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长庆油田气藏主要分布在鄂尔多斯盆地苏里格、陇东等区块，储层具有孔隙度低、渗透率低、地层压力低的特点[1-3]，且一些储层位于水源、林区，为了提高采收率和推动环境保护区气田开发，2018年起，长庆气田在苏里格区块部署了多口水平段长度超过3 000 m的水平井。国内外大多数超长水平段钻井采用油基钻井液，虽然油基钻井液相比水基钻井液具有更好的润滑性，但成本高且不环保[4-6]。目前，长庆气田天然气水平井最长水平段达到5 256 m。超长水平段在钻井过程中摩阻呈几何倍增长，钻具上提下放摩阻超过600 kN，偏磨报废的钻杆达三分之一，并且可能会出现下钻下不到底的情况。针对上述问题，笔者分析了钻井工艺、井眼轨迹、钻井液性能等因素对超长水平段钻井摩阻的影响，将室内实验与现场技术相结合，优选钻井工具，优化钻井参数和钻井液性能，形成了一套长庆气田超长水平段降摩减阻技术。
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超长裸眼段增加了钻柱与井壁间的接触面积，裸眼摩擦系数为0.25~0.5，钻进和起下钻过程中钻柱不断与井壁摩擦导致摩阻增大；超长水平段钻进时钻柱受外力作用容易发生屈曲变形，无法有效传递钻压，采用常规钻具组合滑动困难；为了维护井壁稳定，钻井液当量密度可达1.56 g/cm3，井底压力超过50 MPa，迫使钻具紧贴井壁，增大了摩擦力；水平段采用MWD定向仪器滑动多，狗腿度大，地层垂深差超过5 m，起伏度过大加大摩阻；由于水平段长，钻井液携砂过程中钻屑滑脱速度快(＞0.45 m/s)，钻屑在井筒内沉积最终形成岩屑床，造成钻具阻卡；超长水平段钻井过程中钻井液固相含量超过25%，极压润滑系数和滤饼黏滞系数均高于0.1，不能有效减小钻具和井壁之间的摩擦力。
由上述原因可知，若要减小超长水平段钻井摩阻，需从钻柱刚性、井眼轨迹、井眼清洁和钻井液性能等方面入手。
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长庆气田水平井水平段井径一般为152.4 mm，超长水平段钻井摩阻扭矩大，泵压高，钻柱长期在井底易产生疲劳，甚至会出现钻具屈曲、刺漏和断裂。采用Landmark软件模拟钻柱在水平段抗拉强度、抗扭强度，结果如图1、图2所示，图1、图2中套管内摩擦系数0.20，裸眼段摩擦系数0.25。超长水平段选用Ø101.6 mmS135钢级钻柱，其接箍尺寸123.8 mm，壁厚8.38 mm。
图 1 水平段钻柱抗拉强度模拟图
Figure 1. Simulated tensile strength of the drill string in the horizontal well
图 2 水平段钻柱抗扭强度模拟图
Figure 2. Simulated torsional strength of the drill string in the horizontal well
由图1可知，滑动钻进、下钻、旋转钻进、空转、起钻模拟水平段最大拉力分别为316.2、346.8、682.2、732.2、1109.6 kN，低于Ø101.6 mmS135钢级钻柱抗拉强度2 286.90 kN，由图2可知，空转、倒划眼、旋转钻进模拟水平段最大扭矩分别为21.9、22.4、23.3 kN · m，低于Ø101.6 mm S135钢级钻柱抗扭强度53.28 kN · m。在实际钻井中，摩阻扭矩可能超过模拟计算值，在确保钻柱刚性情况下尽可能降低钻机负载，满足钻井要求。
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超长水平段井裸眼段长，使用常规MWD仪器钻井划眼多，井斜变化大，井眼轨迹不够平滑，造成井下摩阻大。当水平段长度超过2 500 m后滑动托压严重，几乎无法调整井眼轨迹。旋转导向技术是在钻柱旋转的情况下调整井眼轨迹，有效避免了多次滑动，并且井眼轨迹实时传输确保了井眼轨迹平滑。长庆气田超长水平段钻井采用贝克休斯公司研发的推靠式AutoTrak GT4-G旋转导向技术，该系统主要由旋转导向头+X-Treme模块马达+On Trak测量及主控短节+BCPM发电机及脉冲器短节+LithoTrak中子孔隙度/密度随钻测井短节组成，可提供近钻头方位伽马成像、电磁波电阻率、井斜、方位、井温、当量循环密度等参数[7]。将该技术应用于4 000 m超长水平段，最高纯机械钻速可达10.40 m/h，较同区块水平井提高8.9%[8]。
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超长水平段井相比普通大斜度井裸眼段更长，岩屑运移过程中更易受重力作用沉降在井筒下部形成岩屑床，由于钻具躺在井壁上，因此岩屑床很难清除。水平段岩屑床厚度经验公式为[9]
