钻井工程工艺进展及下步重点工作-工程院张辉1

1、提高站位 加强支撑 2019年钻井工程工艺进展及下步重点工作,华北油气分公司石油工程技术研究院 2019年12月,汇报人：张辉,前言,2019年是坐实采气厂的开局之年， 围绕高效支撑“大牛地综合调整开发”、“大牛地硬稳产”、”150天会战”，在分公司领导、各机关处室、采气一厂及各单位的大力支持下，工程院持续深入一线、科研前移，努力克服钻井工作量大幅上涨态势，高效发挥支撑作用，切实解决现场生产难题，为采气一厂打好“大牛地硬稳产战役”提供高效的技术支撑。,汇 报 提 纲,一、2019年工作概况 二、主要做法及取得成效 三、存在的难点 四、下步重点工作,（一）2019年工作对象及目标,4,主要开发区

2、域：上古加密调整区（大8-大10、大66、大17井区），下古DK13井区 新建产能目标：2亿+1亿方 天然气产量目标：30亿方 井数目标：计划开钻105口,（二）工艺难点及技术对策,结合地质部署，针对工艺难点，从提速提效、技术集成、储层保护等方面提出相应的技术对策：,（三）2019年工作量及效果,2019年大牛地共完成钻井工程设计152份，钻井设计101份，完井设计23份，封井设计28份，设计及时率100%，较2018年同比增长171.4%；完成开发、可研、后评估方案共计11份，较2018年同比增长37.5%;开展国家重大专项、石化项目群、四大工程等项目共计7项;完成清单计价97口、EPBP共

3、计90口，完善了设计的造价及信息化的普及推广。,（三）2019年工作量及效果,2019年完钻井97口，其中直井、定向井完钻40口，较2018全年增加185.71%，水平井完钻57口井，较2018全年增加200%。其中有导眼水平井钻井周期缩短3.10%；无导眼水平井钻井周期缩短9.45%；大井眼定向井钻井周期缩短9.64%，小井眼钻井周期缩短12.45%，提速提效效果较好。,（三）2019年工作量及效果,2019年围绕提速提效，工程院和采气一厂紧密合作，针对钻完井技术难点，通过成熟工程工艺优化推广、新工艺技术攻关试验，围绕一体化、降本增效、剩余储量高效动用、高效勘探、储层保护、提速提效七方面开展

4、，取得了较好的效果，钻井施工连续刷新近五年的18项指标，高效支撑了2019年产能建设任务。,汇 报 提 纲,一、2019年工作概况 二、主要做法及取得成效 三、存在的难点 四、下步重点工作,二、主要做法及保障措施,（1）小井眼大井丛集约化钻完井技术 （2）大靶前距三维水平井优快钻井技术 （3）二级结构水平井优快钻完井技术 （4）盐下探井二级结构提速钻井技术 （5）无土相硅酸盐储保型钻井液体系 （6）水平井“三个一趟钻”提速试验 （7）大位移水平井高效延伸技术 （8）分公司自主提速增产一体化试验,钻井提速提效 主要做法及保障措施,1、开展小井眼大井丛集约化钻完井技术攻关，提高钻井成效,（一）钻完

5、井提速提效主要做法,为进一步降本减费，提高区域剩余储量动用程度，论证形成了6 “井眼+4 ”套管固井完井小井眼钻完井技术，试验丛式井组快速搬迁、防碰绕障、钻井液重复利用等集约化钻井技术，形成了单排单钻机施工、单排钻压一体、双排双钻机井场部署方案，实现提速提效。,D1-537六井组轨道设计,小井眼： 2019年成功实施17口井，其中小井眼下古井13口，机钻提高15.04%，钻井周期缩短24.84%，完井周期缩短21.21%； D1-544井钻井周期13.33天，刷新鄂北工区小井眼钻井记录。,正在实施两个小井眼丛式井组： D1-537六井组和D1-546三井组完钻6口井，周期依次缩短，最短14.8

