伍 葳，吳 坷，文春宇，汪曉星，黃嘉琦，何 丹.

(1.中國(guó)石油西南油氣田分公司工程技術(shù)研究院，四川成都 610017；2.中國(guó)石油西南油氣田分公司勘探事業(yè)部，四川成都 610000)

國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣資源開(kāi)采步入黃金時(shí)期，為進(jìn)一步踐行高質(zhì)量開(kāi)發(fā)，相關(guān)頁(yè)巖氣區(qū)塊均嘗試通過(guò)持續(xù)強(qiáng)化鉆井工藝、技術(shù)及工具等手段以期實(shí)現(xiàn)鉆井提速[1-3]。借鑒于北美頁(yè)巖氣水平井普遍采用高鉆壓、高轉(zhuǎn)速、大排量、高泵壓而提速成功，從業(yè)者在長(zhǎng)寧頁(yè)巖氣田率先開(kāi)展鉆井參數(shù)強(qiáng)化現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。本文重點(diǎn)以長(zhǎng)寧氣田兩口鉆井參數(shù)強(qiáng)化先導(dǎo)試驗(yàn)井為研究對(duì)象，展開(kāi)水平段實(shí)鉆參數(shù)相關(guān)對(duì)比評(píng)價(jià)，探討工區(qū)鉆井參數(shù)強(qiáng)化的必要性，以期指導(dǎo)長(zhǎng)寧區(qū)塊頁(yè)巖氣井相關(guān)鉆井設(shè)計(jì)及現(xiàn)場(chǎng)施工，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)工區(qū)鉆井提速。

1 單井概況

A、B井均為直改平井，采用工區(qū)成熟的四開(kāi)四完鉆井施工工藝，具體而言：

(1)一開(kāi)以Φ660.4 mm牙輪鉆頭，采用聚合物無(wú)固相鉆井液鉆進(jìn)50 m左右，視情況下入Φ508 mm導(dǎo)管封隔地表漏失、垮塌嚴(yán)重段。常規(guī)注水泥漿固井，水泥漿返至地面；

(2)二開(kāi)以Φ444.5 mm PDC鉆頭或牙輪鉆頭，采用聚合物無(wú)固相鉆井液鉆至嘉陵江組底，下入Φ339.7 mm表層套管。常規(guī)注水泥漿固井，水泥漿返至地面；

(3)三開(kāi)以Φ311.2 mm PDC鉆頭，采用鉀聚合物鉆井液鉆至韓家店組頂，下入Φ244.5 mm技術(shù)套管。兩凝水泥漿固井，水泥漿返至地面；

(4)四開(kāi)以Φ215.9 mm PDC鉆頭，采用油基鉆井液鉆至龍馬溪組，地質(zhì)取資料后使用Φ215.9 mm鉆頭從主井筒井深1 850 m(韓家店組)開(kāi)始側(cè)鉆，繼續(xù)在油基鉆井液條件下鉆至完鉆井深，水平段長(zhǎng)約1 500 m，下Φ139.7 mm套管到位后注水泥固井，水泥返至第一個(gè)油氣顯示層以上200 m。

2 施工參數(shù)對(duì)比評(píng)價(jià)

由綜合錄井曲線可知，水平段鉆進(jìn)中A井所實(shí)施的鉆井參數(shù)較B井更強(qiáng)，對(duì)應(yīng)的平均機(jī)械鉆速更高。具體而言，A、B井水平段的平均鉆壓一致，為106.9 kN；平均轉(zhuǎn)速分別為92.09 rpm、89.97 rpm；平均排量為29.92 L/s、28.32 L/s；平均泵壓為20.76 MPa、19.96 Mpa；機(jī)械鉆速分別為11.31 m/h、10.75 m/h，整米對(duì)比情況見(jiàn)圖1。

其中，由圖1可知兩井在水平段前500 m井段范圍內(nèi)機(jī)械鉆速的差距較為明顯。綜合考慮兩井水平段鉆進(jìn)的地質(zhì)工程條件，本文默認(rèn)忽略差異性因素，以水平測(cè)深0～500 m為研究對(duì)象，通過(guò)圍繞鉆井液密度、機(jī)械破巖參數(shù)及水力參數(shù)等方面進(jìn)行相關(guān)分析及計(jì)算，結(jié)合兩井的實(shí)鉆機(jī)械鉆速情況，展開(kāi)鉆井參數(shù)強(qiáng)化對(duì)比評(píng)價(jià)。

