长宁气田水平段钻井参数强化必要性浅析

伍 葳，曹 权，李 斌，沈欣宇，秦章晋，张玉婷.

(1.中国石油西南油气田分公司工程技术研究院，四川成都 610017；2.中国石油西南油气田分公司勘探事业部，四川成都 610000)

国内页岩气区块已就钻井提速取得进展，但从参数强化入手尚且不多[1-3]。北美页岩气水平井多采用强水力参数，此举极大提高了钻井速度。以美国Delaware区块为例，其Φ215.9 mm井眼在使用1.55 g/cm3油基钻井液且平均排量35 L/s、泵压35 MPa的条件下，仅耗费14天完成全井5 754 m进尺。对比可知，长宁区块与北美相比，整体上泵压(25～29 MPa)、排量(20～25 L/s)偏低，导致该区块平均机械钻速(6～7 m/h)大幅低于美国页岩气区块(30～80 m/h)，表明长宁区块在钻井水力参数方面存在较大强化空间。本文结合钻井施工工艺、配套钻井硬件等方面，开展Φ215.9 mm井眼水平段参数强化必要性分析，以期指导长宁区块页岩气井相关设计及现场施工，进一步实现工区钻井提速。

1 单井概况

A井为一口直改平井，钻井周期为51.13天，平均机械钻速为3.57 m/h。其采用工区四开四完成熟钻井施工工艺，其中Φ215.9 mm钻头从主井筒井深1 800 m(韩家店组)开始侧钻，在油基钻井液条件下钻至井深4 650 m(龙马溪组)完钻，水平段长1 500 m，下Φ139.7 mm套管到位后注水泥固井。

2 设计强化参数执行情况

《A井钻井工程设计》中对页岩气钻井提速明确提出要求并相应强化设计钻井参数，而水平段实钻参数总体处于设计参数范围下限甚至不及强化设计参数，未能较好执行设计，见图1。其中：

1)钻压：施工钻压60～150 kN，设计钻压120～250 kN；

2)转速：施工转速多为90 rpm，设计转速80～100 rpm；

3)排量：施工排量方面，水平段前100 m为33～34 L/s，后续为26～30 L/s；设计排量为35～40 L/s；

4)泵压：施工泵压为15～25 MPa，设计泵压为30～35 MPa；

5)钻井液密度：实钻密度1.70～1.88 g/cm3，设计密度1.70～2.20 g/cm3。

图1 A井实钻参数与设计参数对比图Fig.1 Parameter comparisons between designing and practical ones of well A

3 参数强化必要性分析

3.1 机械破岩参数

由实钻综合录井数据可知，机械破岩参数中转速基本按设计执行，故主要分析钻压参数。将整米深度对应施工钻压与机械钻速作图，得图2。可知，大部分井段(3 150～3 500 m、3 600～4 400 m、4 500～4 650 m)整米机械钻速与瞬时钻压同步变化，即机械钻速随着钻压变化趋势同步增高或降低，尤其是若干井深处机械钻速与钻压曲线同时处于波峰或波谷，表明机械钻速在局部井段区域内最大/最小钻压对应井深处达到最高/最低值。由此可知，提高钻压一定程度上可增加井底机械能量从而实现提速[4-7]。考虑到A井水平段实钻钻压未达到设计强化水平，故可知实钻中钻压偏低而应按设计大钻压执行以进一步提高破岩效率实现提速。

图2 A井实钻钻压-机械钻速整米关系图Fig.2 The relationship of actual WOB-ROP of well A

3.2 水力参数

利用Landmark Wellplan软件水力模块分别对A井实钻与设计参数条件展开水力模拟计算。根据《A井直改平钻井井史》等资料相应输入井眼轨迹、井身结构等工程地质条件，其中:

(1)钻具组合：简化实钻钻具组合，Φ215.9 mmPDC钻头+旋转导向工具(LWD)+Φ127 mm加重钻杆2柱+Φ127 mm钻杆+Φ139.7 mm钻杆。其中，旋转导向工具(LWD)在排量取30 L/s、32 L/s情况下所对应压降分别为4.5 MPa、5.0 Mpa[8]。

(2)钻井液：白油基钻井液，密度1.78 g/cm3，流变模型选赫歇尔-巴克利，并输入范式黏度计现场实测600转、300转、3转读数求得塑性黏度、动切力等流变参数，见表1。