$$ H_{\mathrm{c}}=0.015 d_{\mathrm{h}}\left(\mu_{\mathrm{e}}+6.15 \mu_{\mathrm{e}}^{0.5}\right)(1+0.587 \varepsilon)\left(v_{\mathrm{c}}-v_{\mathrm{a}}\right)$$ (1) 式中，Hc为岩屑床厚度，mm；dh为井眼直径，mm；μe为钻井液有效黏度，mPa·s；ε为钻杆偏心度；vc为不形成岩屑床钻井液临界环空返速，m/s；va为钻井液环空返速，m/s。
由式(1)可知，影响岩屑床厚度的因素有钻井液性能、钻井液环空返速、钻柱偏心度等，因此可通过改变各因素来提高岩屑床清除效率[10]。
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清砂钻杆主要由螺纹接头、外螺纹接头和带有螺旋棱的加厚段管体组成。如图3所示，在钻柱中加入3~6根清砂钻杆，其加厚段管体螺旋棱可对岩屑床进行机械刮削，破坏岩屑床并通过其产生的环空流场加速岩屑颗粒运动，推动沉砂向井筒外运移[11]。考虑超长水平段裸眼段长度及清砂效果等因素，第1根清砂钻杆安放在距离钻头200~300 m处，之后每隔200 m加装1根清砂钻杆。
图 3 清砂钻杆
Figure 3. Sand-removal drill pipe
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钻井液是钻井携砂的主要载体，其携砂能力与钻井液流变性相关。目前，业界普遍认为钻井液在水平井筒中的流态为平板型层流时携砂最为理想[12-13]。平板型层流的流核直径如下[14]
$$ d_0=\frac{\dfrac{Y P}{P V}(D-d)}{24 v_{\mathrm{a}}+3\dfrac{Y P}{P V}(D-d)}$$ (2) 式中，d0为流核直径，m；YP为动切力，Pa；PV为塑性黏度，mPa · s；D为井径，m；d为钻杆外径，m。
由式(2)可知，平板型层流流核直径与钻井液动塑比和环空返速相关，动塑比是其主要影响因素。现场施工表明，相比于普通水平井，超长水平段钻井液动塑比应达到0.5 Pa/(mPa · s)以上才能满足井眼清洁要求。需要特别强调的是，在提高钻井液动塑比的过程中必须控制黏度，防止黏度过高引起泵压过高，进而引起井漏、井塌等井下复杂。
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井眼清洁与泵排量、钻柱转速和短程起下钻等工艺措施也相关。
(1)泵排量决定了钻井液环空返速，钻井液环空返速也影响其在井筒中的流动形态，为保证钻井液在井筒中能形成平板型层流，需达到一定的环空返速。目前，尚未建立统一的临界环空返速模型，现选择其中一种，如下[15]
$$ v_{\mathrm{c}}=0.4\left(\frac{\rho_{\mathrm{s}}-\rho}{\rho} d_{\mathrm{s}}\right)^{0.667}\frac{1+0.71 \alpha+0.55 \sin 2 \alpha}{\left(\rho \mu_{\mathrm{e}}\right)^{0.333}} $$ (3) 式中，ρ为钻井液密度，g/cm3；ρs为岩屑密度，g/cm3；ds为岩屑颗粒当量直径，mm；α为井斜，rad。
由式(3)可知，临界环空返速与井斜、钻井液性能、岩屑密度和形状相关。根据公式，环空返速大于0.7 m/s即可满足携砂要求，但由于现场施工水平段较长且环空小，因此将环空返速设定在1.20~1.30 m/s，根据环空返速调整泵排量。
(2)钻柱扰动对井眼清洁的作用机理与清砂钻杆相同，在高速转动下带动岩屑向井筒外运移，其转动速度是关键[16-17]。利用井眼和钻杆面积比P值可判断井眼相对大小，再根据井眼相对大小设定钻柱转速[18]。当P≥3.25时为大井眼，钻杆最低转速应为120 r/min；当P＜3.25时为小井眼，钻杆最低转速应为60 r/min，钻杆转速120 r/min为最佳。
$$ {P}=\frac{{{D}}^{\text{2}}}{{{d}}^{\text{2}}} $$ (4) 若井径为152.4 mm，钻杆外径为101.6 mm，其P值为2.25，该井眼为小井眼，因此钻柱转速不低于60 r/min。由于钻进时摩阻扭矩更大，考虑到钻具安全，转速无法达到120 r/min，但在钻完一段新井眼后循环时可以将转速提高至120 r/min。
(3)当水平段长度超过2500 m，除上述技术手段以外，短程起下钻也是减小摩阻有效方法之一。每钻500 m新井段进行一次短程起下钻，有利于修复井壁，平滑井眼轨迹，破坏岩屑床，起到降摩减阻作用。
