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摘要：介绍了外油田“四合一”钻井技术的发展现状，研究常用螺杆造斜钻具组合性能，并开展了定向井“四合一”钻具现场试验。结果表明，该钻具组合施工方法可缩短建井周期，可以随时根据测得井斜、方位情况，调整钻井参数，保证井身质量，同时返砂良好，机械钻速较高，可减少机械设备的损耗，具有较好的社会和经济效益。
关键词：定向井；“四合一”钻具
中图分类号：TU413文献标识码： A
某油田内部定向井占近几年钻井总数的39.7%，钻井施工中途需多次起下钻倒换钻具来调整井眼轨道，严重影响了钻井施工速度，降低了钻机完井效率。同时，频繁起下钻不仅增加了工人的劳动强度，而且也增加了钻井井下复杂的发生率，尤其是在浅气区钻井施工中，上部浅气层井段多次起下钻导致井控风险增大。目前某油田还没有定向井一趟钻钻井技术。
1 外油田“四合一”钻井技术的发展现状
某局采用二开“一趟钻”技术的油井达到113口，与未采用这项技术的油井相比，机械钻速提高33.01%，钻机月速度提高45.84%，钻井周期、建井周期分别下降41.94%和36.19%。今年上半年，在某油田各区块全面推广这项新技术，刷新某钻井历史16项纪录。截至6月底，完成油井钻井691口，其中二开“一趟钻”完钻井比例达到27.24%，钻机月速度提高27.45%，机械钻速提高19.7%。某钻井公司在浅井（2000米以内）施中，运用“一趟钻技术”，钻井速度明显加快。该钻具组合有较好的防斜性能，具备转盘钻进、滑动钻进、复合钻进能力，达到减少起下钻次数、解放机械钻速、降到井下风险的效果。
2常用螺杆造斜钻具组合性能研究
（1）0.75°弯螺杆钻具组合与造斜性能评估。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆.该钻具组合的井径扩大率取3%-5%之间（井径值为222.4-226.7mm），钻压为50kN，由表数据可见：微增钻具（未安稳定器）：定向井斜性能为7.74-14.73°/100m，复合驱动井斜性能为-1.39-1.64°/100m，稳斜钻具（214mm稳定器）：定向井斜性能为2.10-6.34°/100m，复合驱动井斜性能为-0.54-0.13°/100m，微降钻具（185mm稳定器）：定向井斜性能为7.79-12.03°/100m，复合驱动井斜性能为-1.16--0.32°/100m，该钻具组合在定向钻井时，一般都随着稳定器外径的增大或井径扩大率的增大，其增斜能力下降；随着井斜角的增加，其增斜能力在加强，但是组配的稳斜钻具反而降低。但在复合驱动钻井时，组配的微增钻具组合受井径扩大率影响较大，当井径扩大率由3%-5%变化时，钻具由增斜或微增斜转变为微降斜或降斜；而组配的稳斜钻具和微降斜钻具受井径扩大率影响不显著，一般随着井径扩大其降斜能力趋于缓减，钻具造斜能力变化不大。鉴于上述原因，在复合驱动钻井中，尽量使用0.75°弯螺杆钻具组配的稳斜和微降斜钻具组合，注意稳定器外径和井眼扩大率的综合控制。
（2）1.0°弯螺杆钻具组合与造斜性能评估。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆.该钻具组合的井径扩大率取3%-7%之间（井径值为222.4-231.0mm），但在定向钻井时，井径扩大率可能偏低于复合驱动钻井，取钻压50kN。该钻具在复合驱动钻井时，组配的钻具组合性能由表5.5数据可见：增斜或微增斜钻具（未安放稳定器）：定向井斜性能为13.45-23.96°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为16.94-26.46°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-2.51--0.49°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为0.62-2.30°/100m（井径3%），稳斜钻具（214mm稳定器）：定向井斜性能为6.47-12.67°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为15.41-16.99°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-0.78-0.14°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