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当代化工研究Modem Chemical Research58技术应用与研究2021•12中国南海深水优快钻井技术探索与应用*刘保波陈彬李彬(中海石油深海开发有限公司广东518000)摘耍：南海深水钻井因面临许多与浅水钻井不同的困难和挑战，导致深水钻井作业周期更长.当前，随着国内加大对南海深水油气田的勘探，优快钻井技术成为了深水油气田大规模勘探开发取得突破的关键技术之一.本文将介绍南海东部在深水优快钻井技术和管理上的探索与突破，实现了从前期常规深■水探井2500m当量平均钻井周期27.59天缩短至11.82天，为加快南海深水油气田的勘探开发提供了技术支撑.关键词：南海深水；优快钻井；技术；钻井周期中国分类•号：T文献标识码：AExploration and Application of Deep-water Excellent and Fast Drilling Technology inSouth China SeaLiu Baobo,Chen Bin,Li Bin(CNOOC Deep-sea Development Co.,Ltd.,Guangdong,518000)Abstractz Deep-water drilling in the South China Sea f aces many difficulties and challenges different f rom shallo^-^ater drilling,resulting in a longer operation cycle.At p resent,with the increasing exploration of d eep-water oil and g as f ields in the South China Sea in China,excellent and fast drilling technology has become one of t he key technologies to achieve breakthroughs in large-scale exploration and development of d eep-water oil and gas f ields.This paper will introduce the exploration and breakthrough in deep-water excellent and f ast drilling technology and management in the eastern part of t he South China Sea.The average drilling cycle of2500-meter-equivalent conventional deep-water exploratory wells has been shortened f rom27.59days to11.82days,and p rovided technical support f or accelerating the exploration and development of d eep-^ater oil and gas fields in the South China Sea.Key words:deep water in South China Sea；excellent andfast drilling；technology^drilling cycle深水优快钻井技术是通过集成先进、适用的技术和装备，优化、创新作业流程，并结合应用新的管理模式而形成的一项系统优化配套技术，旨在大幅提高深水钻井作业效率，降低钻井作业周期和勘探成本。
大牛地气田水平井优快钻井技术大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，主要含气层位为二叠系山西组和下石盒子组、石炭系太原组。
本工区钻井施工主要有以下特点：钻遇地层多，地层变化大，地层非均质性强，地层研磨性强，地层可钻性差。
根据以上特点及对临井资料的对比分析，通过优选钻头，制订合理的技术措施，做好防斜工作，提了高机械钻速，取得了很好的成果。
标签：大牛地气田；水平井；优快钻井1 大牛地气田的地层特点及钻探难度1.1 地层简介大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部，伊陕斜坡为一西倾的平缓大单斜，整体呈东北高，西南低，平均坡降为10m/km，平均倾角不到1°，区内构造、断裂不发育，只发育一些东北向和近东西向宽缓的鼻状隆起。