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钻井液中的固相是形成滤饼的主要成分，但是固相含量越高，其内摩擦力越大，钻井液流变性越不稳定，润滑性变差，并且产生虚滤饼，增大摩擦，造成黏附卡钻。为了评价固相含量对钻井液润滑性的影响，配制多组基浆，配方：1%膨润土+0.05%NaOH+1.5%降滤失剂+1%封堵剂+0.5%黄原胶+2%岩屑，在基浆中分别加入氯化钾、石灰石和重晶石，使钻井液密度相同，测量钻井液极压润滑系数和滤饼黏滞系数并进行比较，结果如图4、图5所示。
图 4 不同加重剂对钻井液极压润滑系数的影响
Figure 4. Effects of drilling fluid solid content on the lubricant coefficient
图 5 不同加重剂对滤饼黏滞系数的影响
Figure 5. Effects of drilling fluid solid content on the drag coefficient of mud cake
由图4可知，重晶石和石灰石在钻井液中生成固相，因此极压润滑系数逐渐增大，而氯化钾溶解于钻井液中，可增强钻井液润滑性，因此极压润滑系数逐渐减小。由于重晶石密度比石灰石大，配制相同密度的钻井液，重晶石加量少于石灰石，但却使钻井液润滑性变得最差。由图5可知，钻井液形成的滤饼黏滞系数均随着3种试剂加量增多而增大，不同的是当钻井液密度高于1.25 g/cm3时，加入氯化钾的钻井液形成的滤饼黏滞系数突增，变为最大。由图6可以看出，只加入氯化钾的钻井液所形成的滤饼固相含量低，主要由膨润土和钻屑构成，滤饼比较粗糙，而加入石灰石或重晶石的钻井液所形成的滤饼致密且光滑，滑块在滤饼上易滑动。
图 6 加入氯化钾、石灰石和重晶石的钻井液形成的滤饼
Figure 6. Comparison of mud cakes formed by drilling fluids with and without potassium chloride, limestone and barite
综上所述，钻井液中有益固相对滤饼润滑性有一定调节作用，致密的滤饼会减小钻具与井壁之间的摩擦，因此，超长水平段钻井液体系中选择氯化钾和石灰石混加，调节钻井液密度不加重晶石。
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钻井液润滑剂可吸附在金属表面形成一层润滑膜来减少钻具和井壁之间的摩擦[19-20]。对钻井液润滑剂RY838、XCS-III、HRL和SD润滑性进行了评价。配制多组基浆，基浆配方：1%膨润土+0.05%NaOH+1.5%降滤失剂+1%封堵剂+2%黄原胶+10%氯化钾+2%岩屑，分别加入1%、3%的润滑剂，在120 ℃下老化16 h，测量钻井液极压润滑系数和滤饼黏滞系数，结果如表1所示。
表 1 钻井液润滑剂优选
Table 1. Selection of lubricants for drilling fluids
润滑剂 加量/% 极压润滑系数 滤饼黏滞系数 RY-838 1 0.151 0 0.305 7 3 0.109 0 0.203 5 XCS-III 1 0.146 0 0.230 9 3 0.093 0 0.194 4 HRL 1 0.106 0 0.105 1 3 0.040 0 0.077 3 SD 1 0.158 1 0.277 3 3 0.128 0 0.061 2 由表1可知，润滑剂加量由1%增至3%，钻井液具有更好的润滑性。从极压润滑系数看，4种润滑剂的润滑性排序依次为HRL＞XCS-III＞RY-838＞SD；从滤饼黏滞系数看，4种润滑剂的润滑性排序依次为SD＞HRL＞XCS-III＞RY-838。综合考虑，选择HRL作为超长水平段钻井润滑剂。
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靖51-X井位于鄂尔多斯盆地苏里格区块，是一口三开结构水平井。该井自上而下钻遇地层为第四系，白垩系志丹统洛河组，侏罗系中统安定组和直罗组、下统延安组，三叠系上统延长组、中统纸坊组、下统和尚沟组和刘家沟组，二叠系上统石千峰组和中统石盒子组。
根据地质情况，靖51-X井一开使用Ø346.1 mm PDC钻头钻至712 m，下入Ø273.1 mm套管；二开使用Ø215.9 mm PDC钻头钻至3 272 m入窗，下入Ø177.8 mm套管；三开水平段使用Ø152.4 mm PDC钻头钻至8 528 m完钻，下入Ø114.3 mm套管完井。该井水平段设计为5 000 m，实际水平段长5 256 m，入窗垂深3015.64 m，水垂比1.74，砂岩钻遇率97.58%，机械钻速11.43 m/h，钻井周期83.66 d，建井周期94.66 d。
