胡志強 何青水 胡群愛 黃松偉 李 燕 趙小祥 楊順輝 薛玉志 張 毅 匡立新 梁文龍 劉匡曉 肖 超 李夢剛 牛成成

（ 1中國石化石油工程技術研究院；2中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部；3中國石化華東油氣分公司；4中國石化華北油氣分公司 ）

0 引言

鉆井工程是實現(xiàn)油氣發(fā)現(xiàn)、油氣田產(chǎn)能建設的重要環(huán)節(jié)，普遍具有高風險、高投入的特點[1-3]?？茖W規(guī)范的項目管理是提升鉆井作業(yè)時效和工程質(zhì)量的重要保障[4-5]。為此國內(nèi)外油公司根據(jù)自身勘探開發(fā)區(qū)塊的熟悉程度、作業(yè)風險、鉆井技術水平、鉆井市場供需關系、社區(qū)關系、油價高低等因素，采用不同的鉆井工程管理模式，主要分為大包制和日費制管理模式[6-7]。當前中國石化普遍采用大包制管理模式，其優(yōu)勢在于費用包干，承包商承擔風險和能夠部分調(diào)動乙方的積極性；劣勢在于易忽視工程質(zhì)量、發(fā)生安全環(huán)保事故，不利于及時發(fā)現(xiàn)和保護油氣層，不利于新技術、新工藝的應用。總體而言，大包制管理模式適合于地質(zhì)認識成熟度高、作業(yè)風險低的開發(fā)井[8-9]。目前國際主流采用日費制管理模式，其優(yōu)勢在于：（1）利于甲方掌握勘探核心技術和準確把握投資；（2）利于甲方及時發(fā)現(xiàn)、保護油氣層，實現(xiàn)甲方目的；（3）利于甲方推廣、應用新的鉆井新技術。劣勢在于需要甲方承擔風險，前期準備工作復雜，對甲方現(xiàn)場管理人員素質(zhì)要求高。日費制管理模式適合于地質(zhì)認識不清晰、作業(yè)風險高的探井及評價井[10-13]。

基于此，中國石化決定在新區(qū)探井、復雜超深井、技術示范井、產(chǎn)能建設重點井推行鉆井工程日費制管理體系，并于2020年啟動試點工作，以華東油氣分公司和華北油氣分公司為主導，中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部和中國石化石油工程技術研究院精心制訂方案和組織協(xié)調(diào)，聯(lián)合石油工程公司按照已通過的“日費制管理試行實施方案”工作部署，積極推進華東南川區(qū)塊和華北彬長區(qū)塊共計3口井的日費制管理試點工作，充分發(fā)揮日費制管理與技術的甲方主導作用，集成應用系列化優(yōu)勢鉆井技術，解決制約地區(qū)提速提效的工程技術瓶頸難題，最終形成區(qū)域的鉆井技術示范模板，縮短區(qū)域技術迭代升級路徑，助力區(qū)域圓滿完成“提質(zhì)、提速、提效、提產(chǎn)”四提工作目標。

1 中國石化鉆井工程日費制管理體系構建

1.1 鉆井工程日費制管理體系搭建

基于中國石化鉆井工程日費制試行階段的工作需要，充分借鑒國外各大油公司的管理經(jīng)驗，形成了“1綱領+1核心+2配套+1平臺”的鉆井工程日費制管理體系框架（圖1）。

圖1 中國石化鉆井工程日費制管理體系框架Fig.1 Framework of day rate contract management system of drilling engineering in Sinopec

鉆井工程日費制管理體系的綱領為“鉆井工程日費制管理試行實施方案”，明確了領導層、工作辦公室、實施組、運行組4個層級的責任主體，按建井工序梳理了各層級、各單位的職責分工；核心為“監(jiān)督管理”，制訂了監(jiān)督工作基本制度、資質(zhì)要求、考核辦法，分專業(yè)梳理了監(jiān)督管理工作范圍，編制了7個專業(yè)的現(xiàn)場監(jiān)督管理工作手冊；配套為“制度文件”與“合同模板”，制度文件包括：日常工作制度、工程設計與審批制度、新技術論證與審批制度、技術跟蹤與支持、文檔管理制度、工作匯報制度、財務管理制度、日費制項目激勵制度等，合同模板是項目管理模式的直接體現(xiàn)；平臺為“鉆井工程日費制項目信息管理平臺”，具有文檔管理與信息資料多方共享功能，為實現(xiàn)日費制項目信息管理及時性和可追溯性提供手段，具體管理體系構成如表1所示。

