提高冀东油区侧钻水平井的机械钻速

中国石油集团长城钻探工程有限公司井下作业公司 求实QC小组

（辽宁 盘锦 124010）

侧钻水平井技术是20世纪90年代初国际石油界迅速发展并日臻完善的一项综合性配套技术。2009年末，中国石油长城钻探井下作业公司冀东项目部进驻冀东油田钻修井市场，立足开发侧钻水平井服务项目。并把提高目的层油藏钻井机械钻速，缩短建井周期，作为小组活动的攻关方向，积极开展质量攻关和质量改进活动。

1 小组简介及成员概况

表1为小组概况。

2 选题理由

（1）对2009年度渤钻某公司在冀东侧钻水平井施工情况进行调查，平均机械钻速为5.68m/h。

表1 小组简介及成员概况

（2）长城井下冀东项目部2009年度下半年工程统计16口井次,现平均机械钻速4.77m/h,普遍偏低。

（3）确定课题是提高冀东油区侧钻水平井机械钻速。

3 现状调查与分析

3.1 现状调查

2009年度，对公司完成侧钻井16井次进行调查分析，由“井下工具配置、钻井参数、泥浆选型、钻井设备、地层可钻性、气候因素、其它”7项影响机械钻速因素进行问题总结，如表2所示。

3.2 归类统计

根据统计情况，对冀东油区侧钻井水平井中影响机械钻速问题做以分析,见表3。

由表3可以看出，因“井下工具动力释放弱、钻井水力效应欠佳及泥浆性能差”3个问题导致影响平均机械钻速低的累积频率占总频率的76.8%。要提高冀东油区侧钻水平井机械钻速，必须解决这3个主要问题。

3.3 调查结论与目标值推算

小组成员为保守起见，同一条件下，把目标值设在问题只解决80%的基础上,可提高的机械钻速为：（4.77/2）×76.8%×80%=1.47（m/h）；项目部C12294队与渤钻差距为5.68-4.77=0.91（m/h）；可提机械钻速（1.47m/h）＞与渤钻机械钻速差距（0.91m/h）；故此，提高机械钻速目标6.24m/h(4.77+1.47)设在渤钻机械钻速(5.68m/h)之上切实可行。

表2 2009年度影响侧钻水平井机械钻速因素统计表

表 3“机械钻速影响因素”频次、频率调查表

4 设定目标

冀东油区侧钻水平井机械钻速由目前的4.77m/h提高到6.24m/h以上。

5 原因分析

采用关联图法，对影响冀东CP井机械钻速低的问题进行分析，见图1。

6 要因确认

从关联图可以看出，末端因素共有8项，小组成员针对此末端因素进行逐一排查的方法来进一步确定是否为主要因素。

6.1 钻头选择不当与底部组合不匹配

经现场认证4口井底部钻具组合的钻井效能调查（表4）和起出钻头情况分析（图2）可看出，钻井效能低，钻头磨损严重，直接影响井下工具的释放与钻进效率。结论：要因。

6.2 井眼稳定性差

经小组成员研究认证，冀东油区以高尚堡作业区为代表的Ng6、Ng8、NmⅢ等主要产层，具有压实紧密、不易坍塌、掉快和井漏的特点。故此侧钻水平井井眼稳定性相对较好。结论：非要因。

6.3 钻井水力参数不合理

钻井过程中，钻压的不合理，导致牙齿受到地层的磨损过快。况且，CP井应用螺杆钻具组合，直接受水功率的影响，导致机械钻速低的主要因素。结论：要因，见图3～图5。

6.4 泥浆固相含量高

通过调查在2009年度5口施工井中，采用4级固控设备净化。平均控制含砂量在0.45%，见表5。符合中石油行业 《“细分散低固相泥浆应用体系”规定办法》要求的0.5%的标准。结论：非要因。

表4 钻井效能调查表

6.5 摩阻系数高

由《钻井液常规性能与摩阻系数统计表》得出的平均摩阻系数Kf=0.085 2，均高于中石油行业《“细分散低固相泥浆应用体系”规定办法》与工程设计Kf≤0.08的标准，见表6。结论：要因。

