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第 36 卷 第 1 期 2014 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Gas Production Branch, Daqing Oilfi eld Company, Daqing 163712, China） Abstract The drilling practice of Qingshen Gas Field shows that gas drilling can improve the efficiency of drilling speed, but there is much mud shale in gas drilling application interval. Therefore, once the ation water flows out from the ation, the complex problems, such as pipe sticking, likely occur, which have great effect on drilling, logging, and cementing, etc. This paper analyzes the factors that affect the efficiency of gas drilling and rebuild water forecasting model for ation water overflowing during gas drilling according to previous drilling experience. Based on the theoretical analysis, the researchers have improved related equipment and tech- nology, and ed a series of matched technologies. The application of six wells shows through the improvement of related technology, complex incidents have been prevented efficiently, the quality of well has been guaranteed as well as the overall benefit of gas drilling has been improved. Key words Gas drilling; ation water; quality of well bore; drilling efficiency; forecasting model; improvement 基金项目中国石油股份公司重大专项 “欠平衡 / 气体钻井技术现场试验” （编号2010F-32） 资助。 作者简介 陈绍云， 1982 年生。2007 年毕业于大庆石油学院石油工程专业， 现主要从事欠平衡、 定向水平井和深井钻井设计和相关科研 工作， 工程师。电话0459-4893596。E-mailchenshaoyun。 2005 年以来， 随着勘探节奏不断加快， 气体钻井 作为深层提速一项重要技术， 在大庆油田取得长足 进步。截至 2010 年底， 气体钻井现场应用 23 口井， 平均单井进尺 668.86 m， 平均机械钻速 6.08 m/h， 是 邻井机械钻速的 4.5 倍。但也存在卡钻、 后续划眼时 间长等问题， 影响气体钻井的大规模推广应用。在已 钻 23 口井中， 有 17 口井存在后续划眼和复杂处理等 问题， 累计损失时间 321.04 d， 而气体钻井提速节约 时间合计为 519.15 d， 23 口井综合提速节约时间仅为 198.11 d， 从而极大降低了气体钻井提速效率。 1 影响气体钻井效率因素分析 通过跟踪分析气体钻井近 5 年实钻情况发现， 虽然气体钻井技术在深层钻井提速方面起到了重要 作用， 加快了庆深气田勘探开发步伐， 但在实钻过程 中还存在以下三方面问题亟需解决。 1.1 选井选层技术预测精度较低 由于早期气体钻井数量相对较少， 原有气体钻 23陈绍云等提高庆深气田气体钻井效率技术研究 井出水预测技术则是在阿尔奇公式基础上运用数理 统计方法回归而成的预测方法［1-3］。因而， 该方法预 测精度在一定程度上受钻井数量影响较大， 预测精 度仅达到 67.50， 无法完全满足气体钻井选井选层 技术需求。同时， 缺乏准确的地层出水量计算也影 响了气体钻井施工井段的选择。 