长庆油田页岩油大井丛水平井钻进过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速较慢和储层地质导向识别程度低等问题，为此，进行了大井丛水平井多层系布局设计、长7储层岩性分析、三维井眼轨迹控制技术和提速工具配套试验等关键技术研究，在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安全钻井等方面取得了技术突破，形成了长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术。
一
钻井提速关键技术
结合长庆油田页岩油开发进程，通过大井丛多层系布局、三维轨迹控制、降摩减阻设计等关键技术研究与应用，配套提速工具试验优化，实现提速提效，形成适合长庆油田页岩油大井丛水平井的钻井提速技术。
1、大井丛多层系布局设计
针对不同层系开发需求，确定了井组井口数最大化及井组施工顺序方案，页岩油大井丛最大水平井平台22口井，双钻机反向平行施工，优化水平井井位部署及轨迹设计，最大限度增加水平段长度、提高储层钻遇率，从追求井数到追求平台有效储层总长度最大化。
根据开发层系不同，大井丛水平井采用大偏移距设计、井口防碰优化，在有限的井场内形成了3种大井丛布井模式（见图1），实现了单层到3层立体式开发，垂深跨度从40m增加到m，井丛水平井井数最大达22口。
图1不同层系立体式开发布井方式
2、大偏移距设计技术
采用大井丛开发时，需要开展大偏移距三维水平井钻井技术试验。超大井组试验~m井间距，通过增大偏移距设计，解决了井场面积不足与大井丛布井的突出矛盾。常规水平井开发模式主要是二维水平井、单井和单层，井场建设数量多，井区建设周期长，井间距m；大井丛水平井开发模式为三维水平段、多井数、多层，最大平台20口井，井区建设周期短，井间距m。
采用三维防碰技术，保障了大井丛、小井距、全井段防碰安全。通过预分防碰设计，三维安全圆柱预分分离防碰设计，相邻井同垂深扭方位时，增大方位差；南北向平行靶区、小靶前距走负位移；分区入窗，水平段在同一直线施工的入靶预算时，考虑防碰因素，分外靶区、内靶区控制入靶区。
华H40平台由两支钻机反向相向分区施工，直井段错开造斜点，防碰；斜井段增大偏移井斜角、方位角；入窗点入窗垂深、左右偏移，通过提高纠偏井斜，增加最大偏移距，最大平台布井口数达到22口，最大偏移距m，平均偏移距m（见图2）。
图2华H40平台20口水平井示意图
3、三维井眼轨迹控制
三维井眼轨迹控制存在偏移距大的问题，基于常规螺杆钻井工具，结合三维剖面设计的关键参数要求，以降低实钻摩阻扭矩、有利于现场实施为目标，页岩油开展了大偏移距三维剖面优化设计。通过对三维井眼剖面优化设计，首次实现了该设计方法在国内大井丛的实钻应用，通过优选“六段式”三维井身剖面和分析钻柱受力，降低了摩阻扭矩。
“六段式”剖面在三维变向段之后增加了一个二维低造斜率增斜段，可以解决地层垂深及实际造斜率的不确定性问题，最大限度提高复合钻井比例，提高斜井段的施工效率，精准入窗。
根据偏移距、靶前距情况选择1.50°或1.25°螺杆；消偏井斜控制在30°之内；目标靶体上倾时，井眼轨迹控制在88°~90°复合钻进，着陆入窗；目标靶体下倾时，井眼轨迹控制在86°~88°滑动钻进，快速入窗；第一趟钻钻进至井斜大于78°时直接下入水平段钻具；60°以后控制增斜率在6.0°/30m以内，斜井段最大造斜率控制在10.5(°)/30m以内；水平段滑动微调。
通过大偏移距三维剖面设计，华H40平台组实现了由二维水平井为主向全三维水平井转变。华H40平台最大偏移距m，最大纠偏角32.5°，钻进期间最大摩阻50kN，下套管最大摩阻25kN。
4、适合激进参数的分段PDC钻头、螺杆优选
借鉴美国页岩气开发经验，全面推广激进参数试验，根据现场机泵条件，分区块、分地层、细化螺杆、钻头及参数匹配标准。螺杆突出大尺寸、多级数、大功率特性；钻井参数突出钻压、转速、排量等全面强化，钻压增加4~5kN，泵压增量由原来的2~3MPa提高至3~5MPa。通过激进参数应用，水平段单根滑动钻时由1.5h缩短到1.0h。但现有钻头、螺杆在激进参数情况下，还存在钻头磨损剧烈、螺杆增斜率高和输出功率偏低等系列问题。针对以上情况，分段进行PDC钻头优选和螺杆改型工作。
