苏里格南区块小井眼井二开一趟钻钻井技术

2020-12-23沈兆超霍如军郁燕飞董易凡倪小伟

石油钻探技术 2020年6期

沈兆超，霍如军，郁燕飞，董易凡，倪小伟，雷宇

（1. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司第三钻井工程分公司，天津 300280；2. 中国石油长庆油田分公司苏里格南作业分公司，内蒙古鄂尔多斯 016299）

苏里格南区块于2016 年开展了小井眼井先导性试验，并逐步进行了推广。该区块的小井眼井是指二开采用φ152.4 mm 钻头和φ101.6 mm钻具进行钻进的油气井[1-3]。近几年，随着钻井技术的发展和钻头、螺杆等工具的改进，小井眼钻井技术日趋成熟，小井眼井二开已普遍实现两趟钻完钻，但如何进一步提速，缩短钻井完井时间，降低钻井成本，成为新的研究课题[3-6]，其中，一趟钻钻井技术因在钻井提速上的巨大优势而成为研究的重点。

目前国外一趟钻钻井技术已经较为成熟，且现场应用也较为广泛，尤其在美国页岩油气领域得到了广泛应用，且提速效果显著。例如，美国EOG 资源公司在Wolfcamp、Eagle Ford 和Bakken 区块的水平井平均钻井周期缩短45%～60%，钻井完井成本平均降低2 5 % ～4 5 %；美国西南能源公司在Appalachia 区块平均水平段长度增加800 m 的情况下，钻井周期从25.6 d 缩短至9.0 d。一趟钻钻井技术在页岩油气田的广泛应用，在一定程度上助推了美国的页岩油气革命[7-8]。受制于地质条件和工程技术、工具的发展水平，我国一趟钻钻井技术研究起步较晚，与国外相比差距较大。近几年，一趟钻钻井技术在国内逐渐得到重视，长庆油田、大港油田、河南油田和川渝页岩气田等的部分区块已经成功试验并推广了一趟钻钻井技术[8-12]。

近2 年来，苏里格南区块小井眼井基本实现了二开两趟钻完钻，由于井眼尺寸限制，井下风险高，要实现一趟钻，对钻井工艺、钻头和螺杆等工具的稳定性和可靠性提出更高要求。为此，笔者对苏里格南区块小井眼井进行了二开一趟钻钻井技术攻关，进行了钻头改型、螺杆优化设计、强化钻井参数和井眼轨迹等方面的研究，实现了苏里格南区块小井眼井二开一趟钻完钻，取得了明显的提速效果。

1 二开一趟钻钻井技术难点

根据苏里格南区块的地层特征及小井眼井的自身特点，要实现小井眼井二开一趟钻完钻，主要存在以下技术难点：

1）苏里格南区块二叠系下统、三叠系上中统地层岩石可钻性差，研磨性强，钻头切削齿易出现磨损及崩齿情况[13-15]；钻至刘家沟组中下部地层时机械钻速明显降低，需起钻更换新钻头，以钻穿下部地层。

2）通常二开两趟钻完钻需要2 根φ127.0 mm 螺杆，螺杆井下总工作时间一般超过200 h，要实现单根螺杆完钻，对φ127.0 mm 螺杆的使用寿命和输出功率提出了更高要求。

3）苏里格南区块小井眼井的井身结构一般设计为五段制，一开自井深400 m 左右开始定向钻进，600～700 m 开始稳斜钻进；二开直接进入稳斜段，稳斜钻至刘家沟组地层（井深3 000 m 左右），在该地层底部开始降斜，一般降至15.0°以下，随后稳斜钻至靶点。稳斜段长2 300～2 800 m，而延安组、延长组地层导向降斜率高，需要频繁进行定向调整，定向时间一般占总钻井时间的10%～30%。因此，实现二开一趟钻的关键是优选钻具组合，保证钻井过程中能起到很好的稳斜效果，并合理利用地层井斜变化规律缩短定向时间。

