赵文庄,韦海防,杨 赟

1中国石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室

0 引言

长庆油田于2020年建成我国首个年产6 000万吨级别的特大型油气田，而页岩油开发将成为长庆油田稳产、增产的重要组成部分。但其中长7层页岩油储层品位低、物性差、开采难度大，常规开发技术难以实现效益开发，而采用“多层系、立体式、大井丛”长水平井开发模式可节约土地资源、降低单井成本和最大限度动用可采储量，实现页岩油集约化、高效开发要求。经过多年探索和试验，集大平台、多层系、长水平段、小井间距的集中部署开发模式已形成[1]，且随着页岩油的进一步开发，大井丛平台的数量、单个平台所部署井数都会越来越多，对钻井工艺水平提出了更高的要求。

1 H100平台钻井难点

1.1 平台简介

H100平台位于庆城油田西233区块，部署31口井，如图1所示。其中，长71共计15口水平井,长72共计16口水平井，另有定向导眼井5口。

图1 H100平台井场布局示意图

井场呈南北走向，南北长度约220 m，东西约120 m；井眼轨迹南北跨度约7.8 km，东西跨度约1.4 km，水平段总长超63.2 km，控制储量达到1 000×104t。

平台全部采用二开二完井身结构。一开：Ø311.2 mm钻头×Ø244.5 mm套管，套管下深240 m左右，封固第四系不稳定地层，进入稳定岩层30 m；二开：Ø215.9 mm钻头×Ø139.7 mm套管，裸眼段段长4 000～5 270 m，套管下至完钻井深。

平台采用4部钻机双排平行施工，井口距离8 m，钻机采用同向拖动的方式由南向北拖动施工;平台边缘井偏移距较大,最大达1 266 m。

1.2 钻井难点及风险

采用常规工艺钻井，大井丛平台的场地规划和开发部署模式给钻井工程带来以下难点和风险[2-3]：

(1)平台密集部署，防碰绕障难度大;三维地质目标，要求提前摆好井身剖面的方位，以满足安全钻进、三维井身剖面要求。

(2)大平台立体式开发模式的边缘井的偏移距较大，需用大井斜角来完成大偏移距，然后在大井斜角条件下进行扭方位作业，增加了定向作业段长和斜井段的摩阻、扭矩，施工难度大，井下出现复杂的风险高。如H100-29井，横向偏移距1 266 m，模拟计算发现井下摩阻将高达54.39 t，如表1所示。常规钻具在下钻和滑动钻进时钻杆将发生屈曲，如图2所示。

图2 H100-29井钻杆屈曲校验图

表1 H100-29井摩阻、扭矩模拟分析表

(3)Ø215.9 mm井眼长裸眼段定向施工存在钻具粘卡复杂、岩屑床堆积等风险；当水平段超过2 000 m后常规定向托压严重，定向效率低、效果差，平均钻时超过1 h/m，轨迹不平滑、呈锯齿状。

(4)水平井水平段延伸能力有限。水平段超过2 000 m以后，井眼轨迹调整困难，储层钻遇率难以提高，阻碍水平段的延伸能力，且井下故障风险增大。

(5)在斜井段采用单扶钻具组合以实现快速增斜，入窗后起钻更换为双扶钻具组合以满足稳斜或者小角度调整要求，增加一趟约24 h的起下钻时间，降低钻井时效。

(6)长7层目的储层分为长712层和长721层，地质条件复杂，发育不均匀、夹层频繁、地层倾角大且伴随有断层、裂缝，对储层钻遇率和安全钻进带来巨大考验。H100平台实钻过程中储层厚度不均，最薄处厚度仅为1～2 m，且有储层尖灭风险。

基于以上难点及风险，本区块要完成大平台、多层系、长水平段、小井间距井的钻井施工作业，使用轨迹调整便捷、及时，监测数据更精准，单趟进尺更长的旋转导向工具势在必行[4]。进口旋转导向工具费用较高，旋转导向工具国产化迫在眉睫。