表1 中國石化鉆井工程日費制管理體系構成表Table 1 Composition of day rate contract management system of drilling engineering in Sinopec

1.2 日費制項目組織管理運作模式

中國石化鉆井工程日費制管理體系建立過程中，除了參考國外成熟經(jīng)驗外，還集中考慮了中國國情，首先設置了甲方主導、委托管理兩種推行模式，同時提供了詳版（適用于市場化招標）與簡版（適用于系統(tǒng)內(nèi)招標）的菜單化合同模板，最后形成了日費制+大包制、日費制+米費制等耦合模式，初步形成了具有中國石化特色的鉆井工程日費制管理體系。以合同模板為例，制訂了X+N合同模板。X指日費制合同，主要包括鉆機服務合同、鉆井液服務合同、錄井服務合同、測試服務合同等；N指大包制合同，主要包括監(jiān)督服務合同、工程設計及技術支持合同、鉆井提速服務合同、定向與井身質(zhì)量監(jiān)測服務合同、固井服務合同、測井服務合同、試氣服務合同、壓裂材料及壓裂工具技術服務合同、壓裂工程和泵送橋塞及射孔技術服務合同、鉆井廢棄物不落地服務合同。X項日費制合同模板與N項大包制合同模板突出了甲乙雙方職責詳細劃分、日費取費標準。圖2為華東南川區(qū)塊日費制采取的4+10合同模板。

圖2 華東南川區(qū)塊日費制采取的4+10合同模板Fig.2“4+10 contract template”of day rate contract in Nanchuan block of Sinopec East China Oil & Gas Company

1.3 日費制管理信息系統(tǒng)

為有效支撐現(xiàn)場施工，建立了專家遠程跟蹤決策工作機制，突顯了專家技術支撐作用。日費制項目啟動后，日費制專家及運行組負責向現(xiàn)場錄井房裝配石油工程決策支持系統(tǒng)以保障數(shù)據(jù)采集與傳輸，向現(xiàn)場鉆井監(jiān)督、日費制專家及運行組、油氣田分公司、油田勘探開發(fā)事業(yè)部等安裝客戶端，并以此作為遠程跟蹤和技術支持的主要手段。日費制項目施工中，日費制專家及運行組應組織專家開展7×24h遠程跟蹤與預警，跟蹤現(xiàn)場工程參數(shù)，及時糾正與工程設計的偏差。日費制管理工作匯報使用“鉆井工程日費制項目信息管理平臺”進行文字匯報，多方會議時使用“石油工程決策支持系統(tǒng)”進行視頻匯報交流，如圖3所示。

圖3 石油工程決策支持系統(tǒng)示意圖Fig.3 Sketch diagram of decision-making and support system of petroleum engineering

1.4 日費制新技術論證

鉆井工程日費制管理體系突出了甲方管理責任，特別是新技術應用、工程設計審批等工作環(huán)節(jié)。為了強化日費制項目中的科技支撐作用，制訂了新技術論證與工程設計工作流程，通過審批的鉆井新技術可直接納入到工程設計中，以加快成熟工程技術現(xiàn)場推廣應用，推動區(qū)域鉆井工程技術革新，實現(xiàn)提質(zhì)、提效、提速、提產(chǎn)的工程目標。為激發(fā)日費制項目各方參與的積極性，創(chuàng)新性地制訂了不同井別、差異化的項目管理量化評級與激勵辦法，重點從工程質(zhì)量、施工進度、成本控制、管理指標、油氣發(fā)現(xiàn)/產(chǎn)量等方面進行評定，通過激勵辦法將日費制項目管理方、關鍵作業(yè)實施方捆綁在一起，實現(xiàn)利益共享的目的。