6.6 钻井、固控设备配置低

结合设备资质并对现场设备逐一核对，由小组成员绘制钻井、固控设备配置情况统计表，见表7。

该套钻井、固控设备符合冀东油区侧钻水平井钻机选型及钻井主要设备的配置要求。结论：非要因。

6.7 三维绕障与油藏导向偏差

表5 钻井液平均含砂量调查表

表6 钻井液常规性能与摩阻系数统计表

表7 钻井、固控设备配置情况统计表

三维绕障与油藏导向偏差总会造成水平井实钻轨道偏离其设计轨道。主要表现为地质误差；工具能力误差；轨道预测误差；要求严格控制精度，达到较稳、较快的施工水平。故此“三维绕障与油藏导向”技术是追求“成功”、“成本”目标在水平井中的具体表现。结论：要因。

6.8 岗位技能培训差

2010年3月期间经调查，岗位工人通过岗前培训、参观和技术交流的方式，对冀东油区侧钻水平井的施工工艺、技术措施进行普及与推广，均能胜任本职工作。结论：非要因。

7 制定对策

对影响“冀东油区机械钻速”的4个重要因素进行分析和评价，通过“5W 1H”的方法制定实施方案对策表,见表8。

表8 对策实施方案表

8 对策实施

8.1 确定钻头选型与优化钻具组合

8.1.1 优选钻头

针对山前构造地层软硬交错夹层研磨性强等特点，采用短保径钻头，中抛冠部形状，五刀翼弧形结构，19mm加厚环爪，增高了钻头的攻击力，即提高机械钻速，又能使钻头具有较长的使用寿命，见图6。

8.1.2 优选螺杆动力钻具

螺杆动力钻具是多级模诺泵的逆用。螺杆动力钻具是正排量动力钻具，与钻压、排量、泵压有直接关系,见图7、图8。

通过上下活动钻具求出摩擦阻力的大小，指重表显示钻压减去摩擦阻力确定实际钻压。并从泵压的变化可以较准确的掌握钻头在井底工作状况。单线螺杆动力钻具的效率达80%左右。进而确定底部钻具优化的最终方案,见表9。

8.1.3 优化钻具组合

根据侧钻水平井钻具配伍的要求，采用倒装钻具组合模式,见表10。

8.1.4案例与实施

高104-5平63侧平1井是布在高浅北区局部较高部位的一口开发侧钻水平井。设计井深2 142m,总进尺为952m，见表11。

8.1.5 应用效果

（1）钻头磨损情况及钻头使用验证

由于本井钻遇地层为明化镇，岩性为泥砂岩和细砂岩，地层比较复杂，钻头表现为轻度磨损。故多半井段全井采用PDC（型号G1353DS）钻头钻井，拟定其工程技术参数,见表12。

该井最大机械钻速15.38m/h，平均机械钻速为7.5m/h，实现了钻头水功率优化，有效消减井下工具动力释放不良的后果。

（2）钻井水力效能分析及认定（表13）

表9 YL型螺杆钻具技术性能表（现场通用）

表10 侧钻水平井钻具组合模式表

表11 G104-5P63CP1钻具组合结构表

表12 钻头使用情况统计表

根据表13钻井效率、钻头使用和水功率变化的情况可以看出，采用YL型螺杆、G1353DS型PDC钻头与倒装钻具组合模式，使机械钻速同2009年度平均值提高30%，见到明显效果。

8.2 钻井参数、水力参数优化

G104-5P15CP1井构造位置位于高浅北区高104区块Ng8小层构造较高部位，设计垂深1 767m（海拔），井深2 381m，井型为侧钻水平井。

8.2.1 提高钻头水功率

运用高效破岩及钻井参数优选技术，并根据钻头水功率的计算模式（Qopt=(Pr/2.8KL)1/1.8=[Pr/2.8(n+md)]1/1.8），获得最大钻头水功率、水力参数计算统计。其结果见表14。

优选各种水功率参数后，所呈现的该井机械钻速的统计情况，见图9。

8.2.2 优化钻井、水力参数

（1）钻井参数、技术参数优化。依据钻井工程软件（钻压转速优选软件、钻井水力参数计算及优化软件）预优选钻井、水力参数。确定钻井过程中与钻井、水力因素有关的各变量关系，见图10、图11。