2 CG STEER旋转导向工具介绍

国内自上世纪九十年代开始攻关以来，一些研究机构和技术服务公司通过自主研发，取得了一些技术上的突破。2019年，中国石油长城钻探自主研发的指向式旋转导向系统在辽河油田S229-36-72井完成水平井全井段现场试验。同年，中国石化胜利石油工程公司随钻测控技术中心自主研发的SINOMACS ATS I型旋转导向仪器在胜利油区现场试验成功。中海油的Welleader旋转导向工具2016年在渤海油田投入了现场使用。中国石油川庆钻探自研的CG STEER旋转导向工具自2019年第一口页岩气水平井全井段试验以来，目前已在四川页岩气、长庆页岩油和长庆致密气等地区使用40余井次，累计进尺30 088.29 m。该工具具有造斜率高、性能稳定等特点,综合性能已超过国内同期产品，达到同类进口产品水平，具备商业化推广的条件[5]。

CG STEER旋转导向钻井系统采用静态推靠式控制原理，主要由地面系统、导向及近钻头测量模块、挠性短节、中枢控制模块、发电机/双向通讯模块、静态测量模块六部分组成。工具造斜率最高可达到12.5°/30 m；性能稳定，入井循环在239 h左右;近钻头测量单元集成了井斜、方位、伽马等，近钻头井斜测量零长1.1 m，近钻头伽马测量零长2.1 m，测量深度0.45 m,如图3所示，实时反馈井眼穿行情况，精确指导储层追踪，实现地质导向功能；应用“温度补偿+微动态处理”技术，近钻头井斜控制精度±0.1°，方位控制精度±1°，显著提高了近钻头井斜与方位的测量精度。如表2所示。

图3 CG STEER旋转导向工具组合

表2 CG STEER旋转导向钻井系统参数

3 CG STEER在H100平台配套技术

受黄土高塬地貌、工厂化作业、降本增效、最大化增加储层动用等因素的影响，大井丛平台水平井开发模式自2018年以来平台部署井数逐步增加，随之而来的就是对钻井工艺及装备水平更高的要求，特别是靠近平台边缘的大偏移距三维井的施工难度更大。

3.1 井身剖面优化

斜井段采用“空间圆弧+分段设计”三维井眼剖面对井眼轨迹进行设计[4]，斜井段狗腿度控制在(3.5°～5.5°)/30 m，水平段狗腿度控制在(0～3°)/30 m。

根据该工具的造斜原理，深入分析旋转钻进过程中影响造斜率的各种因素，针对不同的影响因素制定相应的施工对策：

(1)应用摩阻、扭矩计算软件对设计剖面进行摩阻、扭矩计算，根据计算结果，结合地质条件调整出最优的井身剖面：“七段制三维剖面”，即“直—增—双稳—稳斜扭方位—增斜微扭方位—增—平”,摩阻、扭矩最小，水平段延伸能力较长[6]。

(2)充分考虑了岩性对造斜率的影响。在长3底部、长4+5顶部伽马值高、岩性较软的泥岩段，剖面设计时尽量设计较小狗腿度，相反，在长6层岩性较硬的地层，剖面设计时可适当设计较高的狗腿度[7]。

3.2 钻具组合优选

参照国内外旋转导向工具不同的组合方式[8]，通过钻柱力学计算，分析了不同钻具组合对井下工具振动的影响，优化了加重钻杆数量，将井下振动导致的仪器传输失败次数降低 50%。通过不断优化摸索，最终总结出了一套适合于长庆页岩油大井丛平台使用的CG STEER旋转导向工具组合,如图4所示，即Ø215.9 mm PDC钻头+CG STEER旋转导向×11.49 m+Ø208 mm扶正器+Ø127 mm无磁承压钻杆+Ø172 mm旋导专用马达+回压凡尔+Ø127 mm加重钻杆12根+Ø127 mm加重钻杆3根+震击器+Ø127mm钻杆。

