长宁页岩气钻井提速提效难点与对策分析_王建龙.pdf

2020年第10期西部探矿工程 * 收稿日期 2019-12-19修回日期 2019-12-19 基金项目 中国石油天然气股份公司2018-2020年重大科技专项 大港油区效益增储稳产关键技术研究与应用 （编号 2018E-11） 和中石油渤海钻探 工程有限公司科技项目 “大港油田页岩油钻完井配套技术研究 （编号 2018ZD13Y-01） ” 联合资助。 第一作者简介 王建龙 （1984-） ， 男 （汉族） ， 天津人， 工程师， 现从事钻井提速工具研发与应用工作。 长宁页岩气钻井提速提效难点与对策分析 王建龙*1， 冯冠雄 2， 吴嘉澍3， 叶顺友4， 张洪虎4， 郭 瑞 3 （1.中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院， 天津 300280； 2.中国石油渤海钻探工程有限公司四川页岩气项目管理部， 四川 宜宾 644000； 3.中国石油渤海钻探工程有限公司定向井分公司， 天津 300280； 4.中国石油渤海钻探工程有限公司第一钻井分公司， 天津 300280） 摘要 为了解决长宁页岩气机械钻速低、 钻井周期长的难题， 在分析钻井技术难点的基础上， 开展了 新工艺、 新技术和新工具试验， 形成了系列钻井提速提效技术， 现场应用取得较好的效果。针对表层 失返性漏失问题， 形成了以气体或雾化钻井为主， 以速凝水泥浆堵漏为辅的技术措施； 针对须家河地 层横向振动大的问题， 形成了以降低转速和提高钻压为主的被动减震提速措施， 以水力加压器为主的 主动减震提速措施， 下步将开展陀螺稳定工具主动减震提速试验； 针对上部井段定向托压的问题， 形 成了2000m以浅采用旋冲螺杆、 2000m以深采用水力振荡器的缓解定向托压技术措施； 针对长水平段 井下风险高的难题， 形成了钻井参数释放段、 钻井提速与降低风险兼顾段、 风险削减段等三个阶段的 钻井参数模板和风险识别方法。研究成果对长宁页岩气钻井提速提效具有较好的借鉴和指导意义。 关键词 页岩气； 井漏； 横向振动； 定向托压； 提速提效； 井下风险 中图分类号 TE243 文献标识码 A 文章编号 1004-5716202010-0070-03 长宁区块位于四川盆地西南部， 区内主要发育长宁 背斜构造。该区块钻遇的地层自上而下依次为三叠系、 二叠系和志留系。从地表依次钻遇自流井组、 须家河组、 雷口坡组、 嘉陵江组、 飞仙关组、 长兴组、 龙潭组、 茅口组、 栖霞组、 梁山组、 韩家店组、 石牛栏组和龙马溪组。实钻 过程中， 由于井漏、 钻具振动、 定向托压等原因， 导致钻井 时效低， 严重影响钻井周期。因此， 开展了钻井提速提效 难点分析， 并针对性地提出了技术对策， 为加快长宁页岩 气的勘探开发提供理论基础和技术指导。 1钻完井技术难点分析 （1） 表层溶洞裂缝发育， 钻井过程中井漏严重。长 宁地区地表主要为碳酸盐岩， 碳酸盐岩容易发生喀斯 特作用， 形成各类岩溶地貌， 溶洞和裂缝发育， 部分溶 洞与地表水和地下暗河相连， 极易发生漏失， 且多数情 况为失返性漏失， 严重影响钻井时效。如宁209H10平 台某井， 在须家河地层漏失7次， 损失时间8d。 （2） 须家河、 雷口坡等地层岩石硬度高、 研磨性强， 钻具振动大， 钻头损坏和钻具断裂严重。长宁地区上 部须家河、 雷口坡等地层， 地质年代老， 岩性以云母或 长石的石英片或砂岩， 石英含量非常高， 部分石英含量 高达80，而且石英粒度比较小， 在0.1～0.5mm之间， 胶结致密， 硬度高、 研磨性非常强， 钻头吃入地层困 难。钻进中憋跳严重， 钻具震动大， 扭矩波动大， 易导 致钻具断裂。如宁209H35平台， 3口井在须家河地层 出现了断钻铤事故。 （3） 定向井段托压严重， 定向效率低。311.2mm 井眼500～1500m和215.9mm井眼韩家店石牛栏 组井段， 定向出现不同程度的托压， 定向与复合钻时比 超过 5 ∶1， 尤其是石牛栏组中下部， 定向钻时超过 50min， 严重影响钻井时效。 （4） 长水平段钻进对设备性能要求高， 井下风险 高。长宁页岩气水平段长一般在1500～2500m， 钻井 过程中扭矩大、 泵压高， 后期扭矩达到30kNm、 泵压达 到35MPa以上。同时， 随着水平段长度的延伸， 钻进过 70 2020年第10期西部探矿工程 程中卡钻风险大幅度提升。水平段钻进后期， 需要兼 顾钻井提速、 设备能力和井下风险。 2提速提效关键技术 2.1表层防漏堵漏关键技术 （1） 气体或雾化钻井防漏技术。气体钻井技术是 长宁页岩气表层防漏治漏最有效的技术之一， 不仅能 较好地预防井漏， 避免环境污染， 还能提高机械钻速。 钻进过程中， 若返出岩屑减少或潮湿， 说明地层出水， 此时需要转化为空气雾化钻井。当出水量不小于5m3/h， 应及时转化为清水钻进。目前， 气体或空气雾化钻井 技术在3个平台上进行了应用， 有效解决了表层严重漏 失的难题， 提速效果显著。 （2） 速凝水泥浆堵漏技术。长宁地区表层漏失多数 为失返性漏失， 随钻堵漏或者静止堵漏效果差， 水泥浆堵 漏效果较理想。但是常规水泥浆堵漏容易被地层水冲 稀， 难以凝结固化或固化后的强度低， 且候凝时间长， 堵 漏效率相对较低。因此， 针对表层失返性漏失开展了速 凝水泥浆堵漏试验， 候凝时间由常规水泥浆堵漏的16h 缩短至4h， 缩短75， 且堵漏效果成功率高达100。但 是， 速凝水泥浆堵漏技术只适用于地层温度不大于60℃ 的井段， 超过该温度之后固化时间过短， 容易造成井下事 故复杂。目前， 速凝水泥浆堵漏技术在2个平台进行了6 次堵漏， 均成功， 节约处理井漏时间50余小时。 2.2减震提速关键技术 为了解决须家河地层振动的难题， 开展了钻井参 数优化和水力加压器试验， 取得了一定效果。 （1） 降低转速、 提高钻压。降低转盘转速、 提高钻 压， 钻压控制在100～120kN， 转速控制在30～40r/min。 通过优化钻井参数， 在某平台上进行应用， 平均机械钻 速8.34m/h， 与同平台邻井相比机械钻速提高9.88， 起出钻头新度更高， 且没有发生断钻具事故。 （2） 采用水力加压器主动吸震， 解放钻井参数。当 钻具组合中有螺杆钻具时， 将水力加压器安放在螺杆 之上； 当钻具组合中无螺杆钻具时， 将水力加压器安放 在MWD之上。钻压控制在100～120kN， 转速控制在 60～80r/min。钻具中加入水力加压器之后， 轴向振动 明显减少， 但是横向振动仍然剧烈。 水力加压器在一定程度上缓解了断钻具的问题。 但是由于钻井参数受限， 机械钻速仍处于相对较低的 水平。因此， 建议在须家河地层中试验陀螺减震工具 减震提速。陀螺减震工具利用水力驱动内部的陀螺高 速运转， 产生巨大的向心力， 控制钻具横向摆动， 保持 沿井眼中心稳定旋转， 进而解决横向振动导致钻具断 裂的问题。 2.3缓解定向托压技术 （1） 311.2mm井眼使用旋冲螺杆。旋冲螺杆是 一种基于螺杆钻具的冲击类破岩工具， 由振荡短节和 螺杆组成。钻井液流经旋冲螺杆时， 经过特殊设计的 流道少量改变过流面积， 产生托举力将振荡短节中的 金属球举起， 金属球随即被钻井液冲击急速下坠产生 高频 （14.0～24.0Hz） 振荡冲击力 （1.0～2.0kN） 。在冲 击力作用下， 旋冲螺杆带动钻柱向下高频低幅蠕动， 使 滑动静摩阻变为动摩阻， 从而缓解托压， 提高定向效 率。现场应用时， 该工具与钻头直接相连， 代替了传统 的螺杆钻具， 由于距离钻头近且振荡力较小， 所以缓解 定向托压能力有限， 适用于2000m以浅的井段。 （2） 215.9mm井眼使用水力振荡器。对于深部 井段缓解定向托压， 水力振荡器是最有效工具之一。 水力振荡器通过具有一定流速和压能的钻井液来产生 轴向的蠕动， 将钻柱与井壁之间的静摩擦转变为动摩 擦， 进而减小了钻柱与井壁之间的摩擦阻力， 提高了滑 动钻进过程中钻压的传递效率， 保证钻头施加设计钻 压值， 有效提高了滑动钻进机械钻速。该工具的振动 频率一般在15～20Hz， 振荡力在40～80kN。 2.4水平段安全高效钻进技术 将215.9mm井眼划分为3个阶段， 即钻井参数释 放段、 钻井提速与降低风险兼顾段、 风险削减段。