長寧頁巖氣井水平段鉆井參數強化對比評價

伍 葳，吳 坷，文春宇，汪曉星，黃嘉琦，何 丹.

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

國內頁巖氣資源開采步入黃金時期，為進一步踐行高質量開發，相關頁巖氣區塊均嘗試通過持續強化鉆井工藝、技術及工具等手段以期實現鉆井提速[1-3]。借鑒于北美頁巖氣水平井普遍采用高鉆壓、高轉速、大排量、高泵壓而提速成功，從業者在長寧頁巖氣田率先開展鉆井參數強化現場試驗。本文重點以長寧氣田兩口鉆井參數強化先導試驗井為研究對象，展開水平段實鉆參數相關對比評價，探討工區鉆井參數強化的必要性，以期指導長寧區塊頁巖氣井相關鉆井設計及現場施工，進一步實現工區鉆井提速。

1 單井概況

A、B井均為直改平井，采用工區成熟的四開四完鉆井施工工藝，具體而言：

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

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

(3)三開以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技術套管。兩凝水泥漿固井，水泥漿返至地面；

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

2 施工參數對比評價

由綜合錄井曲線可知，水平段鉆進中A井所實施的鉆井參數較B井更強，對應的平均機械鉆速更高。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；機械鉆速分別為11.31 m/h、10.75 m/h，整米對比情況見圖1。

其中，由圖1可知兩井在水平段前500 m井段范圍內機械鉆速的差距較為明顯。綜合考慮兩井水平段鉆進的地質工程條件，本文默認忽略差異性因素，以水平測深0～500 m為研究對象，通過圍繞鉆井液密度、機械破巖參數及水力參數等方面進行相關分析及計算，結合兩井的實鉆機械鉆速情況，展開鉆井參數強化對比評價。

圖1 A、B井水平段整米機械鉆速對比圖

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A井鉆井液密度全程低于B井，見圖2。其中，水平測深68 m處密度差達到最大值0.22 g/cm3。在保證井控安全與井壁穩定條件下，A井的低鉆井液密度更有利于提速。一方面，低鉆井液密度所對應的低井筒靜液柱壓力有兩個好處。其一，將有效減弱鉆頭處壓持作用，較好實現破巖及運攜巖屑。其二，將極大消除由于壓差作用所增加的巖石強度和塑性[4-6]；另一方面，同等條件下低鉆井液密度所對應的沿程壓耗及水力能量更小，有助于機泵輸出能量更多地分配給鉆頭[7]。

圖2 A、B井水平段前500m鉆井液密度對比圖

2.2 機械破巖參數

由圖3可知，研究井段內A井實鉆機械破巖參數總體強于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；轉速均為90～100 rpm，平均轉速分別為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機械破巖參數對比圖

運用R. Teale所提出的經典機械比能模型[8-9]對機械破巖參數進行分析評價，其模型為：

式中E——機械比能，MPa；

W——鉆壓，kN；

T——扭矩，kN·m

n——轉速，rpm；

v——機械鉆速，m/h；

dB——鉆頭直徑，mm。

將研究井段整米井深的實鉆鉆壓、轉速、扭矩、機械鉆速及鉆頭直徑帶入上式，得出A井與B井的整米井深所對應機械比能分別為0.36～2.82 MPa、0.57～3.88 MPa。將計算結果進行插值作圖，見圖4。

圖4 A、B井水平段前500m機械比能對比圖

由圖可知，在研究井段內A井較B井而言，其機械比能明顯更低而機械鉆速更高，即A井在破碎單位體積巖石的耗費機械能量更低且相應破巖速度更快，一定程度上表明A井的鉆頭對產層鉆進適應性更好，所實施的強機械破巖參數更合理且有助于井底破巖[10-11]。

2.3 水力參數

由圖5可知，研究井段內A井實鉆水力參數總體強于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水力參數對比圖

利用Landmark Wellplan軟件分別對A井與B井研究井段展開水力模擬。根據鉆井井史、鉆井監督志等資料相應輸入井眼軌跡、井身結構等工況條件，其中:

(1)鉆具組合：簡化實鉆鉆具組合，Φ215.9 mm PDC鉆頭+旋轉導向工具(LWD)+Φ127 mm加重鉆桿2柱+Φ127 mm斜坡鉆桿。其中，根據實鉆情況輸入鉆頭噴嘴組合；旋轉導向工具(LWD)在排量取30 L/s、32 L/s情況下所對應壓降分別為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，并輸入范式黏度計現場實測600轉、300轉、3轉讀數以求得塑性黏度、動切力等流變參數，見表1；

(3)循環系統：地面管匯壓耗均取1 MPa；A井選用寶石機械廠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%，且實鉆中為滿足排量要求均采用雙泵鉆進；

表1 A、B井水平段前500 m油基鉆井液實測性能參數表

(4)模擬井深：取點總計10個，步長50 m；

(5)排量：樣本點實鉆排量。

通過正常鉆進水力模塊中壓力損耗與功率損耗計算，可得不同鉆進排量條件下對應的鉆頭壓降、鉆頭水功率、泵壓、泵輸出功率、鉆頭壓降/水功率占比以及機泵動用率，見表2。同時對樣本點計算結果進行插值處理，得圖6、圖7、圖8。

表2 A、B井水平段前500m水力模擬結果表

根據軟件計算結果可知，較之B井而言，研究井段內A井在實鉆水力參數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/水功率占比以及機泵動用率總體更高，且變化趨勢類似。進一步分別對兩井研究點的機械鉆速差值、鉆頭水功率差值進行插值處理作隨水平測深變化圖，得圖9。

結合前述結果，綜合可知在機泵能力動用更充分且鉆頭所獲得的水力能量更高的情況下，A井的機械鉆速總體高于B井，表明強水力參數更有利于井底鉆頭破巖，與機械鉆速具有一定正相關關系。此外需指出的是，局部范圍內兩者趨勢并非完全一致，是因為機械鉆速除與水力能量有關外還取決于機械能量、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壓耗對比圖

圖7 A、B井水平段前500 m功率對比圖

圖8 A、B井水平段前500 m水力動用/分配對比圖

圖9 A、B井水平段前500 m井深-機械鉆速差/鉆頭水功率差關系圖

3 結論與建議

(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及所伴隨的巖石強度與塑性增大；

(2)A井的鉆壓、轉速更高。兩井在研究井段內的機械比能分別為0.36～2.82 MPa、0.57～3.88 MPa，表明A井在強機械參數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，總體表現為機泵動用更充分且鉆頭所獲得的水力能量更高；

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

(5)表明了鉆井參數強化之于提高鉆井速度的必要性。在鉆井裝備、地面設備及工具等硬件可靠的前提下，通過實施參數強化，可顯著提高井底破巖效率，工區鉆井提速可期。