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为了降低超长水平段摩阻，减少滑动，提高施工效率，选用旋转导向钻具组合。表2列出了靖51-X井平均全角变化率和最大全角变化率，并与同井场水平段使用MWD组合的靖51-XX井和靖51-XXX井对比。由表2可知，靖51-X井水平段最大全角变化率为2.70 (°)/30 m，平均全角变化率为0.74 (°)/30 m，均小于同井场靖51-XX井和靖51-XXX井，说明使用旋转导向钻具组合可减小井眼狗腿度，使井眼轨迹更加平滑，有利于减小钻具在水平段的起伏度，从而减小摩擦阻力。
表 2 旋转导向与MWD组合钻井全角变化率对比
Table 2. Comparison of dogleg severity between applications of the rotary steerable system and MWD-assisted directional drilling
井号 水平段长/m 全角变化率/((°) · (30 m)−1) 平均 最大 靖51-X 5 256 0.74 2.70 靖51-XX 2 000 1.98 3.06 靖51-XXX 2 000 2.05 3.91 -
靖51-X井水平段长、井眼小，钻屑在运移过程中滑脱多，随着水平段延长，逐渐提高钻井液漏斗黏度和动塑比，在保证井下安全的情况下控制泵排量和提高钻柱转速，确保大部分钻屑可以被带出井筒，见表3。
表 3 靖51-X井水平段钻井液流变性与施工参数
Table 3. Drilling fluid rheology and drilling parameters of the horizontal well of Well Jing-51-X
井段/m 黏度/
s表观黏度/
(mPa · s)塑性黏度/
(mPa · s)动切力/
Pa动塑比/
(Pa · (mPa · s)−1)ϕ6 排量/
(L · s−1)钻柱转速/
(r · min−1)3 272~4 966 53 32 22 10 0.45 7 18~20 70~90 4 967~7 446 60 45 30 15 0.50 8 16~17 60~80 7 447~8 142 72 53 35 18 0.51 8 13~14 60~70 8 143~8 528 80 62 41 21 0.51 9 12~13 60~70 由图7可以看出，靖51-X井水平段钻井液起始固相含量较低，随着水平段延长，钻井液固相含量升高，在改善钻井液性能并增加固控设备的使用时间后固相含量再次降低；在出现黑色泥岩后，为迅速提高钻井液密度，加大了石灰石用量，因此固相含量有所增加；泥岩稳定后用氯化钾维持密度，固相含量再次降低，最后稳定至16%。与同井场使用常规钻井液技术的2口水平井靖51-XX井和靖51-XXX井相比，靖51-X井水平段固相含量减少了约50%，大幅度降低了井下摩阻。
图 7 同一井场3口水平井钻井液固相含量对比
Figure 7. Drilling fluid solid content comparison for three horizontal wells in the same site
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靖51-X井水平段钻至2 700 m后下钻摩阻超过600 kN，出现了钩载放空也无法到底的情况，通过短程起下钻修复井壁后下钻摩阻减小，配合降摩减阻技术可下钻到底，短程起下钻后降摩减阻效果如图8所示，可以看出：随着水平段长度增加，下钻摩阻呈上升趋势。下钻水平段2 500 m后，摩阻急剧上升，由400 kN增至600 kN以上；在经过第1次短程起下钻后，摩阻上升趋势明显减缓，但在下钻至水平段3500 m后摩阻再次增至600 kN以上；在经过第2次短程起下钻后，同井深下钻摩阻再次降低，到底后摩阻为480 kN。由此可知，短程起下钻能有效降低摩阻。
图 8 短程起下钻对摩阻的影响
Figure 8. Effects of short tripping on the drag
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水平段超过4 000 m后，每延伸100 m摩阻增大都会导致钻井难度成倍增加。由图9可以看出，在多种技术措施协同作用下，靖51-X井完钻后起钻最大摩阻为380 kN，下钻到底后摩阻为280 kN，与2 000 m水平段水平井完钻摩阻相当。由此可见，超长水平段降摩减阻技术效果显著。
图 9 靖51-X井完钻起下钻摩阻
Figure 9. Drag during tripping in and out in Well Jing-51-X after completion of drilling