2 華東南川區(qū)塊提速提效鉆井示范技術

2.1 工程概況

勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井是中國石化華東油氣分公司在重慶市南川區(qū)塊DP14平臺布置的兩口頁巖氣水平開發(fā)井，也是中國石化為鉆井工程日費制管理體系進行市場化運行而在國內(nèi)試點的第一口和第二口日費制井，目的層為龍馬溪組一段③小層。鉆遇地層具有縫洞發(fā)育、漏失風險高、傾角大、研磨性強和可鉆性差等特點，鉆井過程中面臨淺表地層坍塌掉塊、漏塌同存、蹩跳鉆嚴重、機械鉆速低、壓裂氣竄及異常高壓等諸多復雜難題[14-15]，井身結構如圖4所示。

圖4 勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井井身結構示意圖Fig.4 Schematic well structures of Well Shengye 14-3HF and Well Shengye 14-4HF

勝頁14-3HF井于2020年6月30日一開鉆進，2021年3月23日完鉆，完鉆井深為5370m，實際鉆井周期為45.42天，較設計縮短13.58天，創(chuàng)南川勝頁區(qū)塊井深超過5000m頁巖氣水平井鉆井周期最短紀錄。勝頁14-4HF井于2020年8月2日一開鉆進，2020年11月5日完鉆，完鉆井深為5017m，實際鉆井周期為65.1天，全井平均機械鉆速為10.75m/h，其中二開機械鉆速為12.15m/h，較同平臺同比提高55.27%。

兩口日費制井采用地質(zhì)工程一體化導向技術，儲層鉆遇率達到100%，其中勝頁14-3HF井壓裂改造后，測試產(chǎn)氣13×104m3/d，較區(qū)域平均值提高150%。同時，勝頁14-3HF井節(jié)約鉆機作業(yè)日費166萬元，較預算節(jié)約了25.54%。形成了以電磁波隨鉆測量技術、三低兩強甲基聚醇水基鉆井液技術、高密度鉆井液重晶石回收技術、低黏高切油基鉆井液技術等為主的技術模板，達到了提速、提效、降本及技術可復制、可推廣的目的。

2.2 電磁波隨鉆測量技術

在川東高陡褶皺帶區(qū)塊，井位部署較密集，給上部井段的井眼防碰工作帶來很大壓力。同時DP14平臺上部地層漏失嚴重、表層地質(zhì)狀況復雜造成鉆具振動大及采用清水強鉆技術等客觀原因的存在，使得常規(guī)隨鉆測量（MWD）無法進行隨鉆測量服務，只能靠投放多點、吊測等工藝進行井眼軌跡監(jiān)測，大大降低了鉆井效率。針對這些客觀狀況，勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井在南川工區(qū)導管施工中首次使用電磁波隨鉆測量技術監(jiān)測井斜、指導優(yōu)化鉆井參數(shù)，通過井下儀器（圖5）將測量所得數(shù)據(jù)加載為電磁波信號，由電磁波發(fā)射機將信號向四周發(fā)射出去，地面信號接收裝置接收電磁波信號并進行一系列信號處理，得到井下實時測量數(shù)據(jù)[16]。

圖5 電磁波隨鉆測量井下結構圖Fig.5 EMWD downhole assembly diagram

在勝頁14-3HF井、勝頁14-4HF井的導管和一開施工過程中，面對上部井段失返性漏失、鉆遇易坍塌的礫石層導致的扭矩大、振動大等惡劣工況，電磁波隨鉆測量（EMWD）信號傳輸連續(xù)、準確，大大提高了鉆井時效。勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井共計入井215h，施工井段分別為0～970m和0～678m，在勝頁14-3HF井一開完鉆深度970m時信號依然連續(xù)、穩(wěn)定。通過電磁波隨鉆測量技術監(jiān)測井斜、優(yōu)化鉆井參數(shù)，避免了各開次井段井斜、位移過大等問題，目前該技術已經(jīng)在南川區(qū)塊有效地推廣使用。

