小井眼钻井技术研究及在苏东区块的应用

冉 辉 ，宋 健，杨克旺，夏 阳，陆 川，王若沣，杨靖尧，侯 毅

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田公司工程监督处，陕西西安 710018）

1 小井眼钻井技术介绍

随着油田公司从低成本钻井、快速钻进和缓解环保压力的钻井技术需求出发，优选Φ114.3 mm 套管小井眼钻完井方案，成为实现提速、降本、环保的最优方法。其钻井井深结构一开采用φ241.3 mm（钻头）+φ193.7 mm（表套），二开采用φ165.1 mm（钻头）+φ114.3 mm（气套）；其技术特点：（1）小井眼钻井由于井眼尺寸165.1 mm，尺寸较小，可实现快速钻进；（2）后期改造可提高临界携液流量，实现增产目标；（3）岩屑产生量少，岩屑处理量以及总体费用低，实现安全环保。

2 苏东区块小井眼快速钻进难点及解决思路

2.1 苏东区小井眼快速钻进技术难点

小井眼钻井首次在苏东区域施工，无施工经验可以借鉴；同时由于井眼尺寸较小，常规井钻井施工参数不适合小井眼钻井。

小井眼钻井技术难点[1]：（1）需要耐磨性更好的钻头；（2）需要精度更好的钻具组合；（3）精确井眼轨迹控制技术；（4）性能好的钻井液带出岩屑。

苏东地区地质特点（钻井方面）：（1）直罗组泥岩与砂岩互层，易缩径卡钻；（2）刘家沟组存在泥岩层，承压低，容易井漏；（3）本溪组有煤层。

因此，可以得到苏东区小井眼快速钻进技术难点：（1）井眼小、钻速提升慢；（2）井壁不稳定，电测易遇阻；（3）井眼轨迹精确控制难。

2.2 苏东区小井眼快速钻进技术难点的解决思路

针对井眼小、井眼轨迹控制难、携岩困难等问题，通过优选高效钻头和井身剖面、钻井液性能、水力参数等，解决小井眼钻井难点，确保快速钻进（见图1）。

3 技术应用对策

表1 小井眼钻井与常规井钻井井眼参数对比

图1 苏东区块小井眼钻井难点及解决思路图

3.1 钻头、螺杆以及钻具组合优选

针对于小井眼钻井钻速提升慢的特点，采取对钻头、螺杆、钻具组合的优选，提升钻速。

3.1.1 钻头的优选 以地层可钻性为标准，依据钻头的特点以及小井眼钻井滑动钻进段长的特点。一开选择6 刀翼19 mm 复合片钻头，优点是吃入地层深、攻击性强，机械钻速高；二开第一趟钻选择5 刀翼16 mm复合长保径、双排齿钢体钻头，优点是具有强导向性、滑动稳定性。二开第二趟钻选择4 刀翼16 mm 复合片短保径、宽排屑槽、双排齿钢体钻头，优点是可稳定钻进[2，3]（见图2～图4）。

3.1.2 螺杆的优选 以快速钻进以及井眼轨迹控制为指导，第一趟钻优选五级高转速螺杆，特点转速高、扭矩大，有利于上部软地层快速钻进；第二趟钻优选较五级螺杆转速低25 转～35 转，防止钻遇夹层时，因井眼尺寸小，钻头瞬间制动，造成钻头先期破坏；同时优选使用1.4°螺杆，与1.25°螺杆相比，滑动增斜率由22°/100m 提高到了32°/100m，提高轨迹调整能力（见表2）。

3.1.3 钻具组合优选

3.1.3.1 表层钻进钻具组合 使用单弯双稳防斜钻具，具体的钻具组合：241 mmPDC+7LZ197×1.25°（Φ236 mmSTAB）+Φ238 mmSTAB+Φ165 mmMWD+Φ165 mmNMDC×1 根+Φ165 mmDC×8 根＋Φ127 mm HWDP×30 根+Φ127 mmDP；技术优点：（1）位移大于1 000 m 井，可以表层定向造斜；（2）实现轨迹精准控制，防斜打直。

3.1.3.2 二开钻具组合 二开全段使用四合一钻具、Φ101.6 mm 双台肩钻杆，具体的钻具组合：

第一趟钻（定向增斜组合）：165 mmPDC+7LZ135×1.4°（Φ161 mmSTAB）+Φ127 mmSDC×（1 m～4 m）+Φ159 mmSTAB+Φ127 mmMWD+Φ127 mmNMDC×1根+Φ127 mmDC×2 根＋Φ101.6 mmHWDP 30 根。

第二趟钻（稳斜组合）：165 mmPDC+7LZ135×1.4°（Φ159 mmSTAB）+Φ127 mmSDC×（0 m～2 m）+Φ161 mm STAB+Φ127 mmMWD+Φ127 mmNMDC×1 根+Φ127 mm DC×2 根＋Φ101.6 mmHWDP。

图2 6 刀翼钻头

图3 5 刀翼钻头

图4 4 刀翼钻头

表2 优选的螺杆参数

图5 小井眼增斜度钻具组合

技术优点：（1）定向增斜段全部选用3 m 短钻铤，后续根据各区块施工经验优选短钻铤，短钻铤共1 m、2 m、3 m 三种长度；（2）采用1.4°螺杆，实现快速复合钻进，加快滑动钻进速度（见图5）。