表13 钻进效率确认表

表14 G104-5P15CP1井各水功率参数计算应用情况统计表

（2）采用正交实验法确定钻井水力参数工程技术指标施工简况。高59-12侧平1井是布在高59-35断块构造较高的开发侧钻水平井。

试验目的：采用“正交实验法”进行评价，找出提高钻井参数、水力参数的优化指标，达到提高钻井“机械钻速”的目的。

①确定因素位级 。高59-12CP1井现场改变“钻压、转数、泵压、排量”4个因数变化，确定4个因数做为参考对象，如表15所示。

表15 因素设定表

②实验方案的设计与实施。根据正交实验原理对钻压、转数、泵压、排量与“机械钻速”之间的实验数据，建立正交实验L9(34)模式统计表,见表16。

③实验结果分析。直接比较9次试验的“机械钻速”，第5号试验的“机械钻速”为10.2m/h。表明当钻压20～35kN、转数60～70r/min、泵压11～13MPa、排量12L/s时提高“机械钻速”效果最佳。

④现场应用效果。该井总进尺为692m，平均机械钻速6.7m/h。通过提高“钻头水功率”和优化“钻井、水力参数”完全地改善钻井、水力效应弱的现象，完成提高机械钻速的预期目标,见表17。

8.3 完善KCL有机正电胶钻井液的配比参数 （正交试验）

8.3.1 MC15-2CP1井现场应用情况

工程技术状况:开窗1 528m、完钻井深:2 032m。

（1）钻井液的选择主要的目的是改善钻井液流变性、降低摩阻。

（2）通过正交试验法调整KCL-有机正电胶钻井液中“正电胶、NH4-HPAN、原油和极压润滑剂”的含量配方，确定正4个因素的参数比,见表18。

（3）部署设计试验方案。实施正交试验，对“正电胶、NH4-HPAN、原油和极压润滑剂”的含量与钻井液摩阻系数的试验数据进行汇总，建立正交实验L9(34)统计模型,如表19所示。

由正交实验统计模型，可以计算出来诸因数在每个水平下的平均机械效率。混入正电胶后3次实验“机械钻速”之和CP（ZD0.5-1.0）=0.078+0.065+ 0.058=0.723,其平均值CP30/3=0.049,CP（ZD1.5-2.5）和 CP（ZD2.5-3.5）时“平均机械钻速”分别为 CP（ZD1.5-2.5）/3=0.071,CP（ZD2.5-3.5）/3=0.072。

3个平均值的极差：R=max{0.067,0.071,0.072}-min{0.067，0.071，0.072}=0.072-0.067=0.005，类似地可以计算应用因素NH4-HPAN含量、原油含量和极压润滑剂含量的极差分别为0.015；0.008；0.003。将3个因素的4个平均“机械钻速”数值作图，如图12所示。

表16 提高“机械钻速”正交试验统计表

表17 钻进效能评价表

表18 降低摩阻系数因素确定表

表19 钻井液摩阻系数正交试验统计表

（4）确定KCL-有机正电胶钻井液现场应用的最佳配方。由图12应用因素数值对照评价分析图可以看出，得出KCL-有机正电胶钻井液基础配方的最佳组合。

6%膨润土+1.5%～2.5%有机正电胶+1%～2% NH4-HPAN+8%～10%原油+2%～3%极压润滑剂+ 0.2%～0.5%KCl+0.2%～0.3%PMHA-Ⅱ+2%～3%SAS+ 0.2%～0.3%乳化剂+2%～3%单向压力封闭剂+NaOH +……

（5）现场应用效果。MC15-2CP1井现场录取泥浆性能参数，通过调整钻井液性能，使钻井液摩阻系数远低于设计Kf≤0.008的技术标准,见表20。

8.4 地质导向与三维绕障技术的应用

应用MWD井下随钻测量控制技术及定向钻井实际需求，地层评估与井下钻井工况综合影响着整体钻进的机械钻速。

8.4.1 NP1-7CP1井地质导向与三维绕障技术应用

根据地层岩性描述和邻近井身数据确定地质导向与三维绕障数据，制定施工方案与工艺措施，完善并修正井深轨迹，缩短钻进时的判断等停时间。依据地层构造图13和表21设计井眼轨迹。