1.2 井身质量无法完全满足生产需求 气体钻井钻进井段主要为登娄库地层， 该层段常 规钻井的平均井径扩大率近 20， 气体钻井平均井径 扩大率大于 30， 井壁失稳造成井径不规则、 扩大率较 大， 直接影响着井身质量， 对测井、 固井、 完井及开发等 后续作业有着严重影响。 另外， 井斜问题也十分突出， 其中徐深 42 井气体钻井井段 2 9103 612 m， 进尺 702 m， 井斜也从 0.61 增至 7.43 ， 严重超标， 从而影响 后续生产和作业。 1.3 复杂事故时率相对较高 由于地层出水、 出气， 以及井身质量差等原因， 造成各种卡钻、 遇阻， 损失时间长， 部分井甚至出现 被迫转化为常规钻井。而气液转换后， 存在长井段 划眼、 断钻具、 卡钻等复杂事故， 经统计， 在已钻 23 口中， 有 6 口井发生过 9 次卡钻， 其中 1 口井处理卡 钻就损失 64 d， 卡钻损失时间达到气体钻井总时间 的 40；有 17 口井气液转换后进行了划眼作业， 划 眼时间总计为 32 d， 占气体钻井总时间的 13.25； 有 4 口井发生过井下钻具失效， 共计损失时间 51.54 d， 占气体钻井总时间的 21.34。这些问题的出现， 使气体钻井综合提速效果受到影响， 无法大规模推 广应用。 2 选井选层技术研究与应用 2.1 出水层位预测方法改进完善 随着钻井数量的增加， 原有技术［3］67.50 的预 测精度已无法满足气体钻井技术的发展。应用该判 别方法对古深 2 井进行钻前出水预测， 见表 1， 但预 测结果漏识了 264 和 271 号 2 层高阻水层， 综合考 虑地质信息， 对该判别方法进行了完善， 见表 2。 表 1 古深 2 井钻前出水预测情况 层号井段 /m 电阻率 / m 电子孔 隙度 / 密度 / g cm-3 自然伽马/ API 泥质 含量 / 有效孔 隙度 / 含水饱和度/ 渗透率 / 103m2 出水量 / m3 h–1 1472 976.0 2 999.2 80.7 6.82.527514.07.21000.07 12.53 1523 054.2 3 059.4 127.8 4.12.4162 15.13.61000.02 0.97 1753 252.0 3 261.0 99.3 4.02.576616.65.41000.02 2.03 1803 326.0 3 337.2 163.4 5.12.367017.28.01000.48 42.43 1913 478.2 3 480.0 92.810.02.397019.07.81000.05 1.09 2153 688.6 3 694.2 179.4 5.12.4274 17.15.5100 0.01 1.19 2243 810.4 3 811.8 141.8 7.82.307521.46.21000.02 0.53 2253 833.6 3 835.8 189.2 6.62.3073 18.15.5100 0.01 0.52 2644 156.8 4 158.6 346.0 5.82.445912.2 6.11000.02 漏失 2714 199.6 4 201.4 325.3 6.32.487115.3 7.1730.19 漏失 310 Ⅱ 4 542.6 4 558.0 91.7 4.72.447113.29.0900.4248.67 表 2 完善后地层出水预测方法结果 主要参数相关参数参考参数 有效孔隙度 / 渗透率 /103m2泥质含量 / 电阻率 /Ω m 密度 DEN/ g cm–3 自然伽马 API 中子孔隙度 / 含水饱和度 / ≥ 3≥ 0.01≤ 20≤ 2002.302.50≤ 75≥ 5100 ≥ 5≥ 0.10≤ 25≤ 3802.302.52≤ 75≥ 5≥ 70 2.2 新出水量预测方法建立 气体钻井钻遇水层， 其水侵速度是随时间变化 的， 出水层的渗透率不大， 当地层压力的传递尚未波 及到水区的外边界之前， 或者水区是封闭性的， 这时 石油钻采工艺 2014 年 1 月（第 36 卷） 第 1 期24 水区中的水向井眼内渗透的过程即为一个不稳定的 过程。对于不稳定水侵过程， 不同的学者基于不同 的流动方式和天然水域的外边界条件， 提出了计算 天然水侵量的多种不稳定流法［5-6］。 QrhCPQ WweD 2π ∆ （1） 同时由文献［5］可知， 对于大庆气体钻井 215.9 mm 井眼， 每小时破碎及暴露在井壁的岩石 发生表面水化吸附水量为 0.011 m3， 发生渗透水化吸 附水量为 0.22 m3， 同时考虑地层水域、 岩石有效压 缩系数， 以及溶解气水比等情况， 可得 Q ttttt t D D DDDD D 1 12831 19330 26990 008553 10 61660 04 2 .... ..1 13tD （2） t K ppC r D W e w −− 0 0864 0 99945 8443 106 5342 10 3522 . ... wi ϕ （3） 式中， KW为渗透率， mD； 为气藏地层孔隙度， ；μwi为地层水黏度， mPas；Ce为地层条件下与地 面条件下出水转换系数；p 为地层压力， MPa。 