6、8天，较2019年平均钻井周期缩短36.57%； 搬迁时间1.92天，创大牛地最短搬迁记录； 节约井场面积6.4个，钻井液重复利用率达到33.3%。,（一）钻完井提速提效主要做法,1、开展小井眼大井丛集约化钻完井技术攻关，提高钻井成效,（一）钻完井提速提效主要做法,1、开展小井眼大井丛集约化钻完井技术攻关，提高钻井成效,钻井完井：非抗硫小井眼井费用减少28.38万元；抗硫小井眼井费用减少43.80万元，废弃物处理量及水泥浆用量均减少40%以上。,废弃物处理减少率：大牛地气田小井眼较常规井眼减少394m3；减少48.46%； 水泥浆用量减少率：大牛地气田小井眼较常规井眼减少41.25m3；减少4

7、4.84%； 应用套管节省费用：抗硫套管节省97.24元/m，预计单井节约套管费用30.35万元(2600m抗硫套管，3500m深)； 非抗硫套管节省56.30元/m，预计单井节约套管费用19.71万元(3500m深)。,2、推广大靶前距三维水平井优快钻井技术，解决征地及剩余储量动用难题,针对征地环保要求日益严格，推广试验大靶前距三维水平井优快钻井技术。采用恒工具面法进行三维轨道设计，针对偏移距/靶前距增大特点，优化三维井眼轨道降摩减扭配套技术。2019年完钻11口，在偏移距增大102.88 %、扭方位增加78.45 %的情况下，钻井指标不断刷新。,偏移距/靶前距增大,水平段气层钻遇要求提高,

8、上移造斜点，控制井眼曲率6/30m 配套强造斜能力钻头+1.75螺杆,三维设计追气层钻进，提高砂岩钻遇率 水平段扭方位曲率34/30m,增斜扭方位井段,D17-P18井创三维水平井最短钻井周期（31.5天）； D17-P16井创三维二开钻井最短周期（11.23天）。,（一）钻完井提速提效主要做法,3、推广二级结构水平井优快钻完井技术，提供全通径井眼条件,针对长裸眼井壁稳定及提速难题，采用倒装钻具组合、油基钻井液润滑剂和抗盐抗高温防塌降滤失剂，保障长裸眼有效加压和井壁稳定，首次突破近煤系地层、三维水平井二级结构井的应用，共计应用9口井，平均钻井周期57.64天，较前期同类型井缩短7.45%，最长

9、水平段1500m。,设计二级三维水平井,二级井身结构水平井,（一）钻完井提速提效主要做法,4、优化盐下探井二级结构设计，推动勘探井提速提效,针对盐下探井地层研磨性强引起机钻偏低、盐高层发育容易污染泥浆，通过优化二级井身结构设计、试验高效PDC微芯钻头和大扭矩等壁厚螺杆，优化穿盐层钻井液抗钙、抗盐性能，保障了勘探井的井壁稳定性。2019年完钻6口井，钻井周期缩短47.1%，机械钻速提升18.56%。,优选S1646FGA型PDC钻头，保证钻头进尺与机速，防止泥包。 优选大扭矩等壁厚螺杆，提高输出扭矩，解决常规螺杆扭矩值低易憋泵的问题。 试验微芯钻头，提高探井机械钻速，解决牙轮钻头机械钻速慢的问题

10、，大深1井4.91m/h，提升一倍以上。,钙侵：Ca2+与钠蒙脱石中Na+发生离子交换，转化为钙蒙脱石；压缩双电层使扩散层厚度减小，水化膜变薄。 盐侵： Na+浓度增大，压缩双电层使扩散层厚度减小，粘土颗粒的静电斥力减小，水化膜变薄，颗粒的分散度降低。,（一）钻完井提速提效主要做法,5、试验无土相硅酸盐储保型钻井液体系，强化井壁稳定及储层保护,针对鄂北气田双石层泥岩易坍塌、储层渗透率低易伤害及环保要求高的特点，引入半透膜理论井壁稳定理论，采用无土相、可酸溶设计理念，优化抗盐抗钙性能，研发形成无土相硅酸盐储保型钻井液体系，渗透率恢复值91.63%，顺利完成2口井试验，创勘探井钻井周期最短记录。,