针对 不同的阶段， 利用软件预测和实钻数据对比， 优化钻具 组合和钻井参数， 并实时识别井下风险。 （1） 钻井参数释放阶段。从旋转导向下入水平 段长度不大于1000m阶段， 摩阻扭矩相对较小、 泵压相 对较低， 设备能力富余量相对较高， 是进行 “三高两大” 激进钻井参数的最佳阶段。采用螺杆钻具旋转导向 钻具组合， 钻压120～150kN，转速80～100r/min， 排量 32～35L/s， 泵压30～35MPa。 （2） 钻井提速与降低风险兼顾段。水平段长度 1000～2000m 阶段， 随着水平段的延伸， 摩阻扭矩增 大、 泵压升高， 井下风险相应大幅增加， 设备能力富余 量相对降低， 该阶段兼顾钻井提速和风险识别。该阶段 采用旋转导向， 钻压120～150kN， 转速100～120r/min， 排量30～32L/s， 泵压30～35MPa。利用摩阻扭矩和岩 屑返出量对比的方法识别井下风险。具体做法为 每 15min记录一次大钩载荷和扭矩， 每天记录岩屑返出 量、 每300m计算岩屑返出率。若起钻和下钻的大钩载 71 2020年第10期西部探矿工程 荷呈现阶跃式变化， 或者欠返率超过30， 或者振动筛 处返出小的掉块， 及时采取停钻循环或者短起下等措 施， 待各项参数恢复正常后继续钻进。 （3） 风险削减段。当水平段超过2000m之后， 设备 能力即将达到极限， 井下风险急剧升高， 因此该阶段以 削减并控制井下风险为主， 必要时采取适当控时钻 进。该阶段采用旋转导向， 钻压 120～150kN， 转速 100～120r/min， 排量28～30L/s， 泵压32～35MPa。利 用摩阻扭矩和岩屑返出量对比的方法识别井下风险。 3现场应用 长宁页岩气钻井提速关键技术现场应用6口井， 平 均完钻井深5252m， 平均水平段长度1900m， 平均钻井 周期65.4d， 平均机械钻速7.70m/h， 创造多项记录。与 去年相比， 在平均井深增加452m和水平段长度增加 350m的前提下， 平均钻井周期持平 （65.3d） ， 平均机械 钻速提高10.1。 （1） NH-9井完钻井深5950m， 最大井斜100.48， 水平段长 2500m， 优质页岩钻遇率 100， 机械钻速 8.04m/h， 钻井周期59.19d， 钻完井周期71.21d。该创 出当时中油油服水平段最短钻井周期15.44d、 长宁地 区已完井最长裸眼段3725m记录和相同水平段长度最 高机械钻速8.49m/h等三项纪录。 （2） NH-5井311.2mm井眼中应用旋冲螺杆， 进 尺1540m， 平均机械钻速10.25m/h， 滑动平均机械钻速 4.20m/h， 创造了311.2mm井眼一趟钻完钻、 单只钻 头进尺最多两项记录。 （3） NH-2井660.4mm井眼中应用空气钻井， 机 械钻速较邻井提高146， 施工周期缩短24d， 创造长宁 地区空气钻井最深纪录。 4结论及建议 （1） 长宁页岩气表层溶洞和裂缝发育， 多发生失返 性漏失。对于不出水井段采用空气钻井防漏； 对于出 水量较小的井段使用空气雾化钻井； 对于出水量超过 5m3/h的井段使用清水钻进， 当发生失返性漏失时， 采 用速凝水泥浆堵漏。 （2） 须家河地层振动类型为横向振动， 降低转速、 提 高钻压有利于缓解断钻具问题， 但是提速效果一般。建 议试验 “陀螺稳定工具狮虎兽钻头” ， 主动吸收横向振 动， 提高钻头抗冲击性能， 达到减震提速双重效果。 （3） 311.2mm井眼中使用旋冲螺杆可以有效缓 解定向托压， 提高定向效率； 215.9mm井眼中使用水 力振荡器可以有效缓解定向托压， 提高定向效率。 （4） 215.9mm井眼是提速提效与风险兼顾的关 键井段， 实钻过程需要利用软件预测和实钻数据对比， 结合摩阻扭矩和岩屑返出量的变化实时识别井下风 险， 尽可能提高钻压、 转速和排量， 提高机械钻速。 参考文献 [1]万夫磊.长宁页岩气表层防漏治漏技术研究[J].钻采工艺， 2019，42428-31. 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