适用于川渝地区的强化参数钻井方法

摘要

本发明公开了一种适用于川渝地区的强化参数钻井方法，川渝地区地层层序由上到下依次包括嘉陵江组、长兴组、龙潭组、韩家店组及龙马溪组；实时采集井底钻压、顶驱转速、钻头转速、排量及钻井液密度；通过强化参数模型计算机械钻速，得到实时采集的井底钻压、顶驱转速、钻头转速、排量及钻井液密度所对应的机械钻速；设定每层地层的边界条件，调整顶驱转速，结合边界条件直至计算出最优机械钻速，根据最优机械钻速得到对应采集的井底钻压、顶驱转速及排量，以降低钻头的磨损，提高机械钻速，缩短钻井周期，从而降低钻井成本。

说明书

技术领域

本发明涉及石油工程设备开发技术领域，具体涉及一种适用于 川渝地区的强化参数钻井方法。

背景技术

目前国内页岩气开发已经步入平稳阶段，但是对比北美页岩气 技术还存在较大差距，主要差距在于北美提速增产技术。北美提速 技术主要采用强化参数，采用高钻压、大排量、高转速进行提速钻 进。国内地质复杂，多期次构造运动叠加，山地地貌，地下构造复杂、断裂发育，装备主要以35MPa压力级别进行配套，部分高压地 区采用70MPa。国内页岩气开采面临最大的提速问题，在川渝地区 由于地层多样，各个层位需要用不同的钻井工程参数进行钻进才可 以达到最大的提速效益。

强化参数是油气钻井中最有效的提速方式之一，主要是通过泥 浆泵来控制排量的大小，通过刹把控制悬重来调整钻压的高低，通 过控制顶驱调节顶驱转速，结合井下动力钻具来确定井底钻头转速。 当钻遇不同的地层，可以通过不同的参数进行协同配合，已达到最 低的设备损耗以及最大的机械钻速。目前现场施工中未形成有效的 强化参数方法，也不具备模型模拟分析，导致钻头的磨损快，机械 钻速低，钻井效率低，钻井周期长，导致最终钻井成本高。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术的问题，提供一种能降低钻头 磨损、大幅度提高钻井速度、缩短钻井周期且降低钻井成本的适用 于川渝地区的强化参数钻井方法。

为实现上述目的，本发明所设计的适用于川渝地区的强化参数 钻井方法，川渝地区地层层序由上到下依次包括嘉陵江组、长兴组、 龙潭组、韩家店组及龙马溪组；所述强化参数钻井方法包括如下步 骤：

1)实时采集井底钻压、顶驱转速、钻头转速n

2)根据步骤1)中实时采集的井底钻压、顶驱转速、钻头转速n

强化参数模型为：

式中，v

k—页岩气各层位强化参数指数；

d—钻压指数；

λ—转速指数；

f—地层水力指数；

Δρ

W

n

HP

ρ

P

3)设定每层地层的边界条件，边界条件包括井底钻压、钻头转 速和排量；调整顶驱转速，结合边界条件重复步骤1)～步骤2)直 至计算出最优机械钻速，根据最优机械钻速得到对应采集的井底钻 压、顶驱转速及排量。

进一步地，所述步骤2)中，d＝0.5366+0.1993k

进一步地，所述步骤2)中，钻压比＝井底钻压/钻头直径。

进一步地，所述步骤2)中，喷嘴比水功率＝3*喷嘴速度/喷嘴数

喷嘴速度＝1000*排量/喷嘴总截面积

喷嘴直径＝喷嘴型号*25.4/32。

进一步地，所述步骤2)中，钻头比水功率＝1000*钻头喷嘴水功率/钻头直径 钻头喷嘴水功率＝钻头喷嘴压力降*排量

钻头喷嘴压力降＝钻头喷嘴压降系数*排量

钻头喷嘴压降系数＝554.4*钻井液密度/(总截面积

进一步地，步骤3)中，嘉陵江组地层的边界条件具体为：井底 钻压6～14t、钻头转速n

进一步地，步骤3)中，长兴组地层的边界条件具体为：井底钻 压8～14t、钻头转速n

进一步地，步骤3)中，龙潭组地层的边界条件具体为：井底钻 压12～26t、钻头转速n

进一步地，步骤3)中，韩家店组地层的边界条件具体为：井底 钻压8～18t、钻头转速n

进一步地，步骤3)中，龙马溪组地层的边界条件具体为：井底 钻压8～20t、钻头转速n

与现有技术相比，本发明具有以下优点：本发明通过实时采集 井下钻井工程参数，结合强化参数模型、地层的边界条件得出该地 层最佳的强化参数，根据最佳强化参数对应的排量、井底钻压、顶 驱转速，以降低钻头的磨损，提高机械钻速，缩短钻井周期，从而降低钻井成本。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步的详细说明。

为了对本发明实施例的目的、技术方案和效果有更加清楚的理 解，下面对本发明实施例做进一步详细说明。在次，本发明的示意 性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

虽然本发明提供了如下述实施例所示的方法操作步骤或装置结 构，但基于常规或者无需创造性的劳动在所述方法或装置中可以包 括更多或者更少的操作步骤。在逻辑性上不存在必要因果关系的步 骤或结构中，这些步骤的执行顺序或装置的模块结构不限于本发明 实施例所示的执行顺序或模块结构。所述的方法或模块结构的在实 际中的装置或终端产品应用时，可以按照实施例所示的方法或模块 结构进行顺序执行或者并行执行。