1.2 钻探难度该地区主要目的层为二叠系石盒子组、山西组和石炭系太原组。
在钻井施工中发现，这一地区地层极为复杂，岩性变化大，地层非均质性强、研磨性强、可钻性差，给钻井施工带来一定的难度。
2 提高机械钻速的技术措施通过借鉴国内外提高机械钻速的经验，结合本工区实际情况，从钻头优选、技术措施制定、防斜几个方面进行了分析研究，采取了相应提高机械钻速的方法。
2.1 钻头优选①一开钻头优选：此段地层比较松散，胶结性能差，可钻性好，但易井斜，故一开井段选用小钻压下机械钻速高的PDC钻头。
②二开上部钻头优选：从安定组至延长组井段，由于该段地层胶结疏松，地层抗压幅度变化大，夹层多，软硬交替，故宜选用大复合片，短圆弧、深内锥的PDC钻头。
如GD1605TQ型PDC钻头在DPH-44使用过程中进尺912m平均机械钻速20.42m/h。
③二开中部钻头优选：延长组至和尚沟组属于河流相沉积，胶结疏松、可钻性较好，有多套夹层。
刘家沟地层埋藏深，成岩性较好，泥岩塑性值较大，可钻性差，而在此段地层钻进时机械钻速较低。
通过对二开中上部现场使用后的钻头破坏情况进行分析发现，该井段使用的PDC钻头主要损坏特征为冠部PDC复合片碎裂、掉片。
塔里木长裸眼定向优快钻井技术研究及应用发布时间：2021-08-16T10:19:28.381Z 来源：《科技新时代》2021年5期作者：范荣贵张宏信方洋马俊海[导读] 造成长裸眼定向钻进有效钻进时间少，平均机械钻速。
以上因素都给塔里木长裸眼定向提速带来了挑战。
（川庆钻探工程有限公司新疆分公司新疆库尔勒市 841000）摘要：塔里木油田钻井施工中二开定向井裸眼井段段长大都超过3000米，定向钻进受裸眼段长、托压严重及易发生粘卡等多种因素制约，机械钻速低。
本文通过系统分析长裸眼定向施工缓慢主要制约因素：直井段井眼轨迹质量、定向钻头的稳定性和攻击性、定向钻具组合及钻井液性能等，创造性提出应用刚性粒子钻井液防托压方法、混合钻头优选技术、钻柱扭摆工艺、水力震荡器等方式对塔里木钻井施工中的长裸眼定向钻井提出优快方案。
开展现场试验，试验井数8口，试验井平均裸眼段长平均4518米，平均机械钻速2.88米/小时，该工艺技术为塔里木定向长裸眼钻井提速提供技术支撑。
关键词：长裸眼定向混合钻头优快钻井技术塔里木油田台盆区长裸眼定向，裸眼段长度大多超过3000米，二开长裸眼段钻进需要穿越多套层序、不同压力系数的地层，容易发生井壁失稳、井眼垮塌、粘附卡钻等技术难题，保证泥饼润滑性困难。
上部长裸眼井段井眼轨迹差，易造成定向滑动钻进过程中发生粘卡，使用牙轮钻头定向，平均机械钻速低，且牙轮使用时间有限，往往需要多趟钻才能实现工程、地质目的，使用PDC钻头定向，由于扭矩大，造成频繁蹩钻，需要频繁上提活动钻具摆方位，损耗时间多，有效纯钻时间少，不利于安全、快速钻进，造成长裸眼定向钻进有效钻进时间少，平均机械钻速。
以上因素都给塔里木长裸眼定向提速带来了挑战。
一、提速制约因素目前塔里木长裸眼井普遍采用三开井身结构：一开406. 4 mm井眼钻至井深 1200m（或1500m），封固上部疏松地层，穿越层位古近系;二开241.3mm井眼钻至奥陶系良里塔格组，进入良里塔格组10m左右中完，穿越层位古近系、白垩系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系（可能缺失）、志留系和奥陶系良里塔格组，定向点井深5800米左右; 三开171.45mm（或152.4mm）井眼目的层定向钻进。
优快钻井技术研究论文摘要：机械钻速慢、井身质量优质率低是制约油田勘探开发综合经济效益的主要因素。
进入90年代以来，随着井下动力钻具的逐步成熟，大功率、大扭矩、低转速螺杆普遍应用于钻井现场，配合使用高效PDC钻头，给优快钻井技术的应用提供了舞台。
优快钻井技术主要是应用螺杆和高效PDC钻头，通过对钻头选型、优选钻井参数和泥浆参数来实现提高机械钻速，提高井身质量和固井质量的一种技术，其优点和意义在于：1、高效PDC钻头配合动力钻具钻井，避免了高转速下牙轮轴承的先期失效，从而有利于减少事故的发生；2、使用动力钻具配合有线或无线随钻仪器监测井身轨迹，有利于控制井身质量，提高机械钻速；3、使用的钻具结构得到有效简化，钻井参数更有利于优选，使粘卡几率大大降低；4、使用复合钻具钻进时，钻头转速可达180转/分，而转盘转速较低，有利于大幅度提高机械钻速，延长设备的维修周期；5、井眼轨迹平滑，狗腿度易于控制，有利于提高井身质量和固井质量；6、钻井液固相控制科学、合理，有力的保护了油气层、提高了设备的维修时效，为井下安全营造了良好环境；7、可以大幅度降低起下钻频率，节约钻井周期，有利于保护油气层。