2.3 φ228mm高性能射流沖擊器

DP14平臺開發(fā)井自上而下依次鉆遇第四系，中三疊統(tǒng)雷口坡組，下三疊統(tǒng)嘉陵江組、飛仙關組，上二疊統(tǒng)長興組、龍?zhí)督M，下二疊統(tǒng)茅口組、棲霞組、梁山組，中志留統(tǒng)韓家店組，下志留統(tǒng)小河壩組、龍馬溪組，開發(fā)采用導管+三開井身結構，其中二開中、下部地層以石灰?guī)r、頁巖為主，燧石、硅質(zhì)含量高，硬度高、研磨性強、可鉆性差，已鉆井在該井段多出現(xiàn)機械鉆速低、鉆頭磨損快的問題，雖采取優(yōu)選破巖鉆頭，調(diào)整鉆井及水力參數(shù)等多種技術措施，但效果較差。鄰井在該井段平均機械鉆速依然在5m/h以下，且鉆頭起出后磨損嚴重，極大地影響了該井段的提速破巖效果和鉆井時效，針對以上技術難題，開展了DP14平臺鉆遇地層的巖石力學和抗鉆特性分析，如圖6所示。

圖6 DP14平臺巖石力學及抗鉆特性曲線Fig.6 Rock mechanics and anti-drilling characteristic curve of DP14 platform

從圖6可見，DP14平臺在中、下部地層巖石單軸抗壓強度較高，最高超過180MPa，可鉆性級值較大，最大為8，為硬到堅硬地層。為了進一步提高南川DP14平臺二開φ311.2mm井段機械鉆速，優(yōu)選兩套針對硬地層提速破巖和鉆頭保護的φ228mm高性能射流沖擊器[17]，通過優(yōu)化鉆井參數(shù)（鉆壓為40～160kN，轉速為40～50r/min，泵壓為10～25MPa，排量為30～60L/s，扭矩為10～25kN·m），制訂了射流沖擊器與大扭矩螺桿及常規(guī)螺桿配合使用的施工方案。應用結果表明，射流沖擊器在全程應用過程中工作穩(wěn)定，扭矩平穩(wěn)。復合鉆進中，鉆時減少近半，定向鉆進中，工具面擺放平穩(wěn)，信號傳輸穩(wěn)定，滑動鉆進鉆時減少1/4～1/2。在軟硬夾層井段有效保護鉆頭，延長鉆頭進尺。射流沖擊器工作時間在100h以上，在南川及其他鉆井區(qū)塊具有推廣應用價值。

2.4 三低兩強鉀基聚醇鉆井液技術

南川區(qū)塊二開下部地層鹽膏層侵入嚴重，鉆井液流變性易失穩(wěn)，采用具有“低膨潤土含量、低黏切、低固相、強封堵、強抑制”特點的三低兩強鉀基聚醇鉆井液體系降低了循環(huán)壓耗，配合顆粒級配封堵措施，提高了地層承壓能力，避免了韓家店組、小河壩組易漏等地層發(fā)生漏失；結合多元協(xié)同井壁穩(wěn)定理論[18]，強化抑制、強化封堵，減少地層的總吸水量，提高抑制性，阻止巖石的水化等，從而提高井眼質(zhì)量，解決了龍?zhí)督M、韓家店組、小河壩組多發(fā)掉塊的問題，全井鉆進過程中無井下復雜，其配方參數(shù)如表2所示。降低三低兩強鉀基聚醇鉆井液體系中亞微米顆粒含量可大幅度提高機械鉆速，在勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井中鉆井液膨潤土含量控制在18～19g/L，漏斗黏度控制在38～40s，失水量穩(wěn)定在4～5mL，鉆井過程中摩阻降低10～20t，扭矩降低50%，鉆井速度明顯提高，兩口井套管一次到位，固井施工順利。

表2 三低兩強鉀基聚醇鉆井液體系配方參數(shù)表Table 2 Formula parameters of three-low and two-strong potassium polyol drilling fluid system

2.5 高密度鉆井液重晶石回收技術

勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井在三開鉆進過程中采用高密度油基鉆井液，現(xiàn)場作業(yè)過程形成了包括振動篩、除砂除泥器、高低速雙級離心機組成的多級凈化設備體系。在高低速雙級離心機系統(tǒng)中，低速離心機放在第一級，分離因素為500～700，對于低密度固相，分離點為6～10μm，對于高密度固相，分離點為4～7μm，分離出的重晶石排回鉆井液罐中以回收重晶石，分離出的液體先排入一個緩沖罐中，再用泵把緩沖罐中的液體送入高速離心機中。高速離心機的分離因素為1200～2100，分離點為2～5μm，高速離心機分離出的固體排出罐外，液體回到循環(huán)系統(tǒng)中，采用“兩機”系統(tǒng)既可以有效清除有害固相，又可以防止大量浪費重晶石。勝頁14-4HF井在三開壓裂影響造成三開鉆井周期大幅增加的情況下，通過高、低速離心機串聯(lián)使用，油基鉆屑處理量為333.9t，與同平臺其他井相比，減少238.77t，單井節(jié)省油基廢棄物處理費用30余萬元。

