苏里格气井水平井快速钻井配套技术

苏里格气井水平井快速钻井配套技术摘要：随着苏里格气田的不断开发，水平井规模开发已成为苏里格开发的重点。

由于苏里格气田水平井钻遇气层多为薄产层，尖灭快，地质构造复杂，地质导向预测不准等原因，钻井过程中遇到许多影响因素，对钻井提速造成很大困难。

结合今年水平井现场施工情况，分析了影响钻井提速的因素，提出预防措施及改进和研究方向，达到安全、快速、高效钻进的目的。

关键词:钻井提速预防措施轨迹控制钻井液随着水平井钻井工艺技术的不断成熟，水平井开发达到了预期的效果。

但是近年来的水平井钻井施工，也遇到了各种各样的情况，严重影响了钻井的施工速度，直接影响钻井效益。

因此就影响苏里格气田水平井钻井提速的一些因素进行分析，以便找到钻井提速的有效措施。

2.制约提速因素2.1.地质因素的影响2.1.1地层稳定性差，增斜井段增斜困难，水平段稳斜困难。

2.1.2气层位置不确定性，增加了轨迹控制难度。

2.1.3地层的特殊性，地层缺失。

2.1.4地层倾角的影响，方位漂移。

2.1.5地层压实程度差，承压能力低，易发生井漏。

2.2钻井因素的影响2.2.1水力作用的影响排量大，对井壁冲刷严重，井径扩大率大，影响增斜、稳斜效果。

2.2.2钻井参数的影响钻井参数不合理达不到单弯螺杆理想的造斜率。

通常钻压大，转速低增斜率高，反之，增斜率则低。

2.2.3摩阻和扭矩的影响由于水平段长、井斜角大，钻具贴于下井壁，重力效应突出，上提、下放钻具的阻力增加，钻进加压困难；钻柱摩擦阻力大、扭矩大，下部钻具易屈曲，传递扭矩困难，机械钻速大为降低。

