川西气田须家河组致密坚硬地层钻井提速关键技术

2020-11-21刘伟

天然气技术与经济 2020年5期

刘伟

（中国石化西南油气分公司工程技术管理部，四川成都610041）

0 引言

川西气田位于四川盆地西部PZ-DY地区，以海相中三叠统雷口坡组为主要目的层，储层埋深为5 500～6 300 m。2014年PZ1井测试天然气产量为121×104m3／d，随后多口井钻获高产工业气流，显示了该地区蕴含丰富的油气资源量［1］。从实钻资料分析，海相深井自上而下将钻遇侏罗系蓬莱镇组、沙溪庙组、千佛崖组以及三叠统须家河组、小塘子组、马鞍塘组等地层，其中须家河组厚度为1 700～3 050 m，岩石致密坚硬，牙轮钻头可钻性极值超过8.0，机械钻速为1.41～2.22 m／h，该井段施工时间约占深井钻井周期的50%，严重制约了气田的高效开发。通过工程地质参数精细描述、井身结构优化、提速工具优选和强化钻井参数，实现了须家河组机械钻速的提高和钻井周期的缩短，为川西气田有效开发奠定了基础。

1 前期施工井概况

截止到2018年底，川西气田钻至须家河组及以深的井共计13口，均为四开制井身结构的直井，采用Φ165.1mm钻头完钻，气田主体区域完钻7口井，平均完钻井深为6 105 m，平均机械钻速为2.05 m／h，平均钻井周期为285 d。须家河组厚度至西向东逐渐增厚［2-4］，平均厚度为2 577 m，其中须家河组五段平均厚度为690 m，平均机械钻速为2.22 m／h；须家河组四段平均厚度为688 m，平均机械钻速为2.18 m／h；须家河组三段平均厚度为718 m，平均机械钻速为1.73 m／h；须家河组二段平均厚度为481 m，平均机械钻速为1.41 m／h。总体来讲，机械钻速随着埋深的增加和岩石可钻性极值的增大而降低，须家河组各层段机械钻速见图1。因井身结构差异，一开套管普遍下至须家河组五段中下部，须家河组五段井眼尺寸较其他井段大，3口井机械钻速低于须家河组四段，PZ103井因须家河组五段埋深低于2 000 m，平均机械钻速达到3.56 m／h。须家河组进尺占深井总进尺的42%，钻井时间超过50%。

图1须家河组机械钻速对比图

2 影响钻井提速的工程地质参数

众所周知，影响机械钻速最关键的地质参数是岩石强度、可钻性和研磨性，根据所获取的岩心进行室内实验，测得须家河组四段和须家河组二段的关键工程地质参数［5］（表1），为钻头选型和提速工具优选提供了依据。

须家河组四段岩性以砾岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩为主，从实验结果可以看出，岩石硬度为360～1 040 MPa，平均硬度约为719 MPa，其中细砂岩硬度为1 040 MPa，中砂岩硬度为756 MPa，砾岩平均硬度为360 MPa左右，硬度中等偏高。研磨性为39～76 mg／5 min，平均研磨性为53 mg／5 min，研磨性中等。在常温常压下牙轮钻头可钻性级值为4.39～5.88，平均可钻性极值为5.19，PDC钻头可钻性级值为2.07～4.48，平均可钻性极值为3.38；在地底条件下，牙轮钻头可钻性极值为8.25～8.86，钻头平均可钻性极值为8.49，PDC钻头为7.00～7.58，平均可钻性极值为7.24，PDC钻头比牙轮钻头可钻性级值低。根据三项实验数据、岩性、井段长度、钻头寿命可综合选择钻头型号，推荐高效PDC或混合钻头为主要破岩工具。