川渝地区地层层序由上到下依次包括嘉陵江组201、长兴组203、 龙潭组204、韩家店组209及龙马溪组211。由于各地层埋深、应力、 硬度等不同，导致在钻井过程中无法使用一种钻头完成所有地层的 穿越，在参数选定上随机性大，导致钻时不稳定，目前现场施工中 针对各层位未形成有效的强化参数方法，也不具备模型模拟分析， 导致钻头的磨损快，机械钻速低，钻井效率低，钻井周期长，导致 最终钻井成本高。

针对现有技术钻头磨损快，机械钻速低，钻井效率低，钻井周 期长，钻井成本高的问题，本发明提出一种适用于川渝地区的强化 参数钻井方法，该方法包括如下步骤：

1)实时采集井底钻压、顶驱转速、钻头转速n

2)根据步骤1)中实时采集的井底钻压、顶驱转速、钻头转速n

强化参数模型为：

式中，v

k—页岩气各层位强化参数指数；

d—钻压指数，d＝0.5366+0.1993k

λ—转速指数，λ＝0.925-0.0375k

f—地层水力指数，f＝0.7011-0.05682k

Δρ

其中，k

W

n

HP

喷嘴比水功率＝3*喷嘴速度/喷嘴数

喷嘴速度＝1000*排量/喷嘴总截面积

喷嘴直径＝喷嘴型号*25.4/32；

ρ

P

钻头比水功率＝1000*钻头喷嘴水功率/钻头直径

钻头喷嘴水功率＝钻头喷嘴压力降*排量

钻头喷嘴压力降＝钻头喷嘴压降系数*排量

钻头喷嘴压降系数＝554.4*钻井液密度/(总截面积

上述*为乘以

3)设定每层地层的边界条件，边界条件包括井底钻压、钻头转 速和排量；调整顶驱转速，结合边界条件重复步骤1)～步骤2)直 至计算出最优机械钻速，根据最优机械钻速得到对应采集的井底钻 压、顶驱转速及排量。由于每隔一段时间，钻井液的密度会发生变化，所以也可以实时采集钻井液密度或者隔一段时间采集钻井液密 度。

步骤3)中，每层地层的边界条件具体为：

嘉陵江组，岩石可钻性为2.9，边界条件：井底钻压6～14t、钻 头转速n

长兴组，灰岩岩石可钻性为2.6，白云岩岩石可钻性为3.3，泥 岩岩石可钻性为2.3，边界条件：井底钻压8～14t、钻头转速 n

龙潭组，炭质泥岩岩石可钻性为3.3，灰岩(含硅)岩石可钻性 为4.5，边界条件：井底钻压12～26t、钻头转速n

韩家店组，泥岩岩石可钻性为3.7，粉砂质泥岩岩石可钻性为3.9， 泥质粉砂岩岩石可钻性为4.1，边界条件：井底钻压8～18t、钻头转 速n

龙马溪组，泥岩岩石可钻性为3.65，粉砂质泥岩岩石可钻性为 3.8，泥质粉砂岩岩石可钻性为4.3，积砂段泥质粉砂岩岩石可钻性为 4.0，积砂段粉砂质岩石可钻性为5.6，积砂段泥岩岩石可钻性为3.8， 积砂段粉砂质泥岩岩石可钻性为4.1，页岩岩石可钻性为3.9，边界 条件：井底钻压8～20t、钻头转速n

下面结合具体对比例和对比效果，进一步说明强化参数方法前 后的对比情况。

嘉陵江组：A-1井(方法使用前)，钻压9t，顶驱转速40rpm， 排量54L/s，钻头转速181.37rpm，机械钻速12m/h。

A-2井(方法使用后，保证其他条件不变下)，钻压9.2t，顶驱 转速57.5rpm，排量61.2L/s，钻头转速232.6rpm，机械钻速32.39m/h。 提速169.9％。

长兴组：B-1井(方法使用前)，钻压11.6t，顶驱转速49.8rpm， 排量49.8L/s，钻头转速180.19rpm，机械钻速8.07m/h。

B-2井(方法使用后，保证其他条件不变下)，钻压11.5t，顶驱 转速62rpm，排量59L/s，钻头转速206.9rpm，机械钻速37.7m/h。 提速367.2％。

龙潭组：B-1井(方法使用前)，钻压19.6t，顶驱转速49.61rpm， 排量53.91L/s，钻头转速214.4rpm，机械钻速4.1m/h。

B-2井(方法使用后，保证其他条件不变下)，钻压18.9t，顶驱 转速60.6rpm，排量66.3L/s，钻头转速208rpm，机械钻速11.4m/h。 提速178％。

韩家店组：B-1井(方法使用前)，钻压9.2t，顶驱转速49.9rpm， 排量57L/s，钻头转速250rpm，机械钻速10.7m/h。

B-2井(方法使用后，保证其他条件不变下)，钻压14.5t，顶驱 转速57.9rpm，排量56.7L/s，钻头转速269.8rpm，机械钻速18.9m/h。 提速76.6％。

龙马溪组：C-1井(方法使用前)，钻压10.8t，顶驱转速50.7rpm， 排量28.6L/s，钻头转速206.3rpm，机械钻速8.9m/h。

C-2井(方法使用后，保证其他条件不变下)，钻压12.8t，顶驱 转速68.5rpm，排量32.5L/s，钻头转速210rpm，机械钻速21.6m/h。 提速142.7％。