2.6 低黏高切油基鉆井液技術

針對南川區(qū)塊頁巖氣長水平層段摩阻大、攜巖洗井效率低、油基鉆井液因鄰井壓裂液侵入導致體系崩潰，井下易坍塌等問題，勝頁14-3HF井、勝頁14-4HF井在原油基鉆井液的基礎上，建立了具有體系穩(wěn)定性好、抗污染能力強、封堵抑制性能優(yōu)的低黏高切油基鉆井液體系[19]，其性能如圖7所示。通過使用氧化瀝青溫敏型封堵劑、納微米級碳酸鈣封堵劑、多顆粒級配碳酸鈣封堵劑，控制鉆井液高溫高壓濾失量小于2mL，維護了井眼穩(wěn)定；將鉆井液流型調(diào)至層流，減輕對破碎帶的沖刷。根據(jù)井下情況，適當提高鉆井液密度，以力學作用穩(wěn)定井壁；使用高效乳化劑和潤濕劑將鉆井液破乳電壓保持在1100V，并預先加入足量的生石灰以提高抗壓裂液污染能力，防止壓裂液造成鉆井液體系崩潰引發(fā)的井塌。

圖7 低黏高切油基鉆井液性能Fig.7 Performance of low-viscosity and high shear oilbase drilling fluid

低黏高切油基鉆井液體系有效解決了南川區(qū)塊勝頁14-4HF井下套管期間40m3壓裂液侵入對油基鉆井液穩(wěn)定性的影響。受到壓裂液污染后，低黏高切油基鉆井液性能穩(wěn)定，套管在裸眼段靜止40h、相對密度高達2.3的情況下，沒有出現(xiàn)井眼坍塌和重晶石沉降現(xiàn)象，套管順利下達預定井深；勝頁14-3HF井在3700m處遇到壓裂液污染，由于采用低黏高切油基鉆井液體系，鉆井液體系穩(wěn)定，沒有出現(xiàn)井塌等惡性事故，鉆井順利。1800m水平段摩阻為18～20t，摩阻和扭矩只有鄰井的50%。

2.7 地質(zhì)工程一體化地質(zhì)導向技術

目前國內(nèi)頁巖氣的主要勘探開發(fā)目的層為志留系龍馬溪組和奧陶系五峰組海相頁巖層，含氣頁巖層平面分布、厚度、品質(zhì)和含氣量等主要頁巖評價參數(shù)均有不同程度的變化。由于儲層埋藏深、構造復雜、品質(zhì)相差較大，水平井段鉆遇頁巖脆性礦物含量、TOC、含氣性、孔隙結構等不同，水平井產(chǎn)能存在較大的差異。保障水平井段井眼軌跡在優(yōu)質(zhì)儲層中鉆進，提高優(yōu)質(zhì)頁巖儲層鉆遇率是開發(fā)非常規(guī)頁巖氣資源的最有效手段[20]。地質(zhì)工程一體化的隨鉆地質(zhì)導向技術是在水平井鉆進過程中，綜合利用地質(zhì)、地震、隨鉆測井、隨鉆測量、錄井等數(shù)據(jù)，實時判斷鉆遇地層信息，指導井眼軌跡調(diào)整的一項技術。該技術可提高油氣藏鉆遇率，增加井眼軌跡與優(yōu)質(zhì)儲層接觸面積(增加有效泄油氣面積)，從而提高水平井產(chǎn)量，水平井隨鉆地質(zhì)導向實時評價技術流程如圖8所示。

圖8 水平井隨鉆地質(zhì)導向實時評價技術流程Fig.8 Technical process of real-time evaluation of geosteering while drilling in horizontal well