圖1 A、B井水平段整米機(jī)械鉆速對(duì)比圖

2.1 鉆井液密度

在均使用白油基鉆井液條件下，研究井段內(nèi)A井鉆井液密度全程低于B井，見(jiàn)圖2。其中，水平測(cè)深68 m處密度差達(dá)到最大值0.22 g/cm3。在保證井控安全與井壁穩(wěn)定條件下，A井的低鉆井液密度更有利于提速。一方面，低鉆井液密度所對(duì)應(yīng)的低井筒靜液柱壓力有兩個(gè)好處。其一，將有效減弱鉆頭處壓持作用，較好實(shí)現(xiàn)破巖及運(yùn)攜巖屑。其二，將極大消除由于壓差作用所增加的巖石強(qiáng)度和塑性[4-6]；另一方面，同等條件下低鉆井液密度所對(duì)應(yīng)的沿程壓耗及水力能量更小，有助于機(jī)泵輸出能量更多地分配給鉆頭[7]。

圖2 A、B井水平段前500m鉆井液密度對(duì)比圖

2.2 機(jī)械破巖參數(shù)

由圖3可知，研究井段內(nèi)A井實(shí)鉆機(jī)械破巖參數(shù)總體強(qiáng)于B井。其中：A、B井的鉆壓范圍分別為65～160 kN、60～140 kN，平均鉆壓分別為114.27 kN、100.85 kN；轉(zhuǎn)速均為90～100 rpm，平均轉(zhuǎn)速分別為98.66 rpm、92.08 rpm；扭矩分別為9.19～19.61 kN·m、8.95～24.97 kN·m，平均扭矩分別為13.18 kN·m、13.29 kN·m。

圖3 A、B井水平段前500 m機(jī)械破巖參數(shù)對(duì)比圖

運(yùn)用R. Teale所提出的經(jīng)典機(jī)械比能模型[8-9]對(duì)機(jī)械破巖參數(shù)進(jìn)行分析評(píng)價(jià)，其模型為：

式中E——機(jī)械比能，MPa；

W——鉆壓，kN；

T——扭矩，kN·m

n——轉(zhuǎn)速，rpm；

v——機(jī)械鉆速，m/h；

dB——鉆頭直徑，mm。

將研究井段整米井深的實(shí)鉆鉆壓、轉(zhuǎn)速、扭矩、機(jī)械鉆速及鉆頭直徑帶入上式，得出A井與B井的整米井深所對(duì)應(yīng)機(jī)械比能分別為0.36～2.82 MPa、0.57～3.88 MPa。將計(jì)算結(jié)果進(jìn)行插值作圖，見(jiàn)圖4。

圖4 A、B井水平段前500m機(jī)械比能對(duì)比圖

由圖可知，在研究井段內(nèi)A井較B井而言，其機(jī)械比能明顯更低而機(jī)械鉆速更高，即A井在破碎單位體積巖石的耗費(fèi)機(jī)械能量更低且相應(yīng)破巖速度更快，一定程度上表明A井的鉆頭對(duì)產(chǎn)層鉆進(jìn)適應(yīng)性更好，所實(shí)施的強(qiáng)機(jī)械破巖參數(shù)更合理且有助于井底破巖[10-11]。

2.3 水力參數(shù)

由圖5可知，研究井段內(nèi)A井實(shí)鉆水力參數(shù)總體強(qiáng)于B井。其中：A、B井的排量分別為29～34.6 L/s、26～33.6 L/s，平均排量分別為33.38 L/s、29.49 L/s；泵壓分別為18.9～25.8 MPa、15.6～25.8 MPa，平均泵壓分別為22.9 MPa、20.76 MPa。

圖5 A、B井水平段前500 m水力參數(shù)對(duì)比圖

利用Landmark Wellplan軟件分別對(duì)A井與B井研究井段展開(kāi)水力模擬。根據(jù)鉆井井史、鉆井監(jiān)督志等資料相應(yīng)輸入井眼軌跡、井身結(jié)構(gòu)等工況條件，其中:

(1)鉆具組合：簡(jiǎn)化實(shí)鉆鉆具組合，Φ215.9 mm PDC鉆頭+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具(LWD)+Φ127 mm加重鉆桿2柱+Φ127 mm斜坡鉆桿。其中，根據(jù)實(shí)鉆情況輸入鉆頭噴嘴組合；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具(LWD)在排量取30 L/s、32 L/s情況下所對(duì)應(yīng)壓降分別為4.5 MPa、5.0 MPa[12]；

(2)鉆井液：均采用白油基鉆井液，密度分別為1.68 g/cm3、1.78 g/cm3，流變模型選赫歇爾-巴克利，并輸入范式黏度計(jì)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)600轉(zhuǎn)、300轉(zhuǎn)、3轉(zhuǎn)讀數(shù)以求得塑性黏度、動(dòng)切力等流變參數(shù)，見(jiàn)表1；