一、优快钻井技术的概念引入和现场分析多年来，我们技术人员就致力于两大问题的解决：①螺杆定向时，牙轮钻特别易掉牙轮；②定向过程中因种种原因全角变化率很难控制，2001年初，我们油田逐步引进了单弯螺杆，将大功率低转速的单弯螺杆在各井队、各区块作选择性的试验（探索）研究，使用中，发现了单弯螺杆与相关钻头配合使用的各项特性。
如何有效利用单弯螺杆加快钻井速度，缩短油层浸泡时间、降低勘探开发成本，提升钻井水平上一个新的台阶，通过对国内外的现状进行研究，提出了优快钻井这一新概念；优：是优选PDC 钻头型号、优选单弯螺杆型号、优选合适的钻井参数和相关配套技术措施；快：整体提高钻井速度，它包括钻井工艺、钻头、工具、泥浆、钻井设备、钻井仪表在内的综合配套技术。
研究初期，中原油田在机械钻速、钻井周期、事故复杂时效等多种指标，与国内外先进指标存在较大差距，实施优快技术研究过程中，各项指标大幅度提高。
二、优快钻井技术的研究内容1、PDC钻头优选（1）PDC钻头与牙轮钻头分析对比4月份，我们在濮3块各完成一口2850m左右的生产井，地面距离在200m左右，由于两队的钻井工艺和钻头的选择不同，导致钻井速度差别很大，现将使用情况及时效对比如下：表1 新濮3－38和新濮3－58两井钻头使用情况由上表可知，新濮3－38井用川石81/2″PDC钻头从1700m 钻至2345m，机械钻速7.84m/h；新濮3－58井81/2″两只钻头才钻至2295m其机械钻速平均为7.30m/h。
结果是PDC钻头比牙轮钻头快0.54m/h。
新濮3－38井用81/2″PDC加螺杆工艺从2386m 钻至2877m，机械钻速达14.66m/m；新濮3－58井用两只81/2″H517钻头从2295m钻至2850m，机械钻速平均为5.05m/h。
结果是螺杆加PDC比牙轮钻头快9.61m/h。
表2 生产时效对比情况从上表时效对比可知，接单根、循环时间相关不大，但是纯钻时间和起下钻时间就有很明显的差距，两项合计是122:15h，折成天数为5天2小时，这就是螺杆加PDC钻井方式。
通过新濮3－38和新濮3－58进行的数据分析，使我们更进一步了解了新工艺＋PDC钻头的先进性，更加量化了PDC与牙轮钻头的区别。
（2）中原油田各地区应用81/2″牙轮钻头定向和81/2″PDC 钻头定向的机械钻速对比表3 濮城地区不同钻头在定向井段的机械钻速表4 文留地区不同钻头在定向井段的机械钻速表5 胡状地区不同钻头在定向井的机械钻速表6 卫城地区不同钻头在定向井段的机械钻速通过以上表可明显看出PDC钻头在各地区定向都存在明显优势，特别是F1924C、B435、GP545等效果较好。
（3）分区块PDC钻头优选的研究根据PDC钻头的机械钻速、累计进尺、钻头价格等情况，分不同区块、不同井段进行优选，主要方法是：①通过对PDC钻头使用资料的对比分析，进行优选；②实施PDC钻头多样化，对四刀翼钻头型号WH461-4（产地武汉地质大学）和SFMP114-4（胜利正益），五刀翼GP526LPDC，六刀翼F1924C等进行多井多区块使用，都取得很好的效果。
见表7：表7 分区块PDC钻头使用情况对比文90断块文98块文99块濮城P3块卫360块文72块对比通过以上的对比分析，为PDC钻头在各区块的选择提供了依据，如卫360块选用武地大四刀翼WH461-4，濮城上部地区可选用P265MF 和SFMP114-4，如文90块选用G544H，黄河南白庙选用GP526L、G544H 等，还有一些区块未找到合适的PDC钻头，如文72块所钻的三口井中，除文72-70较快外，其他两口井都非常的慢，而且都是72块的边部，岩性比较特殊，需继续研究。
2、螺杆优选（1）0.5°双扶、0.5°单扶单弯在文33-152井，新卫222井使用，由于增、降斜率太低，自那以后0.5°的单弯螺杆在中原油田被淘汰出局。
（2）0.75°双扶单弯在胡5-220，卫360，胡7-282，文33-152，胡5-197井使用，其增、降斜率每单根能达到0.75°左右，与设计增斜率4°/30m相差太大。
降斜率虽然能达到设计要求，定向钻进速度毕竟比转盘慢，因此井队在定向增、降率时少用或不用。
（3）0.75°、1°单扶单弯+PDC在2001年底到2002年初6口井试验中，由于单扶单弯所产生的反扭矩不足以克服PDC钻头切削岩石所需的正常扭矩，工具面较难达到要求，因此，单弯单扶带PDC钻头定向钻进时应提前调整好泥浆性能，前3m到6m应耐心调整即可。
