提高庆深气田气体钻井效率技术研究

陈绍云邢 琛孙 妍

（1.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413；2.大庆油田有限责任公司采气分公司，黑龙江大庆 163712）

提高庆深气田气体钻井效率技术研究

陈绍云1邢 琛2孙 妍1

（1.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413；2.大庆油田有限责任公司采气分公司，黑龙江大庆 163712）

庆深气田钻井实践表明，气体钻井在钻井提速方面效果显著，但由于气体钻井应用井段多含泥页岩，在地层出水条件下，易产生卡钻等复杂事故，对后期的钻井、测井、固井等影响较大。针对气体钻井效率影响因素进行分析，结合已有实钻经验，重新建立了气体钻井条件下地层出水预测模型，并用理论分析为指导，改进相关设备、技术，形成配套技术系列。6口井现场应用结果表明，通过相关技术改进完善，有效地杜绝了气体钻井复杂事故的发生，保证了井身质量，提高了气体钻井综合效益。

气体钻井；地层出水；井身质量；钻井效率；预测模型；改进完善

2005年以来，随着勘探节奏不断加快，气体钻井作为深层提速一项重要技术，在大庆油田取得长足进步。截至2010年底，气体钻井现场应用23口井，平均单井进尺668.86 m，平均机械钻速6.08 m/h，是邻井机械钻速的4.5倍。但也存在卡钻、后续划眼时间长等问题，影响气体钻井的大规模推广应用。在已钻23口井中，有17口井存在后续划眼和复杂处理等问题，累计损失时间321.04 d，而气体钻井提速节约时间合计为519.15 d，23口井综合提速节约时间仅为198.11 d，从而极大降低了气体钻井提速效率。

1 影响气体钻井效率因素分析

通过跟踪分析气体钻井近5年实钻情况发现，虽然气体钻井技术在深层钻井提速方面起到了重要作用，加快了庆深气田勘探开发步伐，但在实钻过程中还存在以下三方面问题亟需解决。

1.1 选井选层技术预测精度较低

由于早期气体钻井数量相对较少，原有气体钻井出水预测技术则是在阿尔奇公式基础上运用数理统计方法回归而成的预测方法［1-3］。因而，该方法预测精度在一定程度上受钻井数量影响较大，预测精度仅达到67.50%，无法完全满足气体钻井选井选层技术需求。同时，缺乏准确的地层出水量计算也影响了气体钻井施工井段的选择。

1.2 井身质量无法完全满足生产需求

气体钻井钻进井段主要为登娄库地层，该层段常规钻井的平均井径扩大率近20%，气体钻井平均井径扩大率大于30%，井壁失稳造成井径不规则、扩大率较大，直接影响着井身质量，对测井、固井、完井及开发等后续作业有着严重影响。另外，井斜问题也十分突出，其中徐深42井气体钻井井段2 910～3 612 m，进尺702 m，井斜也从0.61°增至7.43°，严重超标，从而影响后续生产和作业。

1.3 复杂事故时率相对较高

由于地层出水、出气，以及井身质量差等原因，造成各种卡钻、遇阻，损失时间长，部分井甚至出现被迫转化为常规钻井。而气液转换后，存在长井段划眼、断钻具、卡钻等复杂事故，经统计，在已钻23口中，有6口井发生过9次卡钻，其中1口井处理卡钻就损失64 d，卡钻损失时间达到气体钻井总时间的40%；有17口井气液转换后进行了划眼作业，划眼时间总计为32 d，占气体钻井总时间的13.25%；有4口井发生过井下钻具失效，共计损失时间51.54 d，占气体钻井总时间的21.34%。这些问题的出现，使气体钻井综合提速效果受到影响，无法大规模推广应用。

2 选井选层技术研究与应用

2.1 出水层位预测方法改进完善

随着钻井数量的增加，原有技术［3］67.50%的预测精度已无法满足气体钻井技术的发展。应用该判别方法对古深2井进行钻前出水预测，见表1，但预测结果漏识了264和271号2层高阻水层，综合考虑地质信息，对该判别方法进行了完善，见表2。

表1 古深2井钻前出水预测情况

表2 完善后地层出水预测方法结果

2.2 新出水量预测方法建立

气体钻井钻遇水层，其水侵速度是随时间变化的，出水层的渗透率不大，当地层压力的传递尚未波及到水区的外边界之前，或者水区是封闭性的，这时水区中的水向井眼内渗透的过程即为一个不稳定的过程。对于不稳定水侵过程，不同的学者基于不同的流动方式和天然水域的外边界条件，提出了计算天然水侵量的多种不稳定流法［5-6］。