4）小井眼井由于环空间隙小，环空压耗高，井下憋堵、卡钻及井漏等风险较常规井更高，钻进参数选择具有一定局限性，需要合理采用激进化参数钻进。

2 二开一趟钻钻井关键技术

为实现苏里格南区块小井眼井二开一趟钻完钻，针对其钻井技术难点，从钻头优化设计、螺杆结构优化、钻进参数优化、钻具组合及井眼轨迹优化等方面进行了研究。

2.1 钻头优化设计

苏里格南区块小井眼井二开井段两趟钻钻井技术已经较为成熟，上部地层使用SD6521ZC 钻头，磨损较小，但钻至和尚沟组及刘家沟组地层、进尺达到2 000 m 后接触地层的复合片被磨钝，钻进刘家沟组中下部致密岩性时钻速变慢，要保障一趟钻的提速需求，需要进一步提升钻头的攻击性[13]。下部地层使用SD6432ZC 钻头，出井钻头鼻部及肩部磨损约1/8，部分肩部复合片有崩损，其他复合片轻微磨损。为保障一趟钻施工后期的高钻速，需进一步提高下部钻头的抗研磨性能[1-2,16]。为此，从以下3 个方面对钻头进行了改进：

1）采用ZC-Ⅵ型切削齿，提升钻头的攻击性能。该切削齿采用多环结合界面，并采用深度二次处理技术，抗冲击性能提升32%，抗研磨性能提升20%，提高了钻头的攻击性，保证了钻进压实强度较高地层前复合片的完整性，同时能进一步提高复合片的自锐性。

2）采用中短抛物线平缓头型，增加钻头冠部保径部位的有效长度；径向布齿采用增大修正系数（由1.0 增大到1.1）的方法，加大钻头肩部的布齿密度，提高钻头的抗研磨性，减少滑动进尺。

3）钻头采用三长两短刀翼和高脊高布齿，切削齿出露高度减小2.0 mm，提高了钻头工具面的稳定性，保证复合钻进时井斜稳定。

由此设计出SD6533ZC 钻头，并在现场试验的基础上对该钻头进行了改进：1）适当减小布齿密度，增大布齿间隙，增大切削齿脊高，提高钻头稳定性；2）采取深宽水槽、高配比水力优化设计方法，增强钻头清洗、冷却和排屑效果，避免井底重复切削现象的发生。改进后的钻头如图1 所示。

图 1 SD6534ZC 钻头Fig.1 Bit SD6534ZC

2.2 螺杆结构优化

为满足一趟钻钻井的提速需求，需要进一步延长螺杆的使用寿命、提高输出功率，保障钻头进入下部刘家沟组时能够为其提供足够的转速和动力。

1）应用线型仿真、马达受力分析和定子逆向设计等设计技术及工艺，确保马达配合的高效性；优化马达定转子配合，提高螺杆对现场工况的适应能力。在保证马达可靠性的前提下，充分发挥工作性能，满足钻井工艺要求。对马达几何尺寸比例、导程进行了优化改进，增大了过流面积，改善了水力性能，如图2 所示。

图 2 推进定转子线型优化Fig.2 Linear optimization of promoting stator and rotor

2）选用高硬度低磨耗橡胶材料，螺杆总成寿命可提高20% 以上；同时，螺杆输出扭矩可提高20%，整机效率提高近10%，能有效提高下部硬地层的机械钻速，满足二开全井段工况和一趟钻的要求，并能够适应更加激进的钻进参数。

3）为了解决定向钻进时螺杆稳定器与万向轴壳体磨损严重、造斜能力差和不能满足一趟钻要求等问题，研制了高抗磨壳体和稳定器。采用球形碳化钨激光覆焊新工艺，提高了螺杆本体和耐磨材料的结合强度，大幅提高了螺杆的抗研磨性能、延长了使用寿命，对螺杆本体及连接螺纹形成了有效保护。