表1工程地质参数实验统计表

须家河组二段岩性以细砂岩和粗砂岩为主，局部含石英。测试硬度在353～1 959 MPa，平均岩石硬度为1 252 MPa，硬度较高。研磨性为12.90～34.90 mg／5 min，平均研磨性为24.43 mg／5 min，研磨性中等。在常温常压下牙轮钻头可钻性极值我4.23，PDC钻头可钻性极值为3.17；在地底条件下，牙轮钻头可钻性极值平均为9.49，PDC钻头可钻性极值为7.74，PDC钻头比牙轮钻头可钻性级值低，优选研磨性强的PDC钻头进行钻进破岩。

3 井身结构优化

合适的井眼尺寸是钻井提速的必要条件，随着钻头尺寸的增大，单位进尺所需的破岩能量增加，由图2可知，高密度条件下，须家河组机械钻速随着可钻性极值的增大而增大，随着钻头尺寸的增大而减小［6-7］，为实现须家河组难钻硬地层提速提效，应优选小尺寸钻头。

图2不同钻头尺寸在硬地层的钻速分析图

从实测地层压力梯度可以看出［8］，雷口坡组地层压力梯度与上部的须家河组相差较大，雷口坡组实测地层压力梯度为1.05～1.15 MPa／100 m，井筒承压能力为1.30～1.70 g／cm3，而须家河组安全钻进的钻井液密度高达2.00 g／cm3。从表2可以看出，在高密度条件下，雷口坡组压差最大为44 MPa，前期多口井发生了卡钻和井漏复杂情况。从安全钻井和储层保护的角度出发，雷口坡组宜专层专打。

根据前期施工井实钻情况和三压力剖面开展井身结构设计，采用至下而上的设计方法［9］，设置两个必封点，必封点1设置在须家河组五段中下部稳定地层，井深约为2 500 m，封隔上部易塌、易漏地层，通过强化钻井液防塌性能保障本开次施工安全（图3）；由实钻和录井岩屑剖面可以看出，马鞍塘组二段底部易发生井壁失稳、马鞍塘组一段含页岩夹层，必封点2设置在雷口坡组顶部，以封隔马鞍塘组页岩层为原则，为专层评价雷口坡组储层提供良好的井筒条件。须家河组硬地层满足在同一裸眼段内安全施工。

综合评估裸眼完井、射孔完井、衬管完井的优缺点和完井工具的匹配性，优选完井方式和完钻井眼尺寸。川西气田构造主体部位经前期YS1、PZ1等井证实不含水，具备裸眼完井的地质条件，井眼尺寸不低于Φ127 mm；构造边部位，可能存在出水风险，宜采用尾管射孔完井，尾管尺寸不小于Φ127 mm。兼顾完井管柱下放裸眼封隔器的安全性、完井方式的互换性和裸眼封隔器承压能力，裸眼完井时井眼尺寸应满足下入Φ127 mm尾管的需要，由此倒推最小完钻井眼尺寸为Φ165.1 mm。根据钻头-套管匹配关系，二开钻头尺寸优选Φ241.3 mm，典型井身结构设计数据列如表3。

表2前期完钻井雷口坡组复杂情况统计表

图3井身结构必封点设置图

表3典型井身结构设计表

4 钻井提速关键技术

4.1 钻头优选

须家河组普遍存在夹层包含砾石层，采用常规的PDC钻头和牙轮钻头无法兼顾钻井提速和延长使用寿命［10-11］。为充分发挥两类钻头的优势，在“犁削+挤压”混合破岩机理基础上，通过优选切削齿和三轮次的试验改进，研制出“斧型齿+锥形齿”新型PDC和高效混合钻头，新型PDC钻头的特性是采用更锋利的切削刃和更厚的金刚石层，提高切削效率。通过强化保径、加强主切削齿和内锥齿强度，提高钻头攻击性。同时，选择的锥形齿可提高钻头抗冲击性及耐磨性［12］，有效提高单只钻头进尺（图4）。PZ5-2D通过优选PDC钻头，一趟钻钻穿须五段进尺749 m，机械钻速达到4.8 m／h，须四段地层PDC单趟最高进尺为499 m，日进尺为140 m；新型PDC钻头在PZ7-1D井须家河组三段应用，单只钻头进尺为442.5 m，平均机械钻速为3.41 m／h；PZ4-2D井在须家河组四段—须家河组三段地层应用，钻进井段为3 445～3 763 m，总进尺为318 m，平均机械钻速为4.33 m／h。混合钻头切屑齿采用进口复合片提高钻头抗研磨性，采用孕镶齿强化钻头保径，优化牙轮轴承结构提高螺杆钻具钻进安全性，有效解决致密页岩夹层造成的PDC钻头先期破坏，提高单只钻头进尺和机械钻速。PZ7-1D井采用混合钻头5只，进尺为1 192 m，在致密坚硬的须家河组二段平均机械钻速为2.92 m／h，须家河组二段底部机械钻速达到3.46 m／h，减少起下钻3～5趟。