为-0.49-0.16°/100m（井径3%），微降钻具（185mm稳定器）：定向井斜性能为13.52-20.52°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为16.97-24.46°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-1.76--0.50°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为-0.31--1.12°/100m（井径3%），该钻具组合在定向钻井时，一般都随着稳定器外径的增大或井径扩大率的增大，其增斜能力下降；随着井斜角的增加，其增斜能力在加强，但是组配的稳斜钻具反而降低。在复合驱动钻井时，当井径扩大率在3%左右时，组配的增斜或微增斜钻具受井径扩大率影响较大，随着井径扩大其增斜能力明显下降、甚至会出现微降斜或降斜性能；而组配的稳斜和微降斜钻具组合受井径扩大率影响不明显，随着井斜角的增加，其降斜能力在下降，但钻具降斜性能波动幅度不大。因此，在用1.0°弯螺杆钻具进行复合驱动钻井中，推荐使用稳斜和微降斜钻具组合。在使用0.75°和1.0°弯螺杆组配的钻具中，由于地层特性等因素的变化，导致钻具实钻造斜性能发生较大变化，可能与理论分析结果相差悬殊，这些现象在钻井工程中会经常遇到。此时，可以根据钻具的实钻造斜性能，可以及时调整推荐的钻具组合，便于进一步控制井眼轨道；也可以根据我们分析钻具造斜力图册，及时调整螺杆上端稳定器的尺寸，或者改变钻压来实施井眼轨道控制。
（3）复合驱动钻进钻头、钻进参数优选。优质钻头，也是复合驱动钻进系统实现其优越性的基础之一。因为该系统的显著特点之一，是在井下能保持较长时间的运转，由此来提高复合钻井系統的经济性。所以，使用的钻头必须能够适应不同的地质条件，有较长的使用寿命和理想的使用效果。能够完成大段井眼的钻进，钻头的选型，应能适应高转速，适应不同的钻井方式，同样有效的钻进直井段和造斜段，钻头的切削齿密度应根据地层的可钻性，马达的工作参数，可提供的扭矩，转速，以及钻压等因素进行选择，以使机械钻速最大，工作时间最长。PDC钻头的钻井参数对机械钻速的影响图1和图2分别为钻压与机械钻速、转速与机械钻速之间的关系图，从图中可以看出，在一定范围内，随着钻压和转速的增加，钻头机械钻速相应提高，地层硬度不同，增加幅度不一样。
图1 图 2
在软地层钻井中，PDC钻头主要通过剪切破碎岩石，增加转速可明显提高机械钻速；而钻压对钻速的影响则不十分显著，而且钻压过大可能会导致钻头泥包，使机械钻速聚减，因此最佳钻压应在较低的范围。在中等硬度地层，钻头以剪切、预破碎、凿击、犁削等综合方式破碎岩石，因此钻压对钻速的影响增大，而转速的增加对机械钻速的增加的影响已不太明显。中等硬度地层硬度与研磨性比软地层高，钻头切削齿磨损加快，使用寿命降低，因此，在保持最佳机械钻速的同时，应将转速控制在较底的范围，同时采用中等钻压中等钻速，以获得最佳的使用效果。当钻头的切削结构出现磨损后，可适当提高钻压，获得较高的机械钻速。在硬的、高研磨性地层，钻压对机械钻速的影响较为明显。较高的转速会使钻头产生大量的摩擦热而导致切削齿严重磨损。为了使钻头具有较长的使用寿命并保持一定的机械钻速，应采用中到高钻压，以及低到中等转速钻井。推荐使用钻具组合：钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆。上部：钻压 20-30 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。中部：钻压 30-40 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。下部：钻压 40-50 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。
3 现场试验
A区块全部为表层井，地层倾角在6.8°—17.9°之间，井深在1123米至1467米之间，其中定向井9口、直井31口。共一趟钻施工34口井，其中直井25口井，定向井9口。直井平均机械钻速19.38m/h，平均钻井周期6.99天，建井周期9.70天；定向井平均机械钻速30.42m/h，平均钻井周期5.79天，建井周期8.89天。
存在问题：与大庆长垣比较机械钻速不高。主要原因是：