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(1)通过优选S135级钻具和清砂钻杆减阻工具，采用旋转导向井眼轨迹控制技术，优化钻井工艺参数，提升钻井液性能，形成了一套适用于长庆致密气田超长水平段井钻井降摩减阻技术。
(2)超长水平段井钻井降摩减阻技术能够显著减小超长水平段钻井摩阻，可保障5 000 m超长水平段顺利施工，完钻摩阻小于400 kN，可进一步推广应用。
(3)建议研发更先进的降摩减阻工具，以便配合钻井工艺和钻井液技术，实现更长水平段钻井的快速、安全施工。
Drag reduction technology for ultra-long horizontal drilling in the Changqing tight gas reservoir
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摘要: 为了保护生态环境，提高单井产量，长庆气田部署了多口水平段超过3 000 m的井。针对超长水平段井裸眼段长，存在井下摩阻大、扭矩大的问题，选取了S135钢级钻柱和清砂钻杆减阻工具，采用旋转导向井眼轨迹控制技术，优化了钻进参数：最佳钻井液环空返速为1.20~1.30 m/s、最低钻柱转速为60 r/min，选用氯化钾、石灰石和高性能润滑剂提高钻井液及其所形成滤饼的润滑性，控制钻井液有害固相含量，其动塑比提高至0.5 Pa/(mPa · s)，最终形成了一套长庆致密气田超长水平段降摩减阻技术。将该技术应用于水平段长度为5 256 m的靖51-X井，其水平段平均全角变化率为0.74 (°)/30 m，钻井液固相含量最高为16%，完钻后最大起钻摩阻为380 kN，下钻最大摩阻为280 kN。实践表明在超长水平段应用该技术具有良好的降摩减阻效果。Abstract: For the purposes of protecting the ecological environment and increasing single-well production, the Changqing gas field deploys multiple wells with horizontal wells exceeding 3000 m. Given the ultra-long horizontal openhole well and the excessive drag and torque, the S135-steel grade drill string and the cutting-removal drillpipe drag reduction tool were adopted; the rotary steerable system was used for trajectory control; the drilling parameters were optimized. Specifically, the optimal annular circulation rate of drilling fluids is 1.20–1.30 m/s; the minimum drill string rotation speed is 60 r/min; the potassium chlorite, limestone and high-performance lubricant are used to improve the lubricant performance of drilling fluids and formed mud cake, control the content of unwanted solids in drilling fluids, and raise the ratio of yield point to plastic viscosity to 0.5Pa/(mPa · s). The above measures jointly form the drag reduction technology for ultra-long horizontal wells in the Changqing tight gas field. It has been applied to Well Jing 51-X with a 5256 m long horizontal well. The average dogleg severity of the horizontal well was 0.74 (°)/30 m; the maximum solid content of drilling fluids was 16%; the maximum drag of tripping out after completion of drilling is 380 kN; the maximum drag of tripping in was 280 kN. Such an application to ultra-long horizontal drilling demonstrates the excellent drag reduction performance of the presented technology.