勝頁14-3HF井和勝頁14-4HF井位于川東高陡構造帶東勝南斜坡，主要目的層為上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組下部頁巖氣層段，勝頁14-3HF井水平段長1875m，水平段在①—④小層穿行，在①—③小層氣測顯示較活躍，在④小層氣測顯示稍差，達到了地質(zhì)設計目的，探明了該井局部構造；勝頁14-4HF井水平段長1452m，②+③小層鉆遇率為100%。兩口井水平段地層產(chǎn)狀變化與鉆前預測基本一致，鉆進過程中，物探資料可以參考，并利用鄰井資料及現(xiàn)場實鉆提前預計下部地層傾角變化，及時調(diào)整井眼軌跡，確保軌跡在優(yōu)質(zhì)儲層中穿行。

3 華北彬長區(qū)塊提速提效示范技術

3.1 工程概況

彬4井是中國石化華北油氣分公司在甘肅省寧縣彬長區(qū)塊的一口重點直探井，也是中國石化為鉆井工程日費制管理體系進行市場化運行的一口日費制探井，其井身結構如圖9所示。

圖9 彬4井井身結構示意圖Fig.9 Schematic well structure of Well Bin 4

彬4井于2020年12月19日一開鉆進，2021年1月23日完鉆，完鉆井深為4056m，鉆井周期為35.06天，較設計提前16.94天，縮短了32.58%；取心3筒，總進尺為21.37m，收獲率達100%。全井平均機械鉆速為16.06m/h，較同區(qū)塊同井型鄰井提高180.65%，創(chuàng)區(qū)塊最高紀錄。單井成本較預算節(jié)約169萬元，降幅達12.39%，形成了以特殊地層鉆頭精細化設計技術、預彎曲鉆具組合設計技術、基于人工智能的鉆井提速技術、強封堵強抑制成膜防塌鉆井液技術等為主的技術模板。

3.2 特殊地層鉆頭精細化設計技術

彬4井一開井段地層松軟、易發(fā)育羅漢洞，垮塌、井漏問題較為突出，設計采用φ311.2mm S1952G型PDC鉆頭配合高轉速螺桿，采取小鉆壓、低排量的鉆井參數(shù)，有效降低了鉆井復雜風險的同時，提高了鉆井作業(yè)效率。二開井段上部砂泥巖互層含煤層，地層耐磨性強，下部地層可鉆性級值在5～7之間，且地層含礫石，需要設計耐磨、耐沖擊且使用壽命較長的PDC鉆頭。根據(jù)“地層特性—鉆壓—PDC齒尺寸”吃入深度理論模型，綜合考慮PDC齒尺寸、鉆壓、地應力等因素，建立計算牙齒吃入地層深度模型，對PDC鉆頭進行了精細化設計優(yōu)化，主切削齒采用進口天然金剛石，同時從齒形、部齒密度及部齒角度進行優(yōu)化。二開共設計使用3只φ222.3mm S1655FGA2型PDC鉆 頭、1只φ222.3mm S1646FGA型PDC鉆頭，如圖10所示。通過優(yōu)化鉆頭冠部弧線設計、刀翼布置和布齒密度，鉆頭冠頂局部加密布齒，鉆頭外錐局部降低布齒密度，來提高鉆頭的機械鉆速。對切削齒的抗沖擊性有很高要求，在鉆頭主切削位置斧型齒和柱型齒配合使用，在鉆進地層時對井底預破壞，再由斧型齒進行切削，這種新型的切削結構同時具有較高的抗沖擊性和高攻擊性，另外再提高水馬力作用，小噴嘴直徑高壓噴射，進一步提速、提效。

圖10 彬4井二開PDC鉆頭優(yōu)選Fig.10 PDC bit selection for the second spud of Well Bin 4

三開地層為砂泥巖互層且含頁巖，擴徑、坍塌掉塊風險高，以防縮徑、防垮塌和井漏風險為主，共采用3只φ152.4mm S1653FG型PDC鉆頭，配合等壁厚大扭矩螺桿，強化鉆井和水力參數(shù)（鉆壓為50～100kN，轉速為40～50r/min，泵壓為26～28MPa，排量為12～22L/s，扭矩為4～5kN·m），實現(xiàn)三開井段高效破巖、防斜打直和有效攜巖的目的。