（1）标准层埋藏较浅（200-300米），完钻层位在泉二段地层，地层硬度大，可钻性差。
（2）区块易斜。直井井斜增长较快，需要加密测斜，频繁定向纠斜、扭方位。分析表明，直井钻井周期比定向井要长，这是因为A区块地层倾角大，最大倾角18度，标准层埋深浅，最浅240m，过标准层后，容易发生井斜，而地层倾角大对定向井影响比较小。 复合钻进机械钻速，复合钻进进尺50514米，纯钻进时间2585.2，机械钻速19.54米/小时。从数据可以看到，直井钻井周期比定向井要长，这是因为朝521区块地层倾角大，最大倾角18度，标准层埋深浅，最浅240m，过标准层后，容易发生井斜，而地层倾角大对定向井影响比较小。利用“四合一”钻具组合可以减少中途因井斜角大引起扣井斜而导致起下钻时间，同时可以随时根据测得井斜角情况，调整钻井参数，能够保证井身质量。
4 结论
（1）该钻具组合施工方法可以较大缩短建井周期。可以减少中途因井斜角大引起扣井斜而导致起下钻时间，纠斜时间。可以随时根据测得井斜角情况，调整钻井参数，能够保证井身质量，具有较好的社会、经济效益。A区块共施工34口井，其中直井26口井，定向井8口。直井平均机械钻速19.38m/h，平均钻井周期6.99天，建井周期9.70天；定向井平均机械钻速30.42m/h，平均钻井周期5.79天，建井周期8.89天。无井斜超标，报废进尺。
（2）试验优选出适合一趟钻完成定向井的“四合一”钻具组合符合现场需要。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆。该钻具组合可以随时根据测得井斜、方位情况，调整钻井参数，保证井身质量，同时返砂良好，机械钻速较高。
（3）高密度钻井液条件下对试验由较大影响。加重井，钻井液固相含量对试验影响大。加重材料、钻屑加快了螺杆定子内衬的磨损，导致进尺慢，螺桿提前报废，钻井液中固相含量高，容易托起钻具，钻头上加不上钻压，影响进尺；同时由于钻压的影响，导致井斜方位漂移大，干预、调整的时间长，影响了该钻具组合施工方法的经济性。
（4）该钻具组合施工可以减少机械设备的损耗。主要钻进靠螺杆旋转，转盘转速为40-50转/分，转盘负荷小，运转平稳。对井架、传动系统的损耗较小，可延长设备保修、更换时间。
参考文献：
[1]张守谦，李占咸.石油地球物理测井[M].石油工业出版社，1981.
[2] 蔡星，杨宝俊，陈守田.美国天然气研究学会关于降低成本高效打井的研究成果.大庆石油地质与开发，2000(1)：51-52.
[2] 王建华，鄢捷年.钻井液固相和滤液侵入储层深度的预测模型.石油学报，2009,3O(6)：924-926.
关键词：定向井；“四合一”钻具
中图分类号：TU413文献标识码： A
某油田内部定向井占近几年钻井总数的39.7%，钻井施工中途需多次起下钻倒换钻具来调整井眼轨道，严重影响了钻井施工速度，降低了钻机完井效率。同时，频繁起下钻不仅增加了工人的劳动强度，而且也增加了钻井井下复杂的发生率，尤其是在浅气区钻井施工中，上部浅气层井段多次起下钻导致井控风险增大。目前某油田还没有定向井一趟钻钻井技术。
1 外油田“四合一”钻井技术的发展现状
某局采用二开“一趟钻”技术的油井达到113口，与未采用这项技术的油井相比，机械钻速提高33.01%，钻机月速度提高45.84%，钻井周期、建井周期分别下降41.94%和36.19%。今年上半年，在某油田各区块全面推广这项新技术，刷新某钻井历史16项纪录。截至6月底，完成油井钻井691口，其中二开“一趟钻”完钻井比例达到27.24%，钻机月速度提高27.45%，机械钻速提高19.7%。某钻井公司在浅井（2000米以内）施中，运用“一趟钻技术”，钻井速度明显加快。该钻具组合有较好的防斜性能，具备转盘钻进、滑动钻进、复合钻进能力，达到减少起下钻次数、解放机械钻速、降到井下风险的效果。
2常用螺杆造斜钻具组合性能研究