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图 1 水平段钻柱抗拉强度模拟图
Figure 1. Simulated tensile strength of the drill string in the horizontal well
图 2 水平段钻柱抗扭强度模拟图
Figure 2. Simulated torsional strength of the drill string in the horizontal well
图 4 不同加重剂对钻井液极压润滑系数的影响
Figure 4. Effects of drilling fluid solid content on the lubricant coefficient
图 5 不同加重剂对滤饼黏滞系数的影响
Figure 5. Effects of drilling fluid solid content on the drag coefficient of mud cake
图 6 加入氯化钾、石灰石和重晶石的钻井液形成的滤饼
Figure 6. Comparison of mud cakes formed by drilling fluids with and without potassium chloride, limestone and barite
图 7 同一井场3口水平井钻井液固相含量对比
Figure 7. Drilling fluid solid content comparison for three horizontal wells in the same site
图 9 靖51-X井完钻起下钻摩阻
Figure 9. Drag during tripping in and out in Well Jing-51-X after completion of drilling
表 1 钻井液润滑剂优选
Table 1. Selection of lubricants for drilling fluids
润滑剂 加量/% 极压润滑系数 滤饼黏滞系数 RY-838 1 0.151 0 0.305 7 3 0.109 0 0.203 5 XCS-III 1 0.146 0 0.230 9 3 0.093 0 0.194 4 HRL 1 0.106 0 0.105 1 3 0.040 0 0.077 3 SD 1 0.158 1 0.277 3 3 0.128 0 0.061 2 
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表 2 旋转导向与MWD组合钻井全角变化率对比
Table 2. Comparison of dogleg severity between applications of the rotary steerable system and MWD-assisted directional drilling
井号 水平段长/m 全角变化率/((°) · (30 m)−1) 平均 最大 靖51-X 5 256 0.74 2.70 靖51-XX 2 000 1.98 3.06 靖51-XXX 2 000 2.05 3.91
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表 3 靖51-X井水平段钻井液流变性与施工参数
Table 3. Drilling fluid rheology and drilling parameters of the horizontal well of Well Jing-51-X
井段/m 黏度/
s表观黏度/
(mPa · s)塑性黏度/
(mPa · s)动切力/
Pa动塑比/
(Pa · (mPa · s)−1)ϕ6 排量/
(L · s−1)钻柱转速/
(r · min−1)3 272~4 966 53 32 22 10 0.45 7 18~20 70~90 4 967~7 446 60 45 30 15 0.50 8 16~17 60~80 7 447~8 142 72 53 35 18 0.51 8 13~14 60~70 8 143~8 528 80 62 41 21 0.51 9 12~13 60~70
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