同时由文献［5］可知，对于大庆气体钻井Ø215.9 mm井眼，每小时破碎及暴露在井壁的岩石发生表面水化吸附水量为0.011 m3，发生渗透水化吸附水量为0.22 m3，同时考虑地层水域、岩石有效压缩系数，以及溶解气水比等情况，可得

式中，KW为渗透率，mD；φ为气藏地层孔隙度，%；μwi为地层水黏度，mPa·s；Ce为地层条件下与地面条件下出水转换系数；p为地层压力，MPa。

3 复杂事故预防技术

3.1 实时监测技术完善

根据C.L.Moore等人的理论，少量的出水比大量出水更易造成井下复杂情况。而目前常用的判断地层出水的方法主要根据立压变化、排砂管出口状态、机械钻速变化等来判断，但是在刚刚钻遇水层、出水量较小时无法及时准确地进行识别。

原有传统闭环监测中，由于传感器采集管线容易被岩屑堵塞，不能及时、连续地获得湿度数据。为了保证出口监测的连续性，避免因为岩屑的堵塞导致湿度传感器的失效，进行了出口监测装置的改进（见图1），主要是增加降尘装置，从而保证气体的连续流通。

具体过程为：排砂管中的气体通过管线进入传感器进行湿度监测后，气体进入降尘装置进行过滤降尘，然后将气体中的粉尘、岩屑去除，最后排放到大气。通过改进，避免了监测时的环境污染，保证了监测的连续性，大幅度地提高了识别地层出水的及时性、准确性。

图1 出口湿度监测装置的改进（右为改进后）

另外，在原有注气参数监测软件基础上增加了存储、回放、曲线分析及报警功能，同时利用视频信号远距离传输同显技术实现了钻台直接监测注气参数，为控制人员能够及时、准确地发现井下异常提供指导［4］。

3.2 雾化泡沫配方改进

针对大庆油田气体钻井井段都不同程度的出水问题，开展了雾化、泡沫钻井液技术的研究，通过室内实验筛选出了抑制性更强的AP-1及NW-1，并确定了最佳配方，大幅提高了防塌抑制能力，并进行了配伍性实验，通过大量实验，确定了雾化、泡沫钻井液的标准配方，研制出抗180 ℃高温的雾化泡沫钻井液体系。

现场试验雾化泡沫钻井，有效地解决了地层出水带来的复杂情况，同时优化了钻井参数，提高了清洁井眼能力，实现在出水层空气钻井提速的目的。

同时形成了“内喷外浸”注白油转换工艺，消除了井壁温差大造成的脆变剥落，有效润滑及保护了井壁，解决了转换后井壁失稳长时间划眼问题，实现气液安全转换。

4 井身质量控制技术

4.1 常规满眼钻具组合

为了防止井斜和缩径，庆深气田已钻气体钻井初期，多数采用满眼钻具组合。如图2所示气休钻井所使用的螺旋扶正器的升角为70°，翼长273.05 mm，外径214 mm，转盘转速为60 r/min，由此可得扶正器旋转线速度为

假定扶正器某翼片底端轴向坐标和周向坐标均为0，则该翼片上某点，距翼片下端面轴向距离为y，周向距离为x，且满足

由（4）式可知扶正器旋转线速度为0.67 m/s，现假定某岩屑颗粒，初始位置为坐标原点，经过1 s的时间步长，翼片转过的弧长为0.67 m，则有该岩屑颗粒在轴向上运移的距离如式（6）。

图2 岩屑流通过螺旋扶正器示意图

由此可以算出通过扶正器处所需的最优返速为1.84 m/s，而实际携带岩屑所需返速是此速度的十几倍［4］。且由于空气钻井的剥落岩屑块大，所以在上螺扶以下，岩屑与钻具、井壁之间碰撞激烈，直至将岩屑磨成细小颗粒再接着往上升。这在正常钻进时不会影响携岩，但在接单根或起下钻时，就会在3个螺旋扶正器处造成阻卡，从而被迫转为常规钻进，甚至出现长时间卡钻处理的情况。

4.2 直棱式扶正器满眼钻具组合

为了解决常规满眼钻具组合造成的阻卡问题，开始尝试使用光钻铤钻具组合，在防卡方面见到了较好效果，但由于气体钻井起始井段井斜角一般均在3°以上［2］，同时登娄库组地层各向异性较强，地层倾角为3～8°，加之气体钻井缺少岩屑的有效润滑和扶正器的有效限位，钻头和钻具轴向和周向振动较为强烈，在实钻过程中，井斜无法得到有效控制，底部钻铤磨损加快，从而增加了气体钻井风险。

因此，针对上述常规满眼钻具和光钻铤钻具组合存在的不足，改进了气体钻井钻具组合（图3），主要改进包括：（1）将螺旋扶正筋带改为直棱扶正筋带，从而降低了卡钻几率；（2）为了降低直棱造成的刮井壁，将原有214 mm外径缩小为210 mm，从而降低施工摩阻。