（1）0.75°弯螺杆钻具组合与造斜性能评估。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆.该钻具组合的井径扩大率取3%-5%之间（井径值为222.4-226.7mm），钻压为50kN，由表数据可见：微增钻具（未安稳定器）：定向井斜性能为7.74-14.73°/100m，复合驱动井斜性能为-1.39-1.64°/100m，稳斜钻具（214mm稳定器）：定向井斜性能为2.10-6.34°/100m，复合驱动井斜性能为-0.54-0.13°/100m，微降钻具（185mm稳定器）：定向井斜性能为7.79-12.03°/100m，复合驱动井斜性能为-1.16--0.32°/100m，该钻具组合在定向钻井时，一般都随着稳定器外径的增大或井径扩大率的增大，其增斜能力下降；随着井斜角的增加，其增斜能力在加强，但是组配的稳斜钻具反而降低。但在复合驱动钻井时，组配的微增钻具组合受井径扩大率影响较大，当井径扩大率由3%-5%变化时，钻具由增斜或微增斜转变为微降斜或降斜；而组配的稳斜钻具和微降斜钻具受井径扩大率影响不显著，一般随着井径扩大其降斜能力趋于缓减，钻具造斜能力变化不大。鉴于上述原因，在复合驱动钻井中，尽量使用0.75°弯螺杆钻具组配的稳斜和微降斜钻具组合，注意稳定器外径和井眼扩大率的综合控制。
（2）1.0°弯螺杆钻具组合与造斜性能评估。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆.该钻具组合的井径扩大率取3%-7%之间（井径值为222.4-231.0mm），但在定向钻井时，井径扩大率可能偏低于复合驱动钻井，取钻压50kN。该钻具在复合驱动钻井时，组配的钻具组合性能由表5.5数据可见：增斜或微增斜钻具（未安放稳定器）：定向井斜性能为13.45-23.96°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为16.94-26.46°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-2.51--0.49°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为0.62-2.30°/100m（井径3%），稳斜钻具（214mm稳定器）：定向井斜性能为6.47-12.67°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为15.41-16.99°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-0.78-0.14°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为-0.49-0.16°/100m（井径3%），微降钻具（185mm稳定器）：定向井斜性能为13.52-20.52°/100m（井径5%-7%）， 定向井斜性能为16.97-24.46°/100m（井径3%），复合驱动井斜性能为-1.76--0.50°/100m（井径5%-7%），复合驱动井斜性能为-0.31--1.12°/100m（井径3%），该钻具组合在定向钻井时，一般都随着稳定器外径的增大或井径扩大率的增大，其增斜能力下降；随着井斜角的增加，其增斜能力在加强，但是组配的稳斜钻具反而降低。在复合驱动钻井时，当井径扩大率在3%左右时，组配的增斜或微增斜钻具受井径扩大率影响较大，随着井径扩大其增斜能力明显下降、甚至会出现微降斜或降斜性能；而组配的稳斜和微降斜钻具组合受井径扩大率影响不明显，随着井斜角的增加，其降斜能力在下降，但钻具降斜性能波动幅度不大。因此，在用1.0°弯螺杆钻具进行复合驱动钻井中，推荐使用稳斜和微降斜钻具组合。在使用0.75°和1.0°弯螺杆组配的钻具中，由于地层特性等因素的变化，导致钻具实钻造斜性能发生较大变化，可能与理论分析结果相差悬殊，这些现象在钻井工程中会经常遇到。此时，可以根据钻具的实钻造斜性能，可以及时调整推荐的钻具组合，便于进一步控制井眼轨道；也可以根据我们分析钻具造斜力图册，及时调整螺杆上端稳定器的尺寸，或者改变钻压来实施井眼轨道控制。
（3）复合驱动钻进钻头、钻进参数优选。优质钻头，也是复合驱动钻进系统实现其优越性的基础之一。因为该系统的显著特点之一，是在井下能保持较长时间的运转，由此来提高复合钻井系統的经济性。所以，使用的钻头必须能够适应不同的地质条件，有较长的使用寿命和理想的使用效果。能够完成大段井眼的钻进，钻头的选型，应能适应高转速，适应不同的钻井方式，同样有效的钻进直井段和造斜段，钻头的切削齿密度应根据地层的可钻性，马达的工作参数，可提供的扭矩，转速，以及钻压等因素进行选择，以使机械钻速最大，工作时间最长。PDC钻头的钻井参数对机械钻速的影响图1和图2分别为钻压与机械钻速、转速与机械钻速之间的关系图，从图中可以看出，在一定范围内，随着钻压和转速的增加，钻头机械钻速相应提高，地层硬度不同，增加幅度不一样。
图1 图 2