11、大125钻井周期28.33天，创大牛地勘探井钻井周期最短记录，较平均钻井周期缩短47.65%，盐膏层井径扩大率较大122缩小24.28%； D1-539马五5完钻，平均井径扩大率5.2%，整井井径较为规整，比六井组前三口井平均井径缩小33.07%。,具有以下优点： 无土相、亚微粒子含量低、机械高 半透膜成膜封堵确保双石层井壁稳定 强的抗盐膏和粘土污染能力 处理剂环保可降解 废弃岩屑不需固化直接达标 返出岩屑保持原色，便于地质识别,成膜封堵井壁稳定,包被抑制性强,大122最大井径 扩大率为37.8%,大125最大井径 扩大率13.52%,D1-539 平均井径 扩大率5.2%,（一）钻完井提速提

12、效主要做法,6、开展水平井“三个一趟钻”提速试验，推动水平井提速提效,采用强化参数钻井设计理念，依据可钻性极值研究，优选各井段强研磨钻头，优化提升施工排量，加大钻压，强化水力射流和机械研磨参数匹配设计。大牛地实现2口井“三个一趟钻”，钻周期31.46天，创2019年下古和水平井最短钻井周期记录。,M1655FGA2,加深水道，提高钻头排屑效率，中等密度布齿，斧型齿，实现较高机钻速。 2019年实现大牛地直井段“一趟钻”的占比是87.5%，平均机械钻速34.8m/h。该钻头鄂北最高机械钻速76.89m/h。,S1646FGA,S1653FG型,中心部位镶锥形齿，适用中等硬度含有夹层地层。 201

13、9年该钻头在大牛地平均进尺574m，斜井段“一趟钻”占比45.4%，平均机械钻速7.38m/h；最高机械钻速14.25m/h。,较高密度布齿，井口复合片角度13-15，满足在较硬且复杂地层中提高机械钻速及使用寿命要求。 2019年该钻头在大牛地平均机械钻速7.81m/h，最高机械钻速12.36m/h。,（一）钻完井提速提效主要做法,7、推广大位移水平井高效延伸技术，提高单井储量动用程度,为提高剩余储量的动用程度，提升常规水平井井眼延伸能力，通过优化4寸复合刚性钻具组合和强抑制钾铵基悬浮乳液钻井液，有效提高了钻具延伸和岩屑携带能力， 2019年水平井完钻56口，水平段1300m以上水平井占比61

14、.66%，上古、下古最长水平段1900米和1800米。,4寸复合刚性钻具：6PDC+1.25螺杆+150扶正器+无磁钻铤*2+4钻杆*163+3 1/2加重钻杆*27+3 1/2钻杆,4寸复合刚性钻具强度校核分析,4 + 3 1/2 复合钻具组合设计,2019年水平井完钻56口，水平段1300m以上水平井占比61.66%， 上古最长水平段1900米； 下古最长水平段1800米； 二级结构最长水平段1500米； 水平井最大位移2300.43米； 二级结构水平井最大位移2043.63米； 导眼最大位移1393.49米。,（一）钻完井提速提效主要做法,8、分公司自主提速增产一体化试验,（一）钻完井提

15、速提效主要做法,分公司联合焦恩开展地质工程一体化试验，采用无固相LATIDRIL钻井液、低伤害高性能压裂液体系，建立近平衡钻井和密切割、大规模体积压裂设计理念，严格控制液、固相侵入，配合解堵完井液实现全程储层保护。D28-P2平均日产5.9万方，产量达到同层邻井2倍左右，成效显著，为剩余储量动用开辟更加高效途径。,低密度：1.05-1.10g/cm3； 低失水：API失水：2.84.0ml； 低固相：7% 低坂含：14g/L 可酸溶：5m超钙暂堵，97%酸化； 致密饼：0.2mm 强润滑：12-20 m/h。,无固相LATIDRIL钻井液（314m和411m泥岩）,0.3%低浓度胍胶； 两种粘

