r/min。随着钻井排量的提高，岩屑床厚度逐渐降低，在完全清除岩屑床之前，相同排量下∅88.9mm 钻具产生的岩屑床始终高于∅101.6mm 钻具。∅101.6mm 钻具在排量达到15L/s 时，岩屑床可完全清除；∅88.9mm 钻具在排量需达到18.3L/s 时，岩屑床可完全清除（图1）。现场根据模拟结果及设备条件优选14L/s 排量进行钻进施工，配合定期短起下作业，保证了钻井效率和井下风险。

图1 水平段长1500m不同靶前位移情况下摩阻、扭矩发展趋势对比

多口井的使用结果表明，∅101.6mm钻具与∅88.9mm钻具相比提高了水力功率，增加钻头压降，提高钻头水力破岩能量，提高钻井效率；采取的双台肩密封技术避免了钻井液在流经每根钻杆节箍出现的紊流现象，降低了钻具内的循环压耗，在相同泵压的条件下可以实现更高的排量，从而实现更好的水力破岩效果和井底清洁效果；强管柱强度抵御井下风险的能力，大幅提高钻井安全性。

3 井下摩阻监测控制技术

3.1 引起井下摩阻增大的因素分析

（1）地层岩性的因素。水平段穿越泥岩段时，由于泥岩的摩阻系数大，使得全井摩阻迅速增加；穿越砂岩层时，由于储层渗透性强，如果钻井液密度过高，会在井壁产生压差，滑动钻进时易产生粘卡现象。

（2）井身结构的因素。技术套管的下深直接影响水平段的摩阻大小，二开长裸眼的水平井水平段摩阻系数在0.50～0.55 之间，后期滑动钻进非常困难，卡钻风险极大；技术套管下至造斜点，水平段摩阻系数在0.48～0.50之间；技术套管下至A靶点，水平段摩阻系数在0.43～0.46之间。

（3）钻井液性能因素。钻井液的润滑性能是影响摩阻系数最直接的因素，在实际摩阻增大，其他因素无法改变的情况下，增加钻井液的润滑性能都能够起到立竿见影的效果。

（4）钻具组合的因素。钻具组合的刚度和倒装钻具的位置都对井下摩阻有一定的影响。

（5）钻进参数的因素。钻进参数中的钻压过大易导致钻具发生屈曲，甚至自锁；排量和转速的大小直接影响钻井液的携岩效果，都会影响到井下摩阻的数值。

（6）井身轨迹的因素。设计中存在较大的扭方位施工、造斜段过长，或者在施工过程中出现较大的狗腿都会造成摩阻的迅速增加。

（7）机械钻速的因素。机械钻速过快的井段给钻井液的携岩工作带来困难，砂子返出不及时形成岩屑床，导致摩阻增大。

3.2 降低摩阻的技术措施

（1）提高地质预测能力，在水平段储层中尽可能避免钻遇大段泥岩层；

（2）处理钻井液，提高润滑性和携砂能力，原油含量保持在8%～15%；密度、粘度和失水控制在合理的范围内；

（3）工程措施，钻进时提高转盘转速和排量，采用小钻压、高转速的钻进方式，钻时快的井段控制机械钻速，确保所钻岩屑及时清除，打完单根或立柱根据需要划眼，必要时循环并进行短程起下钻作业；

（4）下入减摩工具，套管防磨，裸眼减摩；在下部钻具组合中加入水力加压器，上部钻具中加入水力振荡器和套管防磨套，降低全井摩阻；

（5）在摩阻已经超出设计的情况下，避免大幅度调整井眼轨迹、尽量减少滑动钻进，在稳斜段可采用常规稳斜钻具组合；

（6）下部钻具组合尽量简单，采取柔性的导向钻具组合，倒装钻具选取合适位置，改善水平段摩阻。

3.3 井下摩阻监测及控制方法

在施工之前，根据该区块完成的同类型致密砂岩水平井的摩阻控制情况，利用Landmark 摩阻计算软件反算出安全钻进的摩阻系数，然后再利用安全钻进的摩阻系数，利用软件计算制定出该井在不同长度的水平段时的摩阻控制目标，施工过程中，采取有效措施，使实际的摩阻尽量靠近事先制定的安全钻进摩阻控制目标，从而达到安全高效钻进的目的。

