钻具组合在湘临地1井井斜控制中的应用

邓 拓，熊文超

（湖南省煤田地质局第一勘探队，湖南衡阳421800）

湖南省作为一个无油少气缺煤少电的能源输入省份，石油天然气资源匮乏，至今尚未发现可供开采的石油和天然气，目前湖南省能源消费结构中，煤炭约占全省一次性能源消费总量的75%，清洁的天然气仅4%，天然气存在巨大的供需缺口。页岩气的勘探开发成为必然的需要。

1 工程概况

1.1 项目背景

《雪峰古陆周缘页岩气地质调查》项目的实施，旨在查明区内页岩气成藏地质条件，优选页岩气有利区，力争页岩气发现。针对雪峰周缘存在三大勘查类型，2019年优先在雪峰山北缘洞庭湖盆过渡类型太阳山凸起位置处部署实施湘临地1井[1]。

1.2 地质概况

湘临地1井地层层序不完整，受多期构造运动的控制影响，上古生界地层剥蚀殆尽，仅残留下古生界地层，白垩系—第四系不同程度覆盖在中下奥陶系之上。湘临地1井依次钻遇第四系、奥陶系（马刀堉组、盘家咀组）、寒武系（沈家湾组、比条组、车夫组、花桥组、敖溪组、清虚洞组、杷榔组、牛蹄塘组）地层，地层岩性以白云岩、灰岩、泥页岩为主，白云岩与灰岩频繁交错，地层倾角10°～20°[2]。

1.3 井身质量要求

按SY/T 5088-2017《钻井井身质量控制规范》执行。见表1详细要求[3]。

表1 井身质量要求

2 井斜发生的原因

2.1 地质条件

地质因数是影响井斜的重要原因，主要有地层倾角、地层的层状结构、地层的软硬交错。作为现场技术人员在施工前应详细收集附近出露的地层情况及邻井资料，根据地层情况做好相应的分析及技术措施准备。

2.2 钻具弯曲

井下钻具弯曲状态也是造成井斜的主要原因。在一定的钻具结构下，当钻压超过一定的数值后，下部钻柱就产生弯曲，钻头及其相邻连接部分钻柱的中心线就偏离井眼轴线，钻压不再沿着原来的井眼轴线施加给钻头，从而偏离了角度，因而使井眼发生偏斜，形成一个钻头倾斜角β，对井底造成不对称切削，造成井斜，使钻柱一次弯曲、2次弯曲（见图1）[4-6]。

图1 钻具弯曲情况示意图

钻柱弯曲受压长度已有的定量表达式如下：

式中：L1——1次弯曲受压长度；

L2——2次弯曲受压长度；

J——钻铤截面惯性矩；

E——钢材弹性模量；

QM——钻铤的重量。

弯曲的临界钻压用如下表达式：

式中：L——弯曲受压长度；

P——临界钻压；

Q——单位质量。

据有关资料：一次弯曲的切点h1≈1.8～1.33m（切点随钻压加大下移）。二次弯曲点高度h2≈3.4m。

（1）钻压小于一次弯曲临界钻压时，钻柱不弯曲，钻头无倾斜角，井容易钻直。在一次弯曲和二次弯曲之间时，钻头倾斜角最大，容易把井钻斜。在二次弯曲临界值时，钻头的倾斜角相对较小，有利于钻直井。如钻压再增大，钻头倾斜角又随之增大，直到三次弯曲时，钻头倾斜角才会相对减小。因此钻进时应将钻压控制在略大于P2或P3的数值。

（2）当钻头直径一定时，钻铤直径越大，环形间隙越小，越容易钻直，因此应选用直径大刚性大的钻铤，并尽可能减小下部钻柱与井眼的间隙。

2.3 钻具组合及钻井参数对井斜的影响

上面分析的都是理想直井的情况，而实际上由于地层的客观造斜存在，井眼不可能为垂直，总存在一定的井斜，但斜度的增大或减小保持一定的平衡，主要取决于钻头的受力状况，主要有：

（1）钻压。由于钻具的弯曲（由钻压及井斜下钻具由于自重靠向底边，钻具受力情况见图2）形成钻头倾向斜角。根据力的平行四边形法则对力进行分解，主要为井眼轴线方向的力与轴线垂直方向的力，为增斜力[7-8]。

图2 钻具受力情况

（2）钟摆力Fd。井斜形成后，钻铤在切点以下的重量W将在垂直方向上形成一个类似钟摆的分力，驱使钻头破碎井眼低侧岩石，使井眼恢复垂直[9]。

式中：α——井斜角；

Fd——钟摆力；

W——钻铤在切点下的重量。

通过以上公式分析可得出结论：①直井时，钟摆力等于零；②使用钟摆钻具，允许在一定的范围内，将钻压值提高，从而加快钻进速度，而井斜角减小；③提高切点，增加切点以下的钻铤重量。

综合考虑上述因素，钻头上存在的增斜力降斜力都是人为影响井斜变化的主要因素；考虑在同性地层中，井斜主要取决于钻压、钻铤尺寸、井眼尺寸。由此可见，在不同井眼尺寸下选用合适的钻具组合，通过控制合理的钻压及参数就能有效控制井斜变化。

3 钻具组合在湘临地1井的井斜控制应用

为了控制井斜的变化趋势，根据井身结构，了解邻井资料，根据钻进中参数的需要，选用相应的钻具组合，达到控制好井斜的变化，从而高效地完成施工。

3.1 以一开施工过程举例[9-10]