在软地层钻井中，PDC钻头主要通过剪切破碎岩石，增加转速可明显提高机械钻速；而钻压对钻速的影响则不十分显著，而且钻压过大可能会导致钻头泥包，使机械钻速聚减，因此最佳钻压应在较低的范围。在中等硬度地层，钻头以剪切、预破碎、凿击、犁削等综合方式破碎岩石，因此钻压对钻速的影响增大，而转速的增加对机械钻速的增加的影响已不太明显。中等硬度地层硬度与研磨性比软地层高，钻头切削齿磨损加快，使用寿命降低，因此，在保持最佳机械钻速的同时，应将转速控制在较底的范围，同时采用中等钻压中等钻速，以获得最佳的使用效果。当钻头的切削结构出现磨损后，可适当提高钻压，获得较高的机械钻速。在硬的、高研磨性地层，钻压对机械钻速的影响较为明显。较高的转速会使钻头产生大量的摩擦热而导致切削齿严重磨损。为了使钻头具有较长的使用寿命并保持一定的机械钻速，应采用中到高钻压，以及低到中等转速钻井。推荐使用钻具组合：钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆。上部：钻压 20-30 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。中部：钻压 30-40 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。下部：钻压 40-50 KN；转速40-50 rpm；排量28-32L/min。
3 现场试验
A区块全部为表层井，地层倾角在6.8°—17.9°之间，井深在1123米至1467米之间，其中定向井9口、直井31口。共一趟钻施工34口井，其中直井25口井，定向井9口。直井平均机械钻速19.38m/h，平均钻井周期6.99天，建井周期9.70天；定向井平均机械钻速30.42m/h，平均钻井周期5.79天，建井周期8.89天。
存在问题：与大庆长垣比较机械钻速不高。主要原因是：
（1）标准层埋藏较浅（200-300米），完钻层位在泉二段地层，地层硬度大，可钻性差。
（2）区块易斜。直井井斜增长较快，需要加密测斜，频繁定向纠斜、扭方位。分析表明，直井钻井周期比定向井要长，这是因为A区块地层倾角大，最大倾角18度，标准层埋深浅，最浅240m，过标准层后，容易发生井斜，而地层倾角大对定向井影响比较小。 复合钻进机械钻速，复合钻进进尺50514米，纯钻进时间2585.2，机械钻速19.54米/小时。从数据可以看到，直井钻井周期比定向井要长，这是因为朝521区块地层倾角大，最大倾角18度，标准层埋深浅，最浅240m，过标准层后，容易发生井斜，而地层倾角大对定向井影响比较小。利用“四合一”钻具组合可以减少中途因井斜角大引起扣井斜而导致起下钻时间，同时可以随时根据测得井斜角情况，调整钻井参数，能够保证井身质量。
4 结论
（1）该钻具组合施工方法可以较大缩短建井周期。可以减少中途因井斜角大引起扣井斜而导致起下钻时间，纠斜时间。可以随时根据测得井斜角情况，调整钻井参数，能够保证井身质量，具有较好的社会、经济效益。A区块共施工34口井，其中直井26口井，定向井8口。直井平均机械钻速19.38m/h，平均钻井周期6.99天，建井周期9.70天；定向井平均机械钻速30.42m/h，平均钻井周期5.79天，建井周期8.89天。无井斜超标，报废进尺。
（2）试验优选出适合一趟钻完成定向井的“四合一”钻具组合符合现场需要。钻具组合：∮215.9mmPDC钻头＋∮172 mm单弯螺杆（1.0度）＋∮212mm螺扶＋∮159mm无磁钻铤＋∮159 mm钻铤*6＋∮127 mm钻杆。该钻具组合可以随时根据测得井斜、方位情况，调整钻井参数，保证井身质量，同时返砂良好，机械钻速较高。
（3）高密度钻井液条件下对试验由较大影响。加重井，钻井液固相含量对试验影响大。加重材料、钻屑加快了螺杆定子内衬的磨损，导致进尺慢，螺桿提前报废，钻井液中固相含量高，容易托起钻具，钻头上加不上钻压，影响进尺；同时由于钻压的影响，导致井斜方位漂移大，干预、调整的时间长，影响了该钻具组合施工方法的经济性。
（4）该钻具组合施工可以减少机械设备的损耗。主要钻进靠螺杆旋转，转盘转速为40-50转/分，转盘负荷小，运转平稳。对井架、传动系统的损耗较小，可延长设备保修、更换时间。
参考文献：
[1]张守谦，李占咸.石油地球物理测井[M].石油工业出版社，1981.
[2] 蔡星，杨宝俊，陈守田.美国天然气研究学会关于降低成本高效打井的研究成果.大庆石油地质与开发，2000(1)：51-52.
[2] 王建华，鄢捷年.钻井液固相和滤液侵入储层深度的预测模型.石油学报，2009,3O(6)：924-926.