16、土稳定剂，解决储层粘土膨胀、运移及微颗粒运移带来的储层伤害； 高效非离子表面活性剂降低表面张力，有效防止气井水锁伤害； 高温生物酶破胶剂，保障液体彻底破胶，最大限度降低残胶的伤害。,D28-P2周边共有8口生产井，平均无阻流量7.6万方/天,平均初期日产气3.2万方/天； D28-P2井测试无阻流量16.1万方/天，平均日产气5.9万方/天，在水平段和物性相近的条件下，无阻流量和初期产量达到邻井2倍左右。,高性能、低伤害压裂液体系,邻井试气产量对比,8、分公司自主提速增产一体化试验,为进一步“对标长庆、学习焦恩”，努力实现技术国产化和自主化，充分发挥“地质+工程+现场+管理” 一体化作业优势，

17、探索分公司一体化项目管理模式，D12-P45井提速增产一体化试验，1500米水平段密度1.1g/cm3，实现了钻进过程中低压差条件下的井壁稳定及储层保护，但是对于泥岩的长期稳定性需要完善攻关。,低密度：1.08-1.1g/cm3 (1.05-1.10) ； 低失水：3.6-4.4ml（2.84.4）； 低固相：4(7%) 低坂含：3.6（14g/L） 可酸溶：5m超钙暂堵，97%酸化； 致密饼：0.1mm（0.2）。,无固相全酸溶储保型钻井液体系,实钻水平段长1500米； 泥岩段长59m； 砂岩段长1441米，占比96.1%； 显示砂岩段1050米，占比70%； 全烃183.675，平均10.

18、842%； 邻区砂岩钻遇率最高。,钻遇效果对比,强耐研磨钻头M1655FG+等壁厚螺杆 直井段“一趟钻”，单只钻头进尺1791.5m，用时4.13天，2019年直井段单只钻头进尺最长和周期最短。 水平段“两趟钻”单只进尺803m。 40.33天，邻井同等进尺周期最短。,强复合片钻头、动力提速,解水锁剂G311,邻井基本情况,水平段轨迹图,现场检测,（一）钻完井提速提效主要做法,8、分公司自主提速增产一体化试验,（一）钻完井提速提效主要做法,本井整体效果相对邻井较好，为大12井区钻井提速及储层保护提供了重要借鉴意义。 本井整体费用远低于焦恩地质工程一体化，可以在后续继续完善攻关，持续开展相关试验

19、。 对于出套管即为泥岩的井，相对于泥岩在后续水平段的处理空间较窄，且大牛地和杭锦旗类似井均出现大量的后期处理工作，多为回填侧钻，无法继续钻进，对于后期试验要充分考虑大牛地地层非均质性，提升泥浆的全面全井段维护效果。 水平段周期泥岩坍塌周期，将是水平段一趟钻提速的重点要求方向，钻井提速主要依靠优质钻头、高效长寿命螺杆和优质泥浆维护，是主要研究优化方向，后续试验将进一步压缩成本。 焦恩贝壳钻井液与国内钻井液针对泥岩的重要不同是，贝壳钻井液是化学抑制做到极致，而国内多在物理比重支撑的基础上进一步提升化学抑制效果，优化空间往往受限；后期钻井液攻关应持续以化学抑制为主，减弱物理支撑的理念，强化井壁稳定和

20、储层保护兼顾效果。 完井期间本井仍然坚持低密度低压差，延伸出泥岩段提升比重，后续砂岩仍然坚持低比重的整井分段比重控制方案，相对减弱了储层伤害，但是钻井液对于泥岩的长期稳定性需要完善攻关。,1、建立完善的设计审查机制，保障设计安全、及时、经济、信息化建设,（三）工艺技术及人员保障措施,为高效支撑“150天会战”，建立“3+5”所内钻井设计审查反馈机制保障设计安全，钻井设计时间由3天缩短为2天，特殊设计由7天缩短为3天，完井设计控制在12h以内，EPBP控制在设计下发后2天以内，清单计价控制在工程设计编写2天以内。,2、强化现场沟通，持续优化钻井设计，实现源头降本,（三）工艺技术及人员保障措施,钻

21、井轨道设计便于现场施工,讨论包括： 造斜点 造斜率 三维扭方位段 丛式井组轨道 。,J30-9-P1,钻井液性能、钻井参数适当放开，基于施工方空间，水平段储层保护严格约束,2、强化现场沟通，持续优化钻井设计，实现源头降本,2019年钻井工程设计依据SY/T 5333-2012 钻井工程设计格式进行完善，结合分公司实际，不断修订完成。设计共执行国家标准2项、行业标准20项、企业标准3项、分公司井控细则1项、各级规定要求4项；钻井工程设计及时查新，更新各类标准2项，修改完善井控设计共计10项。,（三）工艺技术及人员保障措施,3、重点、核心、前沿课题协同调研论证，提高技术突破的创新能力,（三）工艺技