3.3 預彎曲鉆具組合設計技術

彬4井所在的彬長區(qū)塊淺部地層軟硬交錯顯著，非均質(zhì)性強，容易出現(xiàn)鉆井偏斜問題。該井設計采用單穩(wěn)定器單彎螺桿+單穩(wěn)定器防斜預彎曲鉆具組合，在鉆井實踐過程中，利用動力鉆具的高速旋轉和鉆具組合的渦動效應[21-22]，在鉆頭處形成一個較大的防斜力，促使井眼保持垂直，有效地控制了井斜，釋放了鉆壓，使用常規(guī)隨鉆測量儀器監(jiān)測井斜，指導優(yōu)化鉆井參數(shù)，采用反扣方式嚴格控制井斜、減小井底位移，直井段中完時，使用電子多點復測井斜，彬4井井口到二開中完井斜隨井深變化如圖11所示。

圖11 彬4井井口到二開中完井斜隨井深變化Fig.11 Well deviation with depth from the wellhead to the second spud of Well Bin 4

結果顯示，彬4井全井井身質(zhì)量控制良好，3200m深的直井井底偏移量平均小于10m，實現(xiàn)了防斜打快的目標，完鉆最大井斜為1.3°，最大全角變化率為0.75°/30m，最大水平位移為34.42m，實鉆平均井徑擴大率為5.76%。同時，三開用1.25°單彎雙扶螺桿代替直螺桿，增加擴徑效果，利于井下安全，彬4井全井段鉆具組合如表3所示。

表3 彬4井鉆具組合表Table 3 BHA list of Well Bin 4

3.4 基于人工智能的鉆井提速技術

針對地質(zhì)不確定性、鉆井施工風險高、鉆井破巖機理復雜、常規(guī)AI算法局限性等難題，深度融合大數(shù)據(jù)、人工智能、自研專業(yè)算法和經(jīng)典工程理論，考慮不同鉆速影響因素，通過井筒地質(zhì)環(huán)境模擬和破巖過程仿真構建數(shù)字孿生體，利用虛擬鉆井實現(xiàn)提速方案預演和智能優(yōu)化（圖12）[23]。研制了AlphaDrill鉆井提速智能優(yōu)化軟件，實現(xiàn)了巖石特性評價、多源大數(shù)據(jù)分析、機械鉆速仿真和參數(shù)優(yōu)化設計等功能，完成30余口井歷史數(shù)據(jù)分析和隨鉆跟蹤評價，通過鉆井地質(zhì)環(huán)境因素描述，優(yōu)化鉆井參數(shù)，分層優(yōu)選高扭矩螺桿、高轉速螺桿和高效PDC鉆頭，有效指導了彬4井工程設計和施工，全井平均機械鉆速為16.06m/h，較同區(qū)塊同井型鄰井提高180.65%，其中一開平均機械鉆速較同井型鄰井提高76.42%，二開平均機械鉆速較同井型鄰井提高93.58%，三開平均機械鉆速較同井型鄰井提高201.35%，均創(chuàng)區(qū)塊紀錄。

圖12 基于數(shù)字孿生的虛擬鉆井Fig.12 Digital twin based virtual drilling

3.5 強封堵強抑制成膜防塌鉆井液技術

彬4井二開井段裸眼段長達3300m，漏塌同存矛盾突出，存在著漏失點多、分布廣，紙坊組、石河子組等多套地層易坍塌的特點，分析前期已鉆井，發(fā)現(xiàn)從紙坊組開始，易發(fā)生坍塌掉塊，起下鉆不暢，井徑擴大率高，井壁坍塌嚴重，影響鉆井時效。易塌井段巖石親水性強，具有較強的毛細管效應、自吸水化致裂作用，礦物顆粒間微孔縫是產(chǎn)生毛細管效應的內(nèi)在原因，自吸水化作用產(chǎn)生次生裂縫破壞是導致地層井壁失穩(wěn)的主要原因之一[24]。通過分析井壁穩(wěn)定失穩(wěn)微觀機理，發(fā)現(xiàn)巖石用水浸泡后進行試驗，出現(xiàn)明顯的微裂紋，從圖13上可清晰地看出裂縫起裂、擴展及破壞的演化全過程：微裂紋萌生→擴展→分叉→歸并→重分叉→再擴展→貫通→宏觀破壞，微裂縫的形成發(fā)展沒有規(guī)律，與毛細管效應大小相關。流體與巖石相互作用致使巖石破壞的實質(zhì)就是一種從微觀結構變化導致其宏觀力學特性改變的微觀演化過程，即微觀結構發(fā)生變化，促使宏觀破壞，而化學抑制劑具有抑制延遲巖石自吸水化的作用。