图4 CG STEER旋转导向工具钻具组合

3.3 钻头优选

结合旋转导向工具的特点，钻头影响造斜率的因素有以下几点[9]：

(1)钻头长度。钻头本体的长度与造斜率呈反比例关系，钻头本体越短造斜率越高。

(2)冠部造型。在侧向力一定的情况下钻头和地层的侧向接触面积越小，作用在单位井壁上的侧向力越大、侧切力越强、造斜率越高。

(3)保径长短。钻头保径长度越长耐磨性越强，但可导向性差；而保径长度较短则耐磨性较差,而导向性好。

(4)保径切削齿侧倾角。保径切削齿侧倾角越小,切削齿吃入岩石的深度越大，钻头的侧向切削能力越强。

(5)翼片数量。翼片多，工具面稳定；翼片短，工具面稳定，反扭角小，定向效果好。

(6)水眼参数。考虑到旋导的综合能力和钻头压降都比较小，流量系数大于0.95即可。

针对CG STEER旋转导向工具对配套钻头的要求，专门设计了CAS2162Z型5刀翼短保径PDC钻头(川庆科技)作为本平台CG STEER旋转导向工具的配套钻头，如图5所示。

图5 高侧向切斜能力PDC钻头

该钻头短冠型、浅内锥，具有外锥非平面结构齿，可以减小井底岩心定向作用，降低钻头侧向钻井阻力，增强钻头侧向钻进能力，增加定向造斜能力，保径短，保径上有侧切齿、保径齿，进行了光滑处理，增加了钻头侧向切削能力，从而有助于提高工具的定向造斜能力，降低旋转作业时与井壁的摩擦阻力。

3.4 钻井液体系优选

CG STEER旋转导向工具结构和力学原理不同于常规螺杆钻具，工具长11.5 m、外径192 mm、刚性强，井下发生井壁掉块、井眼沉砂堆积等复杂时，存在卡钻、埋导向工具风险，要求钻井液具备很强的携砂、封堵、抑制能力，确保井眼清洁，井壁稳定[10]。钻井液性能要点：

(1)良好的井壁稳定性。钻井液性能具有较强的抑制性、封堵性，固相含量控制在要求范围内，有效抑制井壁泥岩水化膨胀、防止井壁掉块及坍塌等。

(2)优秀的携砂能力。钻井液需具有较高的动塑比、低剪切速率黏度和低剪切速率切力，进而提高钻屑清除效率和井眼净化能力，减少井下岩屑床的形成。

(3)显著的降摩减阻性能。添加足量降摩减阻产品，确保工具在低摩阻和低扭矩条件下工作，以延长使用时间。

(4)固控设备可靠。严格执行3级固控，确保振动筛、除泥器和除砂器运转正常，同时定期对锥形灌进行清理工作，确保有害固相和含砂量在规定标准以下。

通过优选关键处理剂和正交实验，确定了水基钻井液的基本配方：3%CQZN+1.5%～2.0%PAC-LV+0.5%～1.0%BLA-MV+2.0%～4.0%LG-130+20.0%～30.0%CQFY-3+4.0%润滑剂A+2.0%润滑剂C。其主要性能要求：漏斗黏度控制在50～60 s，密度控制在1.25～1.35 g/cm3，滤失量控制在2～3 mL，高温高压滤失量控制在 6～10 mL，塑性黏度控制在 12～25 mPa·s，动切力控制在7～14 Pa，动塑比控制在0.5～0.7，3转和6转转速分别控制在4～8 r/min和5～9 r/min，低剪切速率切力(LSYP)控制在3～7，水活度控制在0.5～0.7。

3.5 钻井参数优选

通过输入钻压、排量、转速等钻井参数后，采用迭代法进行模拟计算相应的摩阻、扭矩，再根据计算的摩阻、扭矩值进一步优化钻压、排量、转速等钻井参数，反复迭代模拟计算后确定出合适的钻井参数,优化后钻井参数见表3所示。