3 复杂事故预防技术 3.1 实时监测技术完善 根据 C.L.Moore 等人的理论， 少量的出水比大 量出水更易造成井下复杂情况。而目前常用的判断 地层出水的方法主要根据立压变化、 排砂管出口状 态、 机械钻速变化等来判断， 但是在刚刚钻遇水层、 出水量较小时无法及时准确地进行识别。 原有传统闭环监测中， 由于传感器采集管线容 易被岩屑堵塞， 不能及时、 连续地获得湿度数据。 为了保证出口监测的连续性， 避免因为岩屑的堵 塞导致湿度传感器的失效， 进行了出口监测装置的 改进（见图 1） ， 主要是增加降尘装置， 从而保证气 体的连续流通。 具体过程为排砂管中的气体通过管线进入传 感器进行湿度监测后， 气体进入降尘装置进行过滤 降尘， 然后将气体中的粉尘、 岩屑去除， 最后排放到 大气。通过改进， 避免了监测时的环境污染， 保证了 监测的连续性， 大幅度地提高了识别地层出水的及 时性、 准确性。 图 1 出口湿度监测装置的改进（右为改进后） 另外， 在原有注气参数监测软件基础上增加了 存储、 回放、 曲线分析及报警功能， 同时利用视频信 号远距离传输同显技术实现了钻台直接监测注气参 数， 为控制人员能够及时、 准确地发现井下异常提供 指导［4］。 3.2 雾化泡沫配方改进 针对大庆油田气体钻井井段都不同程度的出水 问题， 开展了雾化、 泡沫钻井液技术的研究， 通过室 内实验筛选出了抑制性更强的 AP-1 及 NW-1， 并确 定了最佳配方， 大幅提高了防塌抑制能力， 并进行了 配伍性实验， 通过大量实验， 确定了雾化、 泡沫钻井 液的标准配方， 研制出抗 180 ℃高温的雾化泡沫钻 井液体系。 现场试验雾化泡沫钻井， 有效地解决了地层出 水带来的复杂情况， 同时优化了钻井参数， 提高了清 洁井眼能力， 实现在出水层空气钻井提速的目的。 同时形成了“内喷外浸” 注白油转换工艺， 消除 了井壁温差大造成的脆变剥落， 有效润滑及保护了 井壁， 解决了转换后井壁失稳长时间划眼问题， 实现 气液安全转换。 4 井身质量控制技术 4.1 常规满眼钻具组合 为了防止井斜和缩径， 庆深气田已钻气体钻井初 期， 多数采用满眼钻具组合。如图 2 所示气休钻井所 使用的螺旋扶正器的升角为 70 ， 翼长 273.05 mm， 外 径 214 mm， 转盘转速为 60 r/min， 由此可得扶正器旋 转线速度为 uRndn2.140.21460mm spp340 340 67./ min./ （4） 假定扶正器某翼片底端轴向坐标和周向坐标均 为 0， 则该翼片上某点， 距翼片下端面轴向距离为 y， 周向距离为 x， 且满足 （5） 由（4） 式可知扶正器旋转线速度为 0.67 m/s， 现 假定某岩屑颗粒， 初始位置为坐标原点， 经过 1 s 的 时间步长， 翼片转过的弧长为 0.67 m， 则有该岩屑颗 粒在轴向上运移的距离如式（6） 。 y x tantan.q702 75 x 25陈绍云等提高庆深气田气体钻井效率技术研究 图 2 岩屑流通过螺旋扶正器示意图 y xx⋅⋅tantan...q700 672 751 84 m（6） 由此可以算出通过扶正器处所需的最优返速为 1.84 m/s， 而实际携带岩屑所需返速是此速度的十几 倍［4］。且由于空气钻井的剥落岩屑块大， 所以在上 螺扶以下， 岩屑与钻具、 井壁之间碰撞激烈， 直至将 岩屑磨成细小颗粒再接着往上升。这在正常钻进时 不会影响携岩， 但在接单根或起下钻时， 就会在 3 个 螺旋扶正器处造成阻卡， 从而被迫转为常规钻进， 甚 至出现长时间卡钻处理的情况。 4.2 直棱式扶正器满眼钻具组合 为了解决常规满眼钻具组合造成的阻卡问题， 开始尝试使用光钻铤钻具组合， 在防卡方面见到了 较好效果， 但由于气体钻井起始井段井斜角一般均 在 3 以上［2］， 同时登娄库组地层各向异性较强， 地 层倾角为 38 ， 加之气体钻井缺少岩屑的有效润滑 和扶正器的有效限位， 钻头和钻具轴向和周向振动 较为强烈， 在实钻过程中， 井斜无法得到有效控制， 底部钻铤磨损加快， 从而增加了气体钻井风险。 因此， 针对上述常规满眼钻具和光钻铤钻具组 合存在的不足， 改进了气体钻井钻具组合（图 3） ， 主 要改进包括（1） 将螺旋扶正筋带改为直棱扶正筋 带， 从而降低了卡钻几率；（2） 为了降低直棱造成的刮 井壁， 将原有 214 mm 外径缩小为 210 mm， 从而降 低施工摩阻。 