2.2.4钻井液的影响钻井液是钻井施工的血液，钻井液性能的好坏与地层的适应情况对钻井施工来说至关重要，甚至说钻井液性能是决定一口井成败的关键。

钻井液性能差，水力清除井底岩屑的能力也大大降低，在很多情况下因岩屑不能及时清除而导致重复破碎，甚至泥包，致使钻头的机械钻速下降。

严重的易发生堵水眼、缩径、掉块、井塌、油气侵、井漏、长井段的划眼、倒划等复杂情况，引起砂卡、粘卡、键槽卡钻等事故。

2.3钻井工具、仪器的因素2.3.1钻头寿命以及钻头选型的影响苏里格气田水平井钻遇地层多、岩性变化大。

不同钻头厂家生产的不同钻头地层适应性有所不同，选型不同，寿命不同，钻井速度大为不一样。

三牙轮钻头复合增斜比较容易，返出岩屑有利地质导向辨认地层，不同地层之间钻时变化明显。

但是使用时间过长有掉牙轮的危险。

PDC复合钻进钻时快，但是表现为复合增斜比较困难，甚至出现复合降斜的情况，钻时比三牙轮滑动还要慢。

钻压稍大，工具面波动范围比较大，甚至出现工具面在360°范围内逐渐变化的情况。

2.3.2单弯螺杆的选择对钻速的影响采用中空单弯螺杆有利于提高排量，提高返砂效果。

单弯螺杆的寿命与新度密切相关，能减少起下钻次数。

良好的造斜能力能减少滑动钻进进尺，提高复合钻进时间。

单弯螺杆的强度主要提高了抗扭性能，减少单弯螺杆壳体断裂、传动轴脱落事故。

2.3.3钻井仪器对钻速的影响目前，苏里格气田主要应用的仪器是北京海蓝公司生产的MWD无线随钻仪器。

该仪器稳定性比较差，频繁出现探管失效或者信号不准确等故障，导致被迫起钻。

2.4轨迹控制的影响钻井眼轨迹预测不及时，不能及时进行调整，造成后期滑动过多。

井眼轨迹不平滑，狗腿度过大，起下钻容易遇阻，要经过多次划眼方能正常起下钻，也制约着钻井速度。

在滑动定向过程中，钻柱与井壁摩擦产生的轴向摩阻和钻井液的吸附会产生严重托压现象，极易粘卡。

2.5完井工艺的影响完井工艺的选择，完钻后等解释、等方案时间长，工具的组织不到位，下完井工具前井眼准备时间长等因素直接影响完井作业的周期。

2.6复杂事故的影响钻井井下事故严重影响钻井施工时效，增大了钻井成本。

苏里格气田水平井主要遇到以下几种常见复杂。

2.6.1直井段井斜超标，正位移过大，缩短斜井段靶前距位移。

2.6.2井斜比设计落后，入靶困难，甚至脱靶。

2.6.3钻井液性能差，严重井塌，上提下放遇阻，轻钻压划眼出现新井眼。

2.6.4地层压差型漏失。

2.6.5环空不畅通，泵压不正常。

2.6.6钻具刺、断。

2.6.7起钻遇阻强提，进入键槽，或小井眼，最后粘卡的复合卡钻。

2.6.8完井电测仪器落井。

2.6.9完井施工井下落物。

3．提速方案及措施3.1强化直井段快速钻进前期完成的水平井，上部井段施工参数保守，钻井速度远远低于常规井钻井速度，影响了水平井整体进度。

因此，建议通过优化钻具结构（将二开直井段使用的原203mm钻铤改为172mm钻铤，减少钻具组合接头过多防止钻具事故发生）、强化参数、优化钻井液等措施，提高表层及二开直井段的钻井速度。

具体措施如下：3.1.1表层施工3.1.1.1钻头选型：135/8″SKH517G、XHP2（用新钻头）3.1.1.2钻具组合：Φ346SKH517G+5LZ203+Φ203MWD接头+Φ203MNDC 1根+转换接头+Φ178DC2根+Φ168DC15根+转换接头+Φ127HWDP45根+Φ127DP前期螺杆主要使用立林5LZ203和7LZ197*0.75°，由于后期频繁出现螺杆壳体断裂和传动轴脱落等事故，后期使用螺杆为奥瑞托6LZ203*0.75°。

表层钻进上部主要避免流沙层的垮塌，排量控制在正常返出即可，进入石板层20-30米后，主要通过提高排量，排量达到38L/s以上，利用水力喷射提高钻速。

待钻铤打完后在井斜小于1°的情况下强化钻进参数，钻压控制在16-18T，钻盘转速控制在80-90rmp（艾瑞托6LZ203*0.75°为低转速大扭矩螺杆），此环节必须严格测斜要求。

表层钻进控制好钻井液性能，预防缩径。

另一方面表层钻具及套管的丈量必须精确，计算必须准确，防止井深未打够，导致二开井口过高或无法安装等低级错误，整改进口花费时间；再一方面表层固井替量不准，水泥塞过多或替空，钻水泥塞时间长，重新固井延长周期。

直井段提速必须抓好表层固井、二开准备各工序的衔接。

3.1.2二开直井段施工二开主要采用9 1/2′PDC复合方式钻进，两只钻头钻至造斜点。

3.1.2.1钻头选型：通过对比分析直井段建议采用包井方式，钻头选型为：哈里伯顿FMH3653ZR、胜利P5362MJ（上部井段）和P5362S（下部井段，不使用螺杆）、亿斯达EM1925SE。

3.1.2.2钻具组合：Ф241.3PDC＋6LZ203*0.75（奥瑞拓）+转换接头+Ф238stab + MWD接头+Ф172MDC+转换接头+Ф168DC14根+转换接头+Ф127HWDP45根+Ф127DP。

3.1.2.3参数优化3.1.2.3.1钻至延长底部300米至纸坊组上部100米井段，适当控制钻压，降低转盘转速20转左右，防止该段含砾石层对PDC钻头的损坏；3.1.2.3.2增大排量，使用Ф180mm缸套，若复合钻进机械钻速低，第二只钻头使用双泵170 mm缸套。