2.3 钻进参数优化

由于小井眼井环空间隙相对较小（井眼与钻杆接头的间隙在10.0 mm 左右），环空憋堵可能性大，环空压耗高，井漏风险增大。为预防井下故障，苏里格南区块小井眼井开发前期需对钻压及排量进行控制，钻压一般要小于80 kN，排量要控制在14 L/s。分析表明，上部地层提高机械钻速的关键是提高钻头转速和水力参数，而下部地层的提速关键是提高钻头水马力。这都需要提高排量，因此在摸清地层是否易漏和确保设备有效保障情况下，提高排量钻进，能够达到很好的提速效果。刘家沟组、石千峰组和石盒子组等下部地层的研磨性强，一直是制约钻井提速的关键，而多口井的钻进效果表明，钻头高水马力、小水眼和大排量能有效提高钻头的破岩效率。若实现二开一趟钻，PDC 钻头必须同时钻穿这3 组地层，因此，在钻头磨损后期及钻进硬质泥岩层段时，必须依靠高钻压、高转速和高水马力的激进钻井参数来进一步提高机械钻速。

2.4 钻具组合和井眼轨迹优化

2.4.1 钻具组合优选

苏里格南区块小井眼井二开稳斜段长2 300～2 800 m，因此需要优化钻具组合，并根据井身质量要求合理控制井眼轨迹，缩短定向时间，保证一趟钻顺利完成。对近几年稳定器安放位置及尺寸统计发现，螺杆与上部稳定器之间不加短钻铤、稳定器尺寸为φ142.0 mm 时更有利于稳斜段的井眼轨迹控制，因此优选钻具组合为：φ152.4 mm PDC 钻头+φ127.0 mm 螺杆+φ120.0 mm 浮阀+φ142.0 mm 稳定器+φ122.0 mm 无磁钻铤×2 根+311/DS40 变扣接头+φ101.6 mm 加重钻杆×24 根+φ101.6 mm 钻杆。

2.4.2 井眼轨迹控制优化

前期钻进的小井眼井多是二开两趟钻或三趟钻完钻，第一趟钻应用φ142.0 mm 稳定器，延长组中上部井段一般保证井眼轨迹在设计轨道上部，延长组下部可适当放开控制，根据降斜点和超位移情况适当降斜，保证欠井斜1°～3°钻穿延长组。纸坊组、和尚沟组和刘家沟组上部地层导向基本稳斜，根据井斜变化趋势稍微调整即可。刘家沟组地层因钻速慢起钻后，第二趟钻根据井斜及位移要求确定螺杆上部的稳定器尺寸，若需要高的降斜率，应用φ146.0 mm或φ148.0 mm 稳定器，反之则下入φ142.0 mm 稳定器，通过下部地层的自然降斜达到中靶要求。统计近几年小井眼井的实钻数据，分析出了不同地层的井斜方位变化规律，见表1。

表 1 苏里格南区块小井眼井二开两趟钻导向钻进不同地层时的井斜变化趋势Table 1 Change trends of hole deviation in different strata with two-trip directional drilling of slim holes in the second-spud section in the Southern Sulige Block

3 现场应用

在苏里格南区块SN00XX 平台的SN00XX-02井和SN00XX-04 井首先进行了小井眼井二开一趟钻关键技术试验。SN00XX-02 井使用SD6533ZC 钻头，实现了二开螺杆一趟钻完钻；钻至石千峰组地层时由于机械钻速下降严重且不降斜、需频繁定向，未实现钻头一趟钻完钻。SN00XX-04 井使用SD6534ZC 钻头，二开螺杆、钻头均一趟钻完钻，单只钻头进尺达到3 082.00 m，单只7LZ127 螺杆井下工作时间达到192 h。随后，又在SN01XX-03 井和SN01XX-09 井应用一趟钻钻井技术并取得成功，其中SN01XX-03 井单只钻头进尺3 292.00 m，创苏里格区块单只钻头最大进尺纪录，螺杆井下工作时间达200 h，保证了一趟钻顺利完钻。

3.1 钻头及螺杆应用情况分析

SN00XX 平台的4 口井和SN01XX 平台应用一趟钻钻井技术的2 口井五刀翼钻头的钻进情况见表2。

表 2 SN00XX 平台各井与一趟钻试验井5 刀翼钻头钻进数据对比Table 2 Comprehensive comparison on the 5-blade bits used in wells at SN00XX platform and the test wells of one-trip drilling