表3 优化后钻井参数

优化后的钻井参数对旋转导向工具在井下的振动和stick slips黏滑指数的降低均有积极作用，有效提高了钻头破岩效率和钻井机械速度，保证了仪器的稳定性，延长了工具的使用寿命。

4 现场应用效果分析

CG STEER旋转导向工具在H100平台累计施工8口井，平均偏移距875.29 m，平均单趟钻进尺1 143 m，平均机械钻速16.9 m/h，如表4所示。8口井全部采用免通井下套管，顺利到底，单井节约完井周期3 d左右；另H100-28井实现一趟钻完成扭方位+增斜段+水平段施工作业，以单趟钻井进尺2 331 m创造了国产旋导的最长纪录。CG STEER旋转导向工具在H100平台降摩减阻、水平段延伸、提速提效等方面起到了较好的效果[11]。

表4 CG STEER旋转导向工具在H100平台应用情况

(1)H100-17井偏移距834.8 m，在完成大斜度井段增斜作业并进入水平段74 m后，主动转为常规螺杆钻具进行水平段钻进。进入水平段1 328 m后，摩阻、扭矩均大幅度增加，上提摩阻达38 t左右，下放摩阻达42 t左右，扭矩在33 kN·m左右，继续钻进困难，于井深3 752 m再次转为CG STEER旋转导向工具，一趟钻完成剩余水平段的施工。旋转导向工具在该平台降摩减阻和水平段延伸上起到了较好的作用。

(2)H100-28井实现一趟钻完成扭方位+增斜段+水平段施工作业，以单趟钻进尺2 331 m创造了国产旋导的最长纪录。相比邻井H100-8井使用常规螺杆钻具组合，缩短钻井周期30.5%，单井节约钻井周期3.5 d。旋转导向工具在实施平台边缘大偏移距井时，避免了斜井段大段滑动钻进带来的机械钻速低的问题，大幅度提高了钻井时效，且旋转导向在钻进过程中，造斜组合与稳斜组合于一体，节约一趟起下钻周期。

(3)8口使用旋转导向工具的井全部采用免通井下套管作业，套管顺利下入到底，节约完井周期3 d左右。旋转导向作业保证了井眼轨迹平滑和一定的扩眼率，井下摩阻、扭矩得到有效控制，降低了后期电测、下套管等作业风险和难度，有利于缩短完井周期。

(4)由于CG STEER旋转导向工具是近钻头获取井斜、方位和伽马等数据，在储层突变时，短时间内就能反应出来。旋转导向工具伽马测距2.4 m，常规MWD测距约为13 m，在地层突变时反应时间提前11 m。旋转导向工具在水平段可靠造斜率可高达11.2°/30 m，常规螺杆(1°单弯螺杆)的造斜率为(6°～8°)/30 m，相比而言，旋转导向在造斜率和施工效率都有巨大的优势，并且工具为电脑指令操作便捷可靠，可以在短时间内实现轨迹调整，有效保障了储层钻遇率。在H100平台，储层夹层多、倾角大且储层有效厚度小，CG STEER旋转导向工具在该平台使用发挥了优势，钻遇率与邻井对比从76%提高至85%。

5 认识及建议

(1)CG STEER旋转导向工具在长庆页岩油水平井的成功应用，标识着国产旋转导向工具技术已逐步成熟，具有广阔的商业化应用前景，可突破旋转导向工具市场长期被国外公司垄断的局面。

(2)该工具近钻头伽马测距短，及时准确判断井底的垂深和岩性，为现场地质导向判断和追踪储层提供可靠依据，在提高储层钻遇率方面优势明显。

(3)相比国外成熟的旋导工具，该工具在功能上还存在若干改进的空间，如井下闭环、方位成像伽马、电阻率测量等方面。仪器的稳定性和材料强度还需要进一步升级优化，寻求在单趟钻进尺上有更进一步的突破。