目前直井段提速方向还是以参数优化为主，尤其是排量的选择，采用双泵最短钻井周期5.48天。

直井段钻进钻井液必须保持良好的携砂性能，定期对井底进行清扫，预防延安组和延长组缩径，每天开启震动筛查看返出岩屑是否有掉块，做好防塌工作。

加强井下事故的预防，主要是断钻具事故的预防，加强对钻铤及接头的探伤检验。

3.2抓好斜井段提速目前斜井段提速仍是水平井提速的关键环节，斜井段施工最短周期10.6天，最长周期24.14天，三趟钻2口井，四趟钻1口井，五趟钻5口井，五趟钻以上14口井，所以斜井段有较大的提速空间。

苏6、苏36和苏东区块靶前距设计在400米左右，桃七和苏5区块设计靶前距为500米左右，井眼轨迹较苏6、苏36和苏东区块容易，增斜率较低，所以斜井段钻头使用模式可定为：1只牙轮+2只PDC或1只牙轮+1只PDC+2只牙轮。

3.2.1定向造斜牙轮钻头必须使用到位，该钻头井斜达到18度以上，为后期PDC钻头使用预留空间，减轻PDC增斜压力，达到快速钻进的目的。

3.2.2斜井段PDC的优选：PDC钻头在气井水平井斜井段进行了多次试验，都因滑动钻进工具面不稳定、增斜率低等缺陷没有取得突破。

今年主要使用进口贝克休斯HCD506ZX、亿斯达EDM1616EL，并试验了胜利PQ6257MJD、哈里伯顿FX65R和FXD65D、锐德及江钻PDC钻头，其主要特征为六刀翼、16复合片双级切削结构，使用过程滑动钻进工具面较为稳定，寿命长，机械钻速较高。

通过对比分析斜井段进口钻头贝克休斯HCD506ZX、钻头在使用过程中运转平稳，复合机械钻速较高，国产胜利PQ6257MJD经过改进在包井钻头中优势较为明显。

所以斜井段钻头选型为：胜利PQ6257MJD、亿斯达EDM1616EL、贝克休斯HCD506ZX、哈里伯顿FXD65D、江钻KM1662DTR。

3.2.3钻具组合：215.9mmMD537HX（PDC）+7LZ172x1.25°+回压凡尔（如窗前加入）+MWD+165mmMDC+转换接头（461*410）+127HWx45根+127DP3.2.4斜井段井眼控制水平井钻井工程设计中所给定的钻具组合是在一定的理论计算和实践经验的基础上得出的，随着理性认识的深化和实践经验总结，设计的钻具组合钻出实际井眼轨迹与设计轨道曲线的符合程度会不断提高。

但是，由于井下条件的复杂性和多变性，这个符合程度总是相对的。

实钻井眼轨迹点的位置相对于设计轨道曲线总是会提前、或适中、或滞后，点的井斜角大小也可能是超前、适中、或滞后。

实钻轨迹点的位置和点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律是：3.2.4.1 实钻轨迹点的位置超前，•相当于缩短了靶前位移。

此时若井斜角偏大，会使稳斜钻至目的层所产生的位移接近甚至超过目标窗口平面的位置，必将延迟入靶，且往往在窗口处脱靶。

3.2.4.2 轨迹点位置适中，•若此时井斜角大小也适中，是实钻轨迹与设计轨道符合的理想状态。

但若井斜角大小超前过多，往往需要加长稳斜段，可能造成延迟入靶，或在窗口处脱靶。

3.2.4.3 轨迹点的位置滞后，•相当于加长靶前位移。

此时若井斜角偏低，就需要提高造斜率以改变待钻井眼垂深和位移增量之间的关系，往往要采用较高的造斜率而提前入靶。

实践表明，轨迹控制点的位移接近或少量滞后于设计轨道，并保持合适的井斜角，有利于井眼轨迹的控制。

轨迹控制点的井斜角偏大或偏小可能导致脱靶或入靶前所需要的造斜率偏高。

实际上，水平井造斜段井眼轨迹控制也是轨迹点的位移和方位的综合控制，这对于没有设计稳斜调整段的井身剖面更是如此。

在实际井眼轨迹控制过程中，我们根据造斜段井眼轨迹控制的实钻轨迹点的位置、点的井斜角大小对待钻井眼轨迹中靶的影响规律，将造斜井段井眼轨迹的控制程度限定在有利于入靶点矢量中靶的范围内。