圖13 彬4井裂縫發(fā)育Fig.13 Characteristics of fracture initiation and evolution in Well Bin 4

因此，優(yōu)化強封堵強抑制成膜防塌鉆井液體系配方，控制鉆井液膨潤土含量在25～30g/L，在鉆進過程中KPAM配制成0.3%～0.5%的膠液交替補充，以提高鉆井液的抑制能力和包被能力；每天及時補充封堵防塌降濾失劑、超細碳酸鈣、多級配封堵劑強化封堵，提高泥餅質(zhì)量；當井下出現(xiàn)掉塊、垮塌等井壁失穩(wěn)情況時，在保證鉆井液封堵能力的基礎上，可繼續(xù)適當提高鉆井液密度，每次提高0.02～0.05g/cm3進行循環(huán)觀察，直至井眼穩(wěn)定；充分利用四級固控設備清除鉆屑和有害固相，保持合理的鉆井液密度和含砂量；完鉆后，應進行短起下鉆，充分循環(huán)鉆井液，性能均達設計要求后，方可起鉆，確保下套管固井作業(yè)順利。

4 結論

（1）針對中國石化國內(nèi)大包制管理模式的弊端，引入了國際通用的日費制管理理念，通過吸收國際各大油公司日費制管理模式的優(yōu)點，結合國內(nèi)市場技術現(xiàn)狀，形成了“1綱領+1核心+2配套+1平臺”具有中國石化特色的鉆井工程日費制管理體系，指導性和可操作性強，可充分發(fā)揮甲方主導作用和“三效”驅動作用，通過日費制管理與技術的融合應用，提高生產(chǎn)時效，為后續(xù)日費制工作完善和推廣奠定了堅實的基礎。

（2）南川勝頁14-3HF井、勝頁14-4HF井和彬長彬4井的順利完井標志著日費制試點第一階段的工作完成，基本實現(xiàn)了體系實踐的目標任務，憑借日費制甲方主導和高效管理的優(yōu)勢，推進新技術、新裝備應用，迭代升級，有力推動了區(qū)域技術實現(xiàn)系列化、標準化和模板化。

（3）日費制第一階段存在鉆機隊伍選擇范圍小，鉆機部分設備未能達到合同要求，施工作業(yè)中限制了鉆井技術參數(shù)強化等問題，必須盡快推進鉆井裝備配套標準化與升級工作；目前日費制現(xiàn)場監(jiān)督人才隊伍略顯不足，尤其是缺少高水平的監(jiān)督人才隊伍，日費制對現(xiàn)場鉆井監(jiān)督、地質(zhì)監(jiān)督、鉆井液監(jiān)督、固井監(jiān)督、測井監(jiān)督等提出更高要求。

（4）基于日費制甲方主導的優(yōu)勢，需要進一步突出技術的迭代升級，對于試點階段成功應用的諸如鉆井參數(shù)敏感性分析、大數(shù)據(jù)分析、旋沖鉆井等要做到完善固化，形成技術模板，并在同區(qū)塊進行推廣應用。開展大數(shù)據(jù)、人工智能技術在風險防控、提速提效、方案優(yōu)化等方面的應用研究，完善石油工程決策支持系統(tǒng)，提高數(shù)據(jù)采集質(zhì)量與完整性，推進日費制管理的數(shù)字化轉型和智能化升級。

（5）創(chuàng)新日費制管理模式，強化激勵機制，探索“價值共創(chuàng)、效益共享”的管理新模式，最大限度發(fā)揮甲乙雙方的能力，達到甲乙雙方互利共贏，實現(xiàn)日費制可持續(xù)發(fā)展，下一階段要利用日費制管理模式，提高對乙方的激勵力度，助力超長水平段水平井先導試驗等各項“四提”工作不斷取得新突破，實現(xiàn)甲乙雙方互利共贏。