表1 A井油基钻井液实测性能参数表Table 1 Laboratory parameters of oil-based mud in well A

(3)循环系统：地面管汇压耗取定1 MPa；宝石机械厂F-1600HL三缸单作用钻井泵，容积效率取90%，机械效率取90%。

(4)钻头水眼：喷嘴组合11 mm*2+12 mm*1+13 mm*1+15 mm*1，过流面积6.36 cm2；

(5)模拟井深：完钻井深4 650 m；

(6)排量：根据实钻与设计排量情况，分别取26、27、28、29、30与35、36、37、38、39、40 L/s两组排量。

通过正常钻进水力模块中压力损耗与功率损耗计算，可得不同钻进排量条件下对应的钻头压降、钻头水功率、泵压、泵输出功率及钻头压降/水功率占比，见表2、图3。

由上述可知，随着排量增加，泵输出功率与泵压、钻头水功率与钻头压降、钻头压降/水功率占比均相应增大，表明较实钻参数而言，设计强化参数条件下机泵动用不断加强而钻头所分配水力能量同步增大，有助于提高井底破岩效率[9-11]。其中，实钻上限排量30 L/s条件下钻头压降、水功率比设计下限排量35 L/s分别低33.33% 、57.90%。另外，当钻进排量按设计执行35～40 L/s时，泵压为35.04～44.1 MPa，现场设备满足施工要求。其中：循环系统、钻井泵额定压力为52 MPa，考虑安全系数取1.1后折算为47.27 MPa，满足压力要求；需同时启用2台F-1600 HL高压泵供液并更换相应压力等级的小尺寸Φ120 mm缸套[12]。

表2 A井实钻/设计参数水力模拟结果表Table 2 Simulation results under practical and designing circumstances of well A

图3 A井实钻/设计水力参数模拟结果对比图Fig.3 The hydraulic simulation comparison between practical and designing circumstances of well A

4 钻井硬件适应性分析

从实钻参数实施情况来看，钻井硬件适应性不理想成为限制参数强化的关键因素之一，主要包括钻井装备、地面设备及钻井工具本身规格型号不匹配、长期服役硬件老化以及相关易损配件质量未满足要求等，导致钻井参数难以强化或强参数工况下硬件较难保证长时间正常运行。根据钻井参数类别，相关硬件的局限性如下[12]：

(1)钻压。

a.螺杆：工具最大工作钻压相对较低。如A井所用立林LZ*172*7.0-XISF螺杆的最大工作钻压为170 kN，则低于设计强化钻压上限250 kN；

b.钻头：Φ215.9 mmPDC钻头的工作钻压上限多小于150 kN，如A井所用史密斯MDi519PDC钻头的最大工作钻压为140 kN，远低于设计强化钻压上限250 kN。

(2)转速/扭矩。

a.顶驱：转速范围、连续工作扭矩等工作参数满足要求，但因设备老化、施工理念保守等因素存在人为限制转速和输出扭矩等情况导致设备未能充分动用。比如，A井实钻转速控制在100 rpm以内，低于其额定工作状态，见表3；

b. MWD/LWD：实钻中高转速易造成井底“噪音”，导致MWD/LWD仪器信号传输故障，相当比例工时用于循环、起下钻等辅助作业。

表3 A井顶驱工作参数对比表Table 3 Top-drive parameter comparisons between rating and practical ones of well A

(3)排量/泵压。

a.钻具：A井所用常规Φ127 mAPI钻杆较之Φ139.7 mm、Φ127 mm非API大水眼钻杆而言，相同条件下沿程压耗更大，钻头压降更低，施工泵压更高，不利于水力参数强化；

b.钻头：受限于施工泵压上限，同时为保证水平段携岩所需排量，A井采用大尺寸喷嘴组合，见表5。其弊端为相同参数条件下钻头所分配的水力能量较低而不利于水力破岩，如前述A井实钻水力模拟结果，钻头水功率/钻头压降占比仅为11～11.5%；

表4 Φ127 mm/Φ139.7 mm非标大水眼钻杆规格参数表Table 4 Parameters of Φ127 mm/Φ139.7 mm drill pipes

c. 钻井泵：机泵本身规格等级虽匹配高压力等级要求，但现场实践表明高泵压工况下活塞、凡尔、缸套等易损件维修频繁，实钻中井队多人为降低排量以维持泵压处于较低水平。如A井的施工排量低于35 L/s，泵压低于25 MPa，远不及设计与额定工况水平；

表5 钻头喷嘴组合及过流面积统计表Table 5 Utilization statistics of bit nozzle and flow area in well A

5 结论与建议

(1)A井实钻机械破岩参数与水力参数均处于设计强化钻井参数范围下限甚至弱于强化设计参数，未能较好执行设计；

(2)通过对A井的钻压-机械钻速进行数据统计分析可知，机械钻速随着钻压变化趋势同步增高或降低；同时对实钻与设计参数展开钻头水力能量计算，可知设计强化参数条件下机泵动用不断加强而钻头所分配水力能量同步增大。其中，设计下限排量35 L/条件下的钻头压降、水功率比实钻上限排量30 L/s分别高33.33% 、57.90%；

(3)实钻参数低于设计参数将导致井底破岩能量不足，进而影响机械钻速不及预期，表明工区对钻井机械破岩及水力参数展开强化是必要的；

(4)钻井硬件适应性不理想成为限制参数强化的关键因素之一，主要包括钻井装备、地面设备及钻井工具本身规格型号不匹配、长期服役硬件老化以及相关易损配件质量不合格等，应相应完成优选强力钻头及螺杆、钻井泵改造升级及缸套等易损件质量加强、配置非标大水眼钻具、加强随钻测量仪器对井下工作环境的适应性等硬件匹配改良工作。