表20 MC15-2CP1井钻井液班报表

表21 NP1-7CP1井地层及岩性描述表

优化井眼方向控制方案设计时，需要计算出井眼轨迹的特征参数，现场罗列出井眼轨道的分点数据，现场优化见表22。

8.4.2 效果验证

通过合理控制井眼轨迹走向，及时准确判断油气藏深度、地层倾角及层间地质特性，提出合理决策，缩短整体的纯钻进时间，完成单井三维绕障与地质导向技术现场执行准确率,见表23。

9 效果检验

9.1 工程指标评价与总结

9.1.1 对策实施后机械钻速低于6.24m/h的影响因素发生频次

（1）在2010年度6口侧钻井水平井施工中，机械钻速低于6.24m/h的影响因素发生频次调查表和频次、频率分析统计表，见表24与表25。

（2）由此可知：“地层可钻性差、气候因素恶劣”是客观存在的，已成为影响机械钻速的主要问题，“钻井水力效应欠佳、井下工具动力释放弱、泥浆性能差”3个问题均的到有效控制。

9.1.2 采取措施前后同一条件下侧钻水平井机械钻速对比

为检验是否达到了活动目标,小组进行同期的统计对比，见表26。

从表26可以看出，活动前机械钻速为4.77m/h,活动后机械钻速为7.58m/h，超出目标值1.34m/h，达到并超过预期目标。

表23 三维绕障与地质导向技术现场执行情况统计表

表24 对策实施后机械钻速低于6.24m/h的影响因素发生频次调查表

表25 “机械钻速”影响因素频次、频率分析统计表

9.2 经济效益评价

根据完成6口井的实际情况，依据每米钻井成本计算模式C=Cb+(Cr+CP)(T+T1)/F，进行统计因提高机械钻速而节约的施工周期及日成本耗费，建立应用情况评价表，见表27。

9.3 巩固期效果检验

在2010年10月的巩固期期间，成功地进行了G105-5CP1井与G104-6P11CP1井施工，机械钻速分别提高到9.1m/h和8.7m/h，见到了明显的实施效果。

9.4 社会评价

通过技术的推广与应用，冀东项目部C12294队先后完成了3口小井眼、大位移、中长半径的侧钻水平井业务，跻身于长城钻探公司小井眼侧钻水平井的先进行列。

10 巩固措施

（1）将“钻井及水力参数优化、地质导向与三维绕障技术”等工艺编入中石油长城钻探井下作业公司《冀东油区侧钻水平井工程实施方案》，并在冀东项目部推广应用。

（2）将成果中“KCL-有机正电胶钻井液基础配方”的最佳组合：6%膨润土+1.5%～2.5%有机正电胶+1%～2%NH4-HPAN+8%～10%原油+2%～3%极压润滑剂+……编入 《提高冀东油区侧钻水平井的机械钻速主要技术措施》；并纳入长城钻探井下作业公司冀东项目部《教育培训管理规定》予以执行。文件编号：Q/GWDS.G.10.01-R-JD01

表26 对策实施前后基本数据对照表

表27 提高机械钻速效益评价表

11 总结与今后打算

（1）在小组成员的共同努力，使长城井下冀东项目部在冀东油区侧钻水平井施工中机械钻速有了大幅度的提高，实现了预期目标。小组成员的质量意识、技术水平、攻关能力均得以提高。

（2）通过采用PDCA管理运作模式，有效的优化技术与革新观念，为今后实施套管内分支井技术、裸眼导向与三维绕障技术提供经验和指导作用。使其侧钻水平井工程更有效地用于薄层油藏、断块油藏和边界油藏的开采需求，进一步完善侧钻水平井在完井工艺上技术难题，把“提高砾砂筛管完井一次成功率”作为下次攻关课题，不断拓展侧钻水平井在钻修井市场的广阔领域。