（4）0.75°单扶、1°单扶在新文72-8、文273-5、新文10-88、新文10-4、文213-15、新濮3-180等28口井上使用，在优快钻进初期取得了较好成绩，新文10-88、新文10-4等一批井都创出了当时的高指标，由于单弯螺杆的优势是高速，可以转动转盘复合钻进，牙轮钻头是靠冲击、振动、滑移、切削等多种方式破岩，很明显牙轮钻头与单弯不匹配，而定向时牙轮钻头易掉牙轮，能适应高速的牙轮钻头类型很少，目前相对较好的只有HJ517、镶齿钻头机械钻速很低，胡状：胡7-277最高7.17m/h；文南：文19-15最高6.71m/h；濮城：濮3-180最高3.5m/h；一般均在如新文72-8为2.09m/h；结论：井深超过2400mp定向段不宜再用牙轮+单弯螺杆。
（5）1°、1.25°双扶单弯在定向段的应用分析（表8）表8 单弯螺杆在定向段的应用分析通过表8对比得出：1°、1.25°双扶带弯带PDC ，其机械钻速至少比0.75°单扶、1°单扶单弯牙轮钻头高出1倍，且PDC 钻头避免了牙轮的潜在风险，加之定向完不用起钻，节约时间更多，行程钻速更会大幅度提高，成本降幅更大。
因此，定向井段钻进最好选择1°或1.25°双扶单弯加带PDC 钻头。
（6）稳斜段、降斜段单弯螺杆钻头选择应用分析从99年探索PDC 钻头在定向井中的应用，2000年初基本确定PDC 钻头在稳斜段中的作用：因其稳斜、稳方位效果随地层变化比较大，始终没有被广泛推广应用，随着单弯螺杆从2000年11月起探索，2001年3月初确定单弯双扶可以带PDC 钻头用于定向，为控制全角变化率超标，启动转盘，在钻进过程中当井斜达到10°以上后，其稳方位，微斜效果相当明显，随地层影响比光用PDC钻头小，因此，优快钻井在稳斜段被确定。
表9 单弯螺杆在稳斜段的应用分析通过表9分析可知，1°双扶单弯带PDC钻头钻进，正常情况下降斜0.5-2.5°双扶/100m，方位变化很小，1.25°稳斜效果相对比1°强；结论：正常情况下在稳斜段以选择1°、1.25°带PDC钻进，降斜时应注意降斜效果比额定降斜度大。
（7）螺杆扶正器的调整随着优快钻进技术研究的深入，虽然一只双扶单弯螺杆可以连续完成直井段、造斜段及稳斜段的施工作业，但是由于各区块地层规律差异很大，稳斜段井斜控制不尽相同。
由于井斜变化率的差异，利用复合钻进连续钻穿两靶或多靶比较困难。
为解决稳斜问题，首先通过随钻调整井斜，单扶螺杆和双扶螺杆交替使用，使稳斜段井斜控制取得了良好的效果。
但是在一定程度上又阻碍了优快复合钻井技术的实施增加了滑动钻进时间和起下钻时间；而后通过短钻铤的使用调整上扶正器的位臵，使稳斜控制上升了一个新台阶，但存在的问题是利用随钻无法直接调整方位。
为进一步完善稳斜段的控制技术，对螺杆上扶正器直径进行了调整，并形成直径系列。
目前，特制了D195、D200、D206、D210、D212五种螺杆专用螺旋扶正器。
根据各区块的地层规律和井眼轨迹的实际情况合理选用。
在白73井、文305井得到了应用，保证稳斜效果，减少起下钻和滑动钻进时间。
3、钻井参数及其配套措施优选（1）钻井参数及其措施分析①PDC钻头破岩主要以切削为主，转速对机械钻速影响至关重要，螺杆与转盘叠加，其转数增加，因此，对于中深部地层较合适，机械钻速能大幅度提高。
②复合钻进由于钻压小，所用钻铤少，通常1-2柱钻铤，摩阻明显减小，对于大位移、高密度深井施工安全从源头上提供了保障。
③为确保井身质量，前期调研工作的仔细非常重要，对于易漏易返水可能井涌的井，准备工作必须充分，包括堵漏材料的选择和储备，重晶石数量的最低要求，施工过程中泥浆性能的提前处理都进行了有益的探索。
④高速钻进，控制全角变化率很方便，避免了弯接头选用不当而进行起下钻作业，定完向后不用扩眼，节省大量时间，这是从技术角度出发提高时效的有效办法。
⑤改变传统作业方式，确保优快钻井时的井身质量。
⑥优快钻井时测量工具的改进也很重要，现在已形成配套工具。
（2）过馆陶后，螺杆加PDC情况分析过馆陶后，下PDC加普通单弯螺杆至定向点（2400M以内）与普通PDC+18m（7"钻铤）+单扶正器+61/4"钻铤钻至定向点分析。
表10 过馆陶后使用螺杆+PDC和不使用螺杆+PDC对比通过表10比较可以明显看出：①单弯螺杆加PDC钻头用于直井段钻井，在3000m以内根本无优势可言，因此，在直井段钻井可以选择PDC钻头+7″18m单扶组合钻进，井斜一般能控制在3°以内，钻进参数一般：钻压40-60KN；排量28L/S；泵压16Mpa；转速II-III档。