图4混合钻头和新型PDC钻头图

根据前期钻头使用情况和地层岩性、岩石可钻性综合优选刀翼数量和布齿。砂岩、细砂岩地层使用16 mm齿6刀翼钻头增加攻击性，含砾岩和石英的地层使用13 mm齿7刀翼或6刀翼钻头提高抗研磨性，高含石英的须二段地层，优选耐磨性更强的13／16 mm齿7刀翼钻头。PZ3-5D井钻穿须三段仅用了2趟钻，PZ7-1D井钻穿须二段仅用了2趟钻，钻井周期较前期完钻井大幅缩短，钻完须家河组地层钻井趟数从前期22趟已逐渐降到12.5趟，PZ6-2D井仅8趟（表4），提速提效明显。

4.2 提速工具优选

针对须家河组硬地层特性，以延长钻头使用寿命、提高切削效率为原则优选辅助破岩工具，经现场应用和评估发现：垂直钻井工具、大扭矩螺杆、扭力冲击器、射流冲击器有利于须家河组硬地层钻井提速提效［13］。

垂直钻井工具防斜打直效果受钻压影响较小，是释放钻压、提高钻井速度、控制井斜的有效方案［14］，主要应用于高陡构造。由钻速方程可知，须家河组硬地层提高钻压比提高转速增加的比例更大，提高钻压更有利于钻井提速提效。基于此理念，将垂直钻井技术应用于川西气田上部硬地层，YS1井在二开Φ316.5 mm井眼入井3次，进尺为1 824 m，平均机械钻速为7.27 m／h，出井钻头无崩齿，新度达80%，最大井斜为0.7°。

动力钻具作为辅助破岩工具已广泛应用在川西气田，针对钻头尺寸、可钻性极值，以增加输出扭矩为目的，与厂家联合研制了大扭矩螺杆，在PZ4-2D等井推广应用。须家河组五段采用Φ244.5 mm大尺寸等应力螺杆，降低应力幅值，保证输出扭矩与功率平稳，改善井底钻具震动，输出扭矩超过18 000 N·m；须家河组四段—二段采用Φ185 mm低速大扭矩等壁厚螺杆，配备螺旋扶正器，造斜井段采用1.5°单弯螺杆，缩短弯点距，提高造斜率，须家河组二段最大造斜率为7.14°／30 m。

扭力冲击器能将钻井液的流体能量转换成高频、均匀稳定的机械冲击能量并直接传递给PDC钻头，减弱或消除井下钻头破岩过程中的粘滑现象，整个钻柱的扭矩保持稳定和平衡，延长钻头及钻具的寿命。PZ115井在须家河组三段应用国产扭力冲击器工具，进尺为287 m，平均机械钻速为2.31 m／h，PZ6-4D井在须家河组三段应用，进尺为117m，平均机械钻速为2.54 m／h，出井钻头新度90%～95%，相比须家河组三段平均钻速1.67 m／h提高了