采用PDC钻头进行斜井段施工时侧重一趟钻，钻头选型注重使用寿命，选取六刀翼16mm高耐磨复合片。水平段以砂岩为主，调整段少，钻头选型五刀翼16mm复合片更侧重于机械钻速。在考虑地层的稳定和普适性及设备负荷的情况下，排量越大，携砂效果越好。
螺杆外径由mm调整为mm，以增加壳体容积，增大螺杆输出功率；级数由3.5级变成5.5级，以增大螺杆压降，提高输出功率；螺杆头数保持7~8头，保证转数不变，输出扭矩不降低；调整钻具组合双扶尺寸和间距，降低增斜率，减少滑动，提高机械钻速，增加一趟钻施工的成功率。
5、降摩减阻工具应用
制约水平段延伸的因素除了摩阻、扭矩及钻具屈曲外，准确钻遇储层也是实现长水平段延伸的关键因素，在引入旋转导向钻井系统、方位伽马工具、电阻率等工具提高钻遇率的同时，进行了自研降摩减阻工具的现场试验，取得了较为明显效果。
（1）水力振荡器研制与安放位置优化
为了降低三维水平井大偏移距、长水平段带来的高摩阻大扭矩影响，减少钻进过程中滑动拖压，自主研制了水力振荡器，应用成本与国外的水力振荡器相比大幅度降低，但使用效果存在明显差距，因此对自研水力振荡器安装位置进一步优化，距钻头的距离由~m调整到80~m。3口井应用后，平均滑动机械钻速提高7.5%，滑动摩阻降低20.0%。
（2）完井工具优配使用
围绕大偏移距、长水平段优快完井开展技术攻关，通过倒划眼扶正器、盲板式套管悬浮器、通测接头等的工具应用，实现了大偏移距长水平下的套管安全下入。
通井时下入倒划眼扶正器，破坏岩屑床，清洁井筒；长水平段用岩屑清除钻杆修复井壁，防止形成岩屑床；下套管选用盲板式套管悬浮器替代原有滑套式悬浮器，增加套管附件的密封性、可靠性，性能稳定，使用后每m下放摩阻减少0.5kN；电测时使用通测接头，到底后循环一周，短程起下钻至入窗点，短起阶段正常到底循环一周打入润滑浆，实现通测一趟钻，可节约作业时间1.2d。
对于井筒较复杂的水平井，应用下套管自动灌浆装置和旋铣引鞋，通过随时建立循环，来保证套管顺利下到底。下套管自动灌浆装置集灌浆、循环功能于一体，可现实边循环边下套管，避免套管黏卡；水平段钻遇泥岩1/3以上、泥岩发生垮塌的井和堵漏、溢流压井形成岩屑床的井下入旋铣引鞋，同时提高钻井液携砂能力，增加动切力、动塑比、六转读数等性能指标，通过旋转破坏井筒岩屑床和重晶石沉淀物，保证套管顺利到底。
二
现场应用
通过技术攻关，形成了以大井丛井序优化与立体式布井、大平台三维优快钻井、高性能水基钻井液防漏治漏及重复利用和完井配套工艺为核心的大井丛水平井钻井提速技术，实现了页岩油规模化应用，钻井速度得到提高，各项指标不断创造新高，为国家级页岩油示范基地开发提供了技术保障。年以来，完成水平井口，水平井段长度由0m延伸至0m以上，大平台井数由12口增加至22口，m以下水平段均采用二开井身结构，二开裸眼段近m，单井最短钻井周期8.50d，平均井深m，在平均井深增加m的情况下，平均钻井周期由20.48d缩短至18.94d，缩短7.5%，平均机械钻速19.92m/h，单队水平井实现年11开11完。
长庆页岩油大井丛水平井以延长水平段长度、施工井口数最大化和防碰最优化为目的，利用自研的水平井软件进行布局优化，高效分配各钻机施工井口数，实现三维立体式安全高效钻井。实钻过程中直井段不直，后续已部署井难以调整与已钻井的最近距离；实时优化施工方案，后续井直井段严格打直，同时对正钻井与已钻井防碰扫描，及时调整钻井顺序与井眼轨迹。通过持续优化，大井丛钻井顺序不仅满足了油藏开发要求，而且实现了防碰安全。
三
结论与建议
1）大平台多层系布井设计满足了页岩油大井丛水平井“平台有效储层总长度最大化”的需求，在长庆页岩油开发中得到了推广应用，通过平台井数增加、水平段长度增加，消除了完井作业带来的技术风险，满足了页岩油大井丛水平井规模开发要求。
2）大偏移距水平井三维井眼轨迹控制技术的应用，解决了大平台偏垂比大、钻具受力屈曲带来的摩阻扭矩大等难题。
3）以经济适配性和高效降摩减阻为导向，通过自研国产化降摩减阻工具，创建了页岩油水平井高效、经济导向钻井技术模式，实现了钻完井技术配套和优快钻井。但地质导向工具的成本较高，国产工具普遍处于试验阶段，迫切需要尽快研发“简配版”储层高效识别工具，提高储层钻遇率，实现页岩油长效开发。
本文作者：倪华锋，杨光，张延兵，文章转载自《石油钻探技术》
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