22、术及人员保障措施,在综合调研论证的基础上，共同联合工程技术管理部等相关部门，确定提速提效新工艺运行方案；针对工程公司提出的提速提效新工艺，开展评价技术、经济的可行性。,4、院长带队进行院厂交流,工程院以有效保障大牛地硬稳产提速提效为落脚点，强化钻完井技术攻关，全力支撑大牛地气田经济高效开发为目标，进行钻井工艺技术交流及设计宣贯、新工艺对接。,（三）工艺技术及人员保障措施,5、全年不间断的人员现场支撑,2019年工程院钻井所现场跟踪28人次，302天，现场技术支撑73井次，圆满完成采气一厂交办的各项工作，为现场施工提供强有力的支撑。,D12-P45现场技术支撑,D1-537井6井丛及无土相硅酸盐

23、技术交流,陈院长现场指导施工,李院长现场指导施工,（三）工艺技术及人员保障措施,产能建设科联系与交流,D17-P2现场技术服务,无土钻井液评价,D12-P19后评估,汇 报 提 纲,一、2019年工作概况 二、主要做法及取得成效 三、存在的难点 四、下步重点工作,三、存在的难点,随着大牛地勘探开发不断深入，井网密度持续增大，征地、环保要求日益严格，储层品味逐步变差，垂向层位较多，地面限制条件日益增多，如何在现有井网条件下实现低品位储层的立体、高效、整体动用，是工程工艺技术亟需攻克的难题。,有效井网下实现最大程度储层动用： 上古层位的立体开发（下石盒、山西、太原） 下古层位的高效动用（马五1+2

24、、马五5、盐下） 上、下古层位的整体动用,大牛地井位,1、综合调整低品位储层的立体、高效、整体动用需要攻关,2019年钻井施工整体呈现单井指标突破明显，在位移等复杂结构井应用基础上整体指标略有提升，而队伍差异比较大，进一步提升效益开发，需加强工艺集成及复制推广； 井网密度持续加大，2020年利用上古直井开窗侧钻定向井，提高下古动用程度为重要方向； 下古规模化提速仍是效益开发的主要难点，对于大段纯盐层的钻井液抗污染能力（大深1井）需要优化。,三、存在的难点,2、工艺集成复制推广及老井侧钻需要进一步突破,大深1井（连续12m盐膏层）4m纯盐膏层，钻井液粘度大幅上升至220s,围绕剩余低品位储层的动

25、用，地面剩余面积及井网井距限制条件不断增多，部署的三维（扭方位89.23）、长水平段（1900m）、五段制大位移（1100m）等复杂结构井施工难度逐步提升。摩阻扭矩等上升明显，需要加快配套4寸钻具及适应性工程工艺。,三、存在的难点,3、上古储层井网持续加密，复杂结构井施工难度持续提升,三、存在的难点,4、小井眼测井遇阻需要完善配套工艺,D12-74、D1-546、D1-545小井眼三口井出现缆测测井遇阻现象，设计优化最大井斜角由3035降低至1520，降低定向降斜钻进及测井难度，增加轨迹的平滑性，受限于造斜点限制，目前建议强化固井前通井、钻井液润滑、测井小仪器配套及大位移五段制定向井可采用钻输测井。,三、存在的难点,5、固井质量需要进一步提升,2018大牛地固井漏失14口，主要在大12、大66、大28和DK13，其中漏失比例63.16%；优化1.25g/cm3低密度水泥浆体系的区域应用，固井漏失比例下降50.79%，正注反挤能够实现有效对接。但是提高规模压裂对固井质量提出更高要求，小井眼施工压力高及长水平段顶替效率低，需要进一步完善，加大低密度水泥浆的应用范围。,D12-P19井（1900m水平段）部分井段固井质量图,汇 报 提 纲,一、2019年工作概况 二、主要做法及