图3 气体钻井扶正器改进

5 现场应用

5.1 单井应用实例

徐深35井运用完善后的出水预测技术对2 900～3 530 m登娄库地层进行气体钻井可行性分析，发现3 058 m存在约4.8 m3/h出水层，若按原有技术而言，需要用技术套管将这段水层封住，则剩下的井段为472 m，经济效益低。通过采用方接头钻具组合，并根据实钻地层出水及返屑情况，将雾化泡沫液中页岩抑制剂由0.75%增加到1.5%，在地层实际出水4.50 m3/h情况下实现了安全钻进，施工过程中出口返砂正常，扭矩平稳，摩阻20～40 kN，井壁无剥落，雾化进尺、机械钻速同比改进前分别提高50.09%和21.37%。

5.2 应用效果

该技术在徐深441井（表3）等6口井中成功应用，平均单井进尺达到820.52 m，平速达7.38 m/h，均机械钻速达7.38 m/h，同比完善前气体钻井，分别提高20.58%、10.31%，无卡钻等井下复杂事故发生，平均单井节约周期25.7 d，节约钻头8.3只，井斜均控制在标准范围内。

表3 2011-2012年庆深气田气体钻井应用效果

6 结论和建议

（1）完善后的出水预测技术预测精度由67.5%提高至80%以上，预测的目标井井深与实际出水层位井深误差一般小于20 m，计算的出水量与实钻估算相符，基本满足工程需要，从而提高了气体钻井成功率，为现场顺利施工提供了保障。

（2）庆深气田气体钻井过程中存在卡钻等复杂事故，影响了提速效果，通过改进相关配套设备和井壁保护措施，提高了气体钻井监测和处理能力，无复杂事故发生，实现了气体钻井综合提速目的。

（3）通过技术攻关和现场试验，庆深气田气体钻井技术基本形成相关技术配套，较好地解决了原有井斜、井塌、卡钻等施工难题，在提高钻井速度的同时，进一步提高了气体钻井综合效益。

［1］周英操，高德利，翟洪军，等.欠平衡钻井技术在大庆油田探井中的应用［J］.石油钻采工艺，2004，26（4）：1-5.

［2］韩福彬，刘永贵，王蔚.大庆深层气体钻井复杂事故影响因素与对策分析［J］.石油钻采工艺，2010，32 （4）：12-15.

［3］杨决算.大庆油田气体钻井地层出水与井壁稳定技术研究［D］.大庆：东北石油大学，2010.

［4］杨毅，齐彬，马晓伟.气体钻井注气模型优选及设备优化配置分析［J］ .探矿工程，2011：38（7）：53-56.

［5］周光垌，严宗毅，许世雄，等.流体力学［M］.北京：高等教育出版社，2000-06.

［6］翟云芳.渗流力学［M］ ，北京：石油工业出版社，2004-07.

（修改稿收到日期 2013-11-24）

〔编辑 薛改珍〕

Technical research on improving efficiency of gas drilling in Qingshen Gas Field

CHEN Shaoyun1,XING Chen2,SUN Yan1
（1.Daqing Drilling Engineering &Technology Research Institute,Daqing163413,China;2.Gas Production Branch,Daqing Oilfield Company,Daqing163712,China）

The drilling practice of Qingshen Gas Field shows that gas drilling can improve the efficiency of drilling speed,but there is much mud shale in gas drilling application interval.Therefore,once the formation water flows out from the formation,the complex problems,such as pipe sticking,likely occur,which have great effect on drilling,logging,and cementing,etc.This paper analyzes the factors that affect the efficiency of gas drilling and rebuild water forecasting model for formation water overflowing during gas drilling according to previous drilling experience.Based on the theoretical analysis,the researchers have improved related equipment and technology,and formed a series of matched technologies.The application of six wells shows through the improvement of related technology,complex incidents have been prevented efficiently,the quality of well has been guaranteed as well as the overall benefit of gas drilling has been improved.

Gas drilling;formation water;quality of well bore;drilling efficiency;forecasting model;improvement

陈绍云，邢琛，孙妍.提高庆深气田气体钻井效率技术研究［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：22-25.

TE242

：A

1000-7393（2014）01-0022-04

10.13639/j.odpt.2014.01.006

中国石油股份公司重大专项 “欠平衡/气体钻井技术现场试验”（编号：2010F-32）资助。

陈绍云，1982年生。2007年毕业于大庆石油学院石油工程专业，现主要从事欠平衡、定向水平井和深井钻井设计和相关科研工作，工程师。电话：0459-4893596。E-mail:chenshaoyun@cnpc.com.cn。