起出钻头对比观察发现，在进尺大体相同情况下，SD6533ZC 钻头相比SD6521ZC 钻头的磨损程度更低，耐磨性能有所提高；但钻头钻至石千峰组地层后，机械钻速下降较为严重，无法满足一趟钻要求。在SD6533ZC 钻头基础上改进的SD6534ZC 钻头的耐磨性增强，在进尺更大情况下，钻头的磨损程度与SD6521ZC、SD6533ZC 钻头基本相当。由现场应用情况可知，SD6534ZC 钻头能够实现二开一趟钻完钻，单只钻头最大进尺可以达到3 292 m，虽然整体机械钻速有一定下降，但因为钻进进尺更大，且节省了起下一趟钻的时间，缩短了整体钻完井周期。此外，从表2 可以看出，改进后的螺杆井下循环时间最长达到了200 h，可以满足二开一趟钻的施工要求。

3.2 强化钻井参数试验效果分析

对比SN00XX 平台不同井的钻时可以发现，上部井段缩小水眼、强化水力参数起到了很好的提速效果，SN00XX-03 井与SN00XX-04 井钻头在上部地层（延安组、延长组、纸坊组及和尚沟组）机械钻速与SN00XX-01、SN00XX-02 井相比提高较多（见图3）。SN00XX-03 与SN00XX-04 井采取强化水力参数、增大排量、缩小钻头水眼直径和提高钻头水马力等措施，一方面提高了钻头转速，另一方面增强了水力破岩辅助效果，从而提高了机械钻速。由于一趟钻需钻穿下部研磨性较强的刘家沟组、石千峰组和石盒子组地层，也需要强化钻井参数，以提高钻头破岩效率，因此为了保证一趟钻的整体机械钻速，需全井段强化钻井参数。

3.3 井眼轨迹变化趋势分析

图 3 SN00XX 平台4 口井分地层机械钻速对比Fig. 3 Comparison on the strata-based penetration rates of 4 wells at Platform SN00XX

二开一趟钻由于中途无法起钻更换稳定器，所以控制井斜方面的灵活性降低，需要在一趟钻现场试验中摸索井斜变化规律，对井眼轨迹进行合理控制。同时，在SN00XX-02 井、SN00XX-04 井及后续的SN01XX-03 井和SN01XX-09 井二开一趟钻钻井作业中发现，一趟钻钻进后期钻头磨损导致钻速变慢，施加钻压较高，不利于后期刘家沟组底部、石千峰组和石盒子组地层的自然降斜。因此，根据一趟钻的钻井施工情况，总结出二开不同地层的井斜变化规律（见表3），其中上部地层直罗组到和尚沟组井斜变化规律基本一致。从表3 可以看出，一趟钻钻进后期，由于钻头磨损、施加钻压增大，钻速变慢等原因，造成刘家沟组下部、石千峰组上部导向降斜效果变为稳斜或微增，石千峰组下部、石盒子组地层的降斜变为微降。

表 3 苏里格南区块小井眼井二开一趟钻导向钻进不同地层时的井斜变化趋势Table 3 Change trends of hole deviation in different strata with one-trip directional drilling of slim holes in the second-spud in the Southern Sulige Block

因此，由于一趟钻钻进后期降斜慢，需在前期适当控制井斜于设计值附近或微高于设计井斜，且尽量在欠位移5～15 m 状态下进入刘家沟组地层，保证后期降斜缓慢的情况下导向钻进也能满足中靶要求，尽量减少后期定向工作，提高钻井速度。

3.4 一趟钻钻井技术现场应用效果

二开一趟钻完钻的SN00XX-04 井钻井周期为10.63 d，创造了苏里格南区块1 000 m 位移小井眼井钻井周期最短指标，SN01XX-09 井进一步将1 000 m位移小井眼井钻井周期缩短至10.35 d，一趟钻提速效果显著。二开一趟钻钻井周期较常规两趟钻钻井周期缩短约0.9 d，钻井周期缩短了7.6%，提速效果明显，充分体现了一趟钻钻井技术的技术优势（见表4）。