(3)循環(huán)系統(tǒng)：地面管匯壓耗均取1 MPa；A井選用寶石機(jī)械廠F-1600三缸單作用鉆井泵并配備Φ140 mm缸套，B井選用寶石機(jī)械廠F-1600HL三缸單作用鉆井泵并配備Φ150 mm缸套，容積效率均取80%，且實(shí)鉆中為滿足排量要求均采用雙泵鉆進(jìn)；

表1 A、B井水平段前500 m油基鉆井液實(shí)測(cè)性能參數(shù)表

(4)模擬井深：取點(diǎn)總計(jì)10個(gè)，步長(zhǎng)50 m；

(5)排量：樣本點(diǎn)實(shí)鉆排量。

通過(guò)正常鉆進(jìn)水力模塊中壓力損耗與功率損耗計(jì)算，可得不同鉆進(jìn)排量條件下對(duì)應(yīng)的鉆頭壓降、鉆頭水功率、泵壓、泵輸出功率、鉆頭壓降/水功率占比以及機(jī)泵動(dòng)用率，見(jiàn)表2。同時(shí)對(duì)樣本點(diǎn)計(jì)算結(jié)果進(jìn)行插值處理，得圖6、圖7、圖8。

表2 A、B井水平段前500m水力模擬結(jié)果表

根據(jù)軟件計(jì)算結(jié)果可知，較之B井而言，研究井段內(nèi)A井在實(shí)鉆水力參數(shù)條件下所取得的鉆頭壓降、鉆頭水功率、泵壓、泵輸出功率、鉆頭壓降/水功率占比以及機(jī)泵動(dòng)用率總體更高，且變化趨勢(shì)類似。進(jìn)一步分別對(duì)兩井研究點(diǎn)的機(jī)械鉆速差值、鉆頭水功率差值進(jìn)行插值處理作隨水平測(cè)深變化圖，得圖9。

結(jié)合前述結(jié)果，綜合可知在機(jī)泵能力動(dòng)用更充分且鉆頭所獲得的水力能量更高的情況下，A井的機(jī)械鉆速總體高于B井，表明強(qiáng)水力參數(shù)更有利于井底鉆頭破巖，與機(jī)械鉆速具有一定正相關(guān)關(guān)系。此外需指出的是，局部范圍內(nèi)兩者趨勢(shì)并非完全一致，是因?yàn)闄C(jī)械鉆速除與水力能量有關(guān)外還取決于機(jī)械能量、地層可鉆性、鉆頭新舊程度等多種因素[13]。

圖6 A、B井水平段前500m壓耗對(duì)比圖

圖7 A、B井水平段前500 m功率對(duì)比圖

圖8 A、B井水平段前500 m水力動(dòng)用/分配對(duì)比圖

圖9 A、B井水平段前500 m井深-機(jī)械鉆速差/鉆頭水功率差關(guān)系圖

3 結(jié)論與建議

(1)A井的鉆井液密度更低，其井底壓差更低，有利于消除鉆頭處的壓持效應(yīng)及所伴隨的巖石強(qiáng)度與塑性增大；

(2)A井的鉆壓、轉(zhuǎn)速更高。兩井在研究井段內(nèi)的機(jī)械比能分別為0.36～2.82 MPa、0.57～3.88 MPa，表明A井在強(qiáng)機(jī)械參數(shù)條件下破巖效率更高；

(3)A井的排量、泵壓更大。兩井在研究井段內(nèi)的鉆頭壓耗分別為3.02～3.14 MPa、2.52～2.92 MPa，鉆頭水功率分別為101.73～107.92 kW、73.54～91.75 kW，總體表現(xiàn)為機(jī)泵動(dòng)用更充分且鉆頭所獲得的水力能量更高；

(4)A井水平段機(jī)械鉆速較之B井更高，一定程度上歸結(jié)于其更好地執(zhí)行了強(qiáng)鉆井參數(shù)，并在較強(qiáng)的機(jī)械破巖參數(shù)、水力參數(shù)及更低的鉆井液密度情況下，獲得了更高的井底機(jī)械能量與水力能量以及更理想的破巖環(huán)境；

(5)表明了鉆井參數(shù)強(qiáng)化之于提高鉆井速度的必要性。在鉆井裝備、地面設(shè)備及工具等硬件可靠的前提下，通過(guò)實(shí)施參數(shù)強(qiáng)化，可顯著提高井底破巖效率，工區(qū)鉆井提速可期。