图 3 气体钻井扶正器改进 5 现场应用 5.1 单井应用实例 徐深 35 井运用完善后的出水预测技术对 2 900 3 530 m 登娄库地层进行气体钻井可行性分析， 发现 3 058 m 存在约 4.8 m3/h 出水层， 若按原有技术而言， 需要用技术套管将这段水层封住， 则剩下的井段为 472 m， 经济效益低。通过采用方接头钻具组合， 并根 据实钻地层出水及返屑情况， 将雾化泡沫液中页岩抑 制剂由0.75增加到1.5， 在地层实际出水4.50 m3/h 情况下实现了安全钻进， 施工过程中出口返砂正常， 扭矩平稳， 摩阻 2040 kN， 井壁无剥落， 雾化进尺、 机 械钻速同比改进前分别提高 50.09 和 21.37。 5.2 应用效果 该技术在徐深441井 （表3） 等6口井中成功应用， 平均单井进尺达到820.52 m， 平速达7.38 m/h， 均机械 钻速达7.38 m/h， 同比完善前气体钻井， 分别提高 20.58、 10.31， 无卡钻等井下复杂事故发生， 平均 单井节约周期 25.7 d， 节约钻头 8.3 只， 井斜均控制 在标准范围内。 表 3 2011-2012 年庆深气田气体钻井应用效果 序号井号井眼直径 /mm井段 /m进尺 /m机械钻速 /m h–1循环介质 1徐深 441 井215.92 650.003 550.00 900.00 9.38空气 2徐深 904 井215.92 900.003 550.00 650.00 9.69空气 3徐深 35 井215.92 900.003 527.10 627.10 6.07空气 / 雾化 4莺深 4 井215.92 500.003 600.001 100.00 6.55空气 5古深 3 井215.93 180.004 388.721 208.72 6.36空气 6肇深 17 井215.92 750.003 192.58 442.5810.21空气 / 雾化 6 结论和建议 （1）完善后的出水预测技术预测精度由 67.5 提高至 80 以上， 预测的目标井井深与实际出水层 位井深误差一般小于 20 m， 计算的出水量与实钻估 算相符， 基本满足工程需要， 从而提高了气体钻井成 功率， 为现场顺利施工提供了保障。 （2） 庆深气田气体钻井过程中存在卡钻等复杂事 故， 影响了提速效果， 通过改进相关配套设备和井壁 保护措施， 提高了气体钻井监测和处理能力， 无复杂 事故发生， 实现了气体钻井综合提速目的。 （3） 通过技术攻关和现场试验， 庆深气田气体钻 井技术基本形成相关技术配套， 较好地解决了原有 （下转至第 28 页） 石油钻采工艺 2014 年 1 月（第 36 卷） 第 1 期28 易坍塌掉块的青山口组及整个造斜段， 减小三开钻 进时摩阻 / 扭矩， 有利于完井管柱的安全下入， 生产 套管兼顾裸眼段长度以及封固段长度， 确保钻完井 施工安全。 5 应用效果 垣平 1 井通过钻井设计优化与现场精确井眼轨 迹控制与施工， 取得了较好的效果。由于后期钻进 过程中岩性为干砂岩， 决定提前完钻。垣平 1 井与 同区块 7 口水平井平均情况对比， 水平段长度增加 了 2 099 m， 机械钻速增加了 127.84， 钻井周期缩 短了 11.35 d。该井为目前大庆已完成水平井中最长 水平位移井。 三开仅用15.79 d钻进2 660 m水平段， 平均机械钻速 17.59 m/h， 见表 3。 表 3 设计与实钻数据对比 参数 完钻斜深 / m 完钻垂深 / m 水平段长 / m 最大井斜角 / （） 设计4 693.751 546.403 017.4089.65 实钻4 300.001 538.252 660.0089.57 6 结论与认识 （1） 提高了机械钻速， 缩短了钻井周期， 进而降 低了因长期浸泡造成井壁坍塌的风险； （2） 合理的靶前距与井眼曲率， 降低了钻柱发生 屈曲的程度和摩阻 / 扭矩大小， 同时减少了大井眼造 斜段长度， 提高了钻井效率。 （3） 合理的轨道设计、 优化的钻具组合和钻井参 数是降低摩阻与扭矩行之有效的措施。 参考文献 ［1］ 汪志明， 郭晓乐， 张松杰， 等 . 南海流花超大位移井井眼 净化技术［J］. 石油钻采工艺， 2006， 28 （1） 4-8. ［2］ 苏义脑， 窦修荣 . 大位移井钻井概况、 工艺难点和对工具 仪器的要求［J］. 石油钻采工艺， 2003， 25 （1） 8-12， 85. ［3］ 范志国， 木哈塔尔， 贾永红， 等 . 多靶浅层水平井轨迹控 制及尾管柱下入技术［J］. 石油钻采工艺 ， 2009， 31 （2） 40-42. ［4］ 高德利， 覃成锦， 李文勇 . 南海西江大位移井井身结构与 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