3.4 实时摩阻分析技术

使用Landmark软件中的摩阻扭矩模块对钻井设计中的摩阻扭矩数据进行分析计算，再根据实际测量的摩阻扭矩来修订出裸眼段摩阻系数。根据这个系数预测出最优施工剖面，来指导工程钻进和选择合适的钻井液，指导顺利施工。

实例：XXX-P2 井设计轨道摩阻扭矩计算分析如下。

3.4.1 模拟计算条件

①井身结构：∅339.7mm 套管×300m+∅177.8mm技术套管×2969m（下至A靶点+∅152.4mm裸眼；

②水平段钻具组合：∅152.40mm 钻头＋∅120mm单弯动力钻具×1根+∅148mm欠尺寸扶正器+∅120mm无磁钻铤×1 根+MWD+∅88.9mm 斜坡钻杆×1700m＋∅88.9mm 加重钻杆×600m＋∅88.9mm斜坡钻杆；

③钻井参数：钻压50kN，钻头扭矩2kN·m，排量14L/s；

④套管内摩阻系数0.25，裸眼段摩阻系数分别取0.35、0.40、0.45、0.50；

⑤水基钻井液密度1.25g/cm3；

⑥井眼完全净化，裸眼段井眼扩大率为5%。

3.4.2 水平段裸眼段不同摩阻系数下的摩阻扭矩计算

水平段裸眼段不同摩阻系数下的摩阻扭矩计算数据详见表2。

表2 裸眼段不同摩阻系数下的摩阻扭矩数据表

3.4.3 分析结果

以上分析可知，在钻井过程中摩阻扭矩通过模拟软件可以计算出，各种地层的裸眼段使用的计算数据，也就是摩阻系数不同，分析计算结果摩阻和扭矩会随着摩阻系数的变化而变化。所以钻井施工过程中要通过工程或钻井液上的调整措施，尽量保证较小的摩阻系数，从而达到安全优质的钻井目的。

3.4.4 制定安全钻进井下摩阻控制目标

例如：根据XXX-1、XXX-2 和XXX-3 井的实际摩阻大小，反算出安全钻进的摩阻系数在0.4 左右，然后制定出XXX-4井的摩阻控制目标，实钻中采取有效措施，降低摩阻系数，使实际摩阻尽量靠近安全钻进的摩阻控制目标，如表3所示。

表3 XXX-4井实际摩阻控制对比表

4 小结

（1）针对F 区块致密砂岩小井眼水平井钻井施工技术特点及难点，优选钻机类型、优化设备配置。参与了F-1区块的致密砂岩试验井，其中一台70型钻机，两台50型钻机，均配备顶驱，全面提升了处理各种复杂工况的能力。

（2）优选了∅101.6mm钻杆，与∅88.9mm钻杆相比提高了水力功率，增加钻头压降，提高钻头水力破岩能量，提高钻井效率。采取的双台肩密封技术降低了钻具内的循环压耗，在相同泵压的条件下可以实现更高的排量，实现更好的水力破岩效果和井底清洁效果，增强了抵御井下风险的能力，大幅提高钻井安全性。

（3）施工过程中，使用Landmark软件中的摩阻扭矩模块对钻井设计中的摩阻扭矩数据进行分析计算，再根据实际测量的摩阻扭矩来修订出裸眼段摩阻系数。根据这个系数预测出最优施工剖面，来指导工程钻进和选择合适的钻井液，指导顺利施工。对XXX-P2 井设计轨道摩阻扭矩计算分析，通过不同裸眼段摩阻系数下的摩阻扭矩计算分析可以得出，各种地层的裸眼段使用的计算数据，也就是摩阻系数不同，分析计算结果摩阻和扭矩会随着摩阻系数的变化而变化。所以钻井施工过程中要通过工程或钻井液上的调整措施，尽量保证较小的摩阻系数，从而达到安全优质的钻井目的。