3.2 钻井液性能、水力参数的优化

针对小井眼钻头易泥包、井壁塌漏风险高、电测遇阻等难题，通过优化钻井液体系和水力参数，实现稳定井壁，减少电测遇阻。

3.2.1 钻井液体系优化 针对井眼尺寸小，井壁缩径或者垮塌、电测容易遇阻、钻井液泥浆需要有良好岩屑悬浮性能的需求，提前转化泥浆体系，在延长组底部转化为聚合物体系，进入刘家沟组后转化为聚磺体系直到完钻；同时选择高分子封堵抑制剂，防止泥岩段坍塌，选择高效润滑药剂，减低摩阻[4]。

钻井液低固相体系：0.3 %PAM+0.3 %K-PAM+3 %KCl；

钻井液聚合物体系：1 %ZDS+0.5 %NAT20+KCl（KCl 累计含量达5 %）；

钻井液聚磺体系：0.1 %NaOH+0.1 %～0.2 %XCD+0.5 %PAC-LV+0.5 %NAT-20+1 %～2 %NFA-25+1 %～1.5 %RY838。

3.2.2 钻井水力参数优化 利用常规井压耗模式、返速、岩屑滑落速度、环空净化能力计算作为基础，计算出不同排量下返速、环空压耗，与实际压耗对比优选确定出最优排量。

钻杆内压耗：

钻铤内压耗：

钻铤外压耗：

环空返速：

环空净化能力：

岩屑滑落速度：

上述计算公式中：Lp-钻杆的长度，m；Q-泵排量，m3/min；ρd-钻井液密度，kg/m3；dh-井眼直径，m；dp-钻杆直径，m；μpv-钻井液的动黏度；Lc-钻铤长度，m；dci-钻铤内径，m；dc-钻铤直径，m；υa-钻井液上返速度，m/s；ρrc-岩屑的密度，kg/m3；τyp-钻井液的动切力。

计算结果（见表3、表4）。根据表3 中计算数据，常规井215.9 mm 井眼用排量34 L/s，环空压耗4.3 MPa，当量密度为0.12 g/cm3，分析不同泵排量对应的环空压耗，小井眼165.1 mm 井眼优选排量应＜23 L/s。根据表4 中的计算数据，分析钻井液环空返速对比，为满足环空携砂的要求，泵排量应＞19 L/s（见表5）。

表3 常规井和小井眼井不同排量环空压耗、当量密度、环空返速计算表

表4 常规井和小井眼井不同排量的环空返速、岩屑下沉速度、环空净化能力计算表

表5 小井眼钻井水力参数优化结果

3.3 井身剖面和轨迹控制优化

针对小井眼钻井施工时井眼轨迹控制难，通过井身剖面优化和细化轨迹控制，实现精确控制井眼轨迹[5]。

3.3.1 井身剖面优化 选择：直-增-稳-缓降两趟钻剖面。

（1）二开第一趟钻：安定-刘家沟组钻穿刘家沟组，进入石千峰组。

（2）二开第二趟钻：石千峰-马家沟组复合微降斜完钻。

3.3.2 轨迹控制优化 大井斜控制在30°以内，造斜段造斜率≤2.5°/30m；入靶井斜小于15°，微降井段降斜率≤1.5°/30m。大位移（1 400 m 以上）井，表层定向，最大井斜30°。

根据苏东区块地层轨迹漂移规律，精确的小井眼轨迹控制如下：

二开（第一趟钻）：（1）直罗组至纸坊组：直罗、延安、延长中上部，井斜变化（-2°/100m～-4°/100m），方位变化（-2°/100m～-3°/100m），微调对靶井斜大2°～3°，方位超前3°～5°，复合过程及时预算，随时微调控制；（2）纸坊组-刘家沟组:纸坊复合微降斜（-1.2°/100m～-2.2°/100m），和尚沟、刘家沟组复合微增斜（1.8°/100m～2.7°/100m）、复合钻进，微调控制最大井斜，防止井斜超标。

二开（第二趟钻）：刘家沟组-马家沟组：对靶降斜率（-1°/100m～-3°/100m），复合微降斜稳方位完钻。

4 现场应用效果

2018 年共计施工小井眼41 口井，平均钻井周期14.95 d，较常规井缩短1.12 d，建井周期缩短2.3 d，钻井施工效率提升明显。

4.1 钻速提高

在累计施工41 口井中，前期摸索试验井10 口，使用优化技术后施工小井眼井31 口。优化后，平均钻井周期13.6 d，机械钻速从22.4 m/h 提升至28.8 m/h（见图6）；苏东X 井钻井周期6.83 d；苏东X 定向井，最大水平位移1 774 m，创小井眼施工记录。

图6 苏东区块小井眼钻井技术优化前与优化后的钻速对比

4.2 降本增效

2018 年实施41 口小井眼井，与常规井相比小井眼钻井钻井液消耗减小35 %，固井水泥浆用量减少32%，岩屑产出量减少15%。平均钻井单井结算费用减少约19.56 万元，可节约投资801.96 万元（见表6）。

5 结论

（1）小井眼钻井能有效的提高机械钻速，实现钻井快速钻进，降本增效的目标。

（2）通过优选钻头、螺杆和钻具组合，配合井眼轨迹控制技术，在苏东地区，可有效的突破小井眼钻井井眼轨迹控制难点，实现轨迹精细化控制。

（3）“分级钻头+高弯度螺杆+四合一钻具组合+精细轨迹控制+聚磺钻井液体系”的小井眼钻井技术体系可实现苏东区块小井眼快速钻进。

表6 小井眼节省费用计算表（小井眼平均井深3 351 m）