表4须家河组钻头数量对比表

25.75%～52.1%。

射流冲击器与扭力冲击器的工作原理相似，以钻井液流体为工作介质，通过冲击器的射流元件产生按一定频率变化的射流，形成冲击器腔体内不同部位的压力变化，从而推动活塞与冲锤上下往复运动，将流体能量转化为机械能量［15-18］。2012年在川西须家河组应用，通过抗冲蚀材质优选、流道结构和压盖结构优化，目前国内已研制出Φ228 mm和Φ177.8 mm两类较为成熟工具，适用于Φ215.9～Φ 333.4 mm井眼的硬地层。PZ4-2D井在须家河组五段和须家河组四段应用Φ228射流冲击器，进尺为294 m，平均机械钻速为3.95 m／h，与上部相邻复合钻井井段机械钻速3.3 m／h相比，提高了19.7%，较邻井YS1井同层段螺杆＋PDC钻进时平均机械钻速2.5 m／h提高了58%。

4.3 钻井参数强化

通过强化钻井参数有利于提高机械钻速，在其它参数不变的情况下，机械钻速随着钻压的增加、转速的增大而增大，与累积进尺成反比。根据工程地质研究成果，结合川西气田须家河组地层岩石特性，分层段确定了钻压、转速、水力参数和钻井液密度差等相关系数［19-20］，定量预测出须家河组四个井段各参数下的机械钻速。以设计的井身结构三开制井身结构、井眼尺寸Φ241.3 mm为例，钻遇地层为须家河组三段，对井深为4 600 m，钻井液密度为2.00 g／cm3，施工排量为35 L／s的井进行计算，计算结果如图5所示，当顶驱转速维持在70 r／min不变时，钻压由80 kN逐步提高到250 kN，机械钻速将提高9倍；当钻压维持在140 kN不变时，转速由60 r／min逐步提高至230 r／min时，机械钻速将提高2.57倍，因此，提高须家河组钻井速度可最大限度地强化钻井参数，并配合使用螺杆、扭力冲击器等提速工具，须家河组五段推荐钻压为170～210 kN，顶驱转速为50～80 r／min，排量为45～55 L／s；须家河组四段—二段推荐钻压为140～170 kN，顶驱转速为60～80 r／min，排量为35～43 L／s。现场要求配备52 MPa高压钻井泵及配套管线，以保证钻井参数的有效释放。

图5钻井参数与机械钻速的关系图

6口开发井在须家河组通过强化钻井参数，在提高钻压、转速和施工排量的基础上，每米钻时大幅减小，须家河组平均钻时为13.94～22.08 min，PZ6-4井在须家河组五段井深为2 070～2 769 m井段施工时，在钻压、扭矩、转速降低的情况下，通过提高钻井液排量，平均泵压28.77 MPa，泵压提高了31.37%，平均钻时仅9.8 min；PZ5-2D井在须家河组四段井深为2 847～3 537 m井段，钻压提高了53.65%、泵压提高了41.31%的情况下，平均钻时为12.37 min；须家河组三段在钻压提高47.66%、扭矩提高13.91%、泵压提高20.92%的情况下，平均钻时为21.02 min，因地层含页岩夹层，3口井定向钻进，提速效果不明显，还需要进一步优选破岩工具；须家河组二段平均钻时为22.08min，在钻压、扭矩、转速、排量均提高的情况下，钻时显著下降。

5 现场应用

形成的川西气田须家河组硬地层钻井关键技术应用于PZ4-2D等6口开发井，应用井均为三开制井身结构，须家河组五段钻头尺寸为Φ320.6 mm，须家河组四段—二段钻头尺寸为Φ241.3 mm。通过钻头和破岩工具优选、强化钻井参数，实现了硬地层钻井速度大幅提升，其中须家河组五段平均钻时为13.94 min，较前期PZ115井提速53.15%；须家河组四段平均钻时为16.21 min，提速24.99%；须家河组三段平均钻时为21.02 min，提速15.70%；须家河组二段平均钻时为22.08 min，提速33.18%（表5）。须家河组平均机械钻速为3.19 m／h，钻井周期为84 d。