（1）一开钻进（30～188m）。

钻具组合：∅406.4mmPDC+∅228mm钻铤×3根+∅203mm钻铤×3根+∅177mm钻铤×3根+∅157mm钻铤×3根+∅127mm加重钻杆×7根+下旋塞+∅133mm方钻杆+上旋塞。

钻进参数：钻压40～60kN；转数65r/min；排量35L/s；立压3～9MPa。

钻井液参数：密度1.05g/cm3；粘度52s。

一开第一趟钻采用∅406.40mmPDC钻头第一次开钻，由于缺少适配螺旋扶正器，一开采取轻压吊打钻进至188.00m。起钻更换钻具组合，改用双螺旋扶正器并加大排量。

（2）一开钻进（188～228m）。

钻具组合：∅406.4mmPDC+∅228mm钻铤×1根+螺扶∅403mm+∅228mm钻铤×2根+∅400mm螺扶+∅203mm钻铤×3根+∅177mm钻铤×3根+∅157mm钻铤×3根+∅127mm加重钻杆×7根+∅127mm钻杆×4根+下旋塞+∅133mm方钻杆+上旋塞。

钻进参数：钻压40～60kN；转数65r/min；排量60L/s；立压3～9MPa。

钻井液参数：密度1.05g/cm3，粘度52s。

一开第二趟钻采用∅406.40mm PDC钻头并采用双扶正器进行钻进，但是PDC钻头的早期崩片，钻头寿命短，起钻更换钻头，改用牙轮钻头钻进。

（3）一开钻进（228～321m）。

钻具组合：∅406.4mm牙轮钻头+∅228mm钻铤×1根+螺扶∅403mm+∅228mm钻铤×2根+∅400mm螺扶+∅203mm钻铤×3根+∅177mm钻铤×3根+∅157mm钻 铤×3根+∅127mm加 重 钻 杆×7根+∅127mm钻杆×4根+下旋塞+∅133mm方钻杆+上旋塞。

钻进参数：钻压40～60kN；转数65r/min；排量60L/s；立压3～9MPa。

钻井液参数：密度1.05g/cm3；粘度52s。

采用∅406.40mm牙轮钻头并采用双扶正器进行钻进，牙轮钻头的低扭矩稳定性较好，但是机械钻速低，后经现场讨论，改用螺杆+PDC钻头进行钻进。

（4）一开钻进（321～532m）。

钻具组合：∅406.4mmPDC钻头+∅244.5mm螺杆+∅228mm钻铤×1根+螺扶∅403mm+∅228mm钻铤×2根+∅400mm螺 扶+∅203mm钻 铤×3根+∅177mm钻铤×3根+∅157mm钻铤×3根+∅127mm加重钻杆×7根+∅127mm钻杆×4根+下旋塞+∅133mm方钻杆+上旋塞。

钻进参数：钻压40～60kN；转数65r/min；排量60L/s；立压3～9MPa。

钻井液参数：密度1.05g/cm3；粘度52s。

使用螺杆+PDC钻头+双扶正器钻具组合复合钻进后效果良好，极大地释放钻压并保证了井斜。主要体现在钻进过程中的平稳性、机械钻速的提高。

3.2 通过加入扶正器改变钻具的受力及弯曲从而控制井斜

通过增加两个与钻头直径相近的扶正器加上大尺寸钻铤组成，加大刚性和填满井眼，在高钻压下尽可能的保持钻具居中，减小钻头倾斜角，从而达到控制井斜的目的。选用双扶正器，由于PDC钻头的钻头所需钻压相对较小，在钻进中通过合理的控制钻压即可满足井斜控制的需要，当钻压小于下部两根钻铤重量时，该组合相当于单扶正器组合，能很好的控斜和纠斜作用；当钻压大于上扶正器以下的钻铤重量时，该组合类似刚性满眼组合，具有较好的控斜稳定性。但是该组合由于扶正器与钻头尺寸接近，在井下发生阻卡的几率变大，适合在地层稳定性好，无缩径垮塌的地层使用。通过一开的实钻情况，二开、三开均采用此方法控制井斜。

3.3 实钻井身质量

本井为直井，井别为地质调查井，设计井深为2850m，井底水平位移不大于80m；实际完钻井深3450m，井底水平位移27.82m，最大井斜位于3175m处的4.7°，具体实钻三维轨迹见图3。

图3 湘临地1井实钻轨迹图

4 总结与建议

钻井工程是一项系统工程，任何一项工作都受到其他许多情况和条件的制约和影响，钻具组合也需要综合考虑地质情况、井身结构、工具特性甚至包括钻井液情况等。作为一名现场技术人员必须懂得多方面的知识并加以全面的分析和考虑，才能有效地把握钻井施工中随时可能出现的各种问题，保证钻井施工的优质高效。

（1）施工前应尽可能地收集可以参考的资料，了解地层的岩性变化情况，确定施工中各井段的控斜的侧重点。

（2）通过对工程资料的分析，确定钻头使用的类型，以及相应参数的确定。

（3）施工中还要及时对井下情况进行跟踪，对各种变化加以分析和判断，及时进行合理的调整及改进。

（4）针对湘西北地区的碳酸盐岩地层，地层较稳定，无井下问题，可以大胆使用双扶正器钻具组合。可以极大地释放钻压，提高钻进效率并保证井身质量。

（5）湘西北地质特点多表现为高造斜性，但各个层位造斜性各异。应自上而下针对性分别采取不同措施。针对不同地层倾角，优选不同的钻具组合。

由于现场条件有限，缺乏足够深入的理论计算及研究，仅给大家的参考与建议。而井斜的控制也是钻井工程中一项重要的工作。