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一、概述
深层研磨性地层钻井提速目前是钻井领域的前沿课题。长城钻探工程有限公司“兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术研究”项目，以“辽河油区钻井提速提效关键技术研究与应用”项目为依托，通过调研分析兴古、马古及陈古深井钻井施工经验，总结出共性技术难点。针对兴古、马古及陈古区块可钻性差地层提速、深层托压、提高钻井时效等技术难点开展研究，完成井身结构优化、井身轨迹控制、钻井参数优选，PDC钻头及高效螺杆优选，制定针对性技术措施，有效提升了井下故障预防和处理能力，形成兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，提高可钻性差地层机械钻速，缩短钻井周期，降低井下事故率，实现兴古、马古、陈古及雷家深井钻井提速提效。
1、项目来源及评价情况
《兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术研究》项目来源于长城钻探工程有限公司科研项目《辽河油区钻井提速提效关键技术研究与应用》。
二、复杂难易程度
通过调研分析兴古、马古及陈古深井钻井施工经验，总结出的共性技术难点主要体现为：
（1）钻井提速问题突出。深井潜山地层研磨性强，可钻性差，机械钻速相对较低;钻头选型存在瓶颈，PDC 钻头使用寿命短，大范围推广使用未取得突破;新型提速提效配套工具的研制和引进推广还未深入。
（2）井身轨迹控制困难。在推进全井段使用PDC钻头的同时，受PDC钻头特性、五段制设计增多、井身轨迹复杂等条件影响，辽河油区水平井、大斜度井定向段摩阻扭矩大，托压严重，施工困难日趋显现。
（3）井下故障率高。由于地层岩性复杂、裂缝发育等因素，导致深井井漏、井塌划眼问题严重;潜山地层水平井钻井液润滑性差、摩阻大，处理剂降解快，钻井液黏切不易控制，井眼清洁能力低;复杂深井设计井身轨迹复杂、裸眼段长、不同地层压力体系并存，造成轨迹控制难度大、井壁稳定和井眼净化困难、摩阻扭矩问题突出等实际问题，也直接导致辽河油区施工井井下故障频发。
三、综合技术指标完成情况
2018年，兴古、马古及陈古区块共施工完成3口井，总进尺14072m。平均井深4691m，平均机械钻速11.09m/h，同比2017年提高70.9%;平均钻井周期66.9天，同比缩短43.6%;平均建井周期76.8天，同比缩短41.4%;平均事故复杂率1.14%，同比降低70.5%。
陈古8井、马古15井、兴古7-26-36井，三口井都创造了各自区块最快施工纪录，实现了较大技术突破。
四、新技术、新工艺推广应用情况
1、PDC钻头及高效螺杆优选技术。钻头性能综合防震设计提高钻头工作平稳性，增加水力平衡设置防止钻头泥包，使用高强度耐磨切削齿，提高钻头穿夹层能力。螺杆优选为深井、超深井等超硬地层设计的新型螺杆，转速可达400-1000rpm，降低循环压耗、提高排量及泵的效率，采用储油补偿密封传动轴总成，提升传动效率
2、井身结构优化设计。兴古7-26-36井、陈古8井通过井身结构优化，由原三开Φ444.5mm*Φ311mm*Φ215.9mm井眼尺寸优化为Φ346mm*Φ241.3mm*Φ152.4m井眼，降低了施工难度。
3、井眼轨迹控制技术 主要通过将造斜点下移、双靶点斜穿入靶降低降斜段曲率等手段优化轨迹，对下部降斜段施工困难的井段，应用旋转导向技术控制井眼轨迹，解决下部井段定向托压问题。
五、创新点、技术水平
1、PDC钻头及高效螺杆优选技术。马古15井通过使用定制的个性化PDC钻头和优选的高效螺杆后，解决了钻井提速难题。整个钻井周期内的钻井速度有了大幅提升，全井使用钻头17只，螺杆6只，平均机械钻速12.37m/h，同比提高了90.6%。
2、井身结构优化：传统的设计方法是自下而上，在此基础上提出了自上而下的设计方法。表层套管下深由原设计封馆陶组变为封到东营组上部砂砾岩地层。二开中完由见潜山面变为在保证技套鞋至潜山顶之间中生界地层无泥质含量情况下提前中完。降低施工风险。
兴古7-26-36井、陈古8井通过井身结构优化，由原444.5*311*215.9井眼优化为346*241*152井眼。
井眼轨迹控制技术：优化井眼轨迹设计（造斜点下移，双靶点斜穿降低降斜段曲率等）、计算钻柱受力分析、应用旋转导向技术、整体施工难度降低，提高了钻井速度
3、集成应用大数据系统分析评价钻井作业风险，制定有针对性的技术措施，有效预防井下故障。相对于传统方式人工借阅地质资料、查询钻井井史的做法，应用大数据系统，具有效率更高、数据多元化、由静态到动态的转变。通过系统调取该区块邻井钻录井资料，分析该井所处位置地层特征、构造特征、储层特征及断层发育情况等地质数据，已完钻井及在建井工程异常情况数据，制定更有针对性的技术措施。预防事故发生。
4、应用Wip工程地质一体化系统和GW AutoWarning工程预警系统，进行口井实时监测预警，运用实时数据与静态数据，建立以井眼为中心的钻井模型和地质模型，实现实时监控作业现场井下情况，对钻井施工中可能出现的异常状态预警，从而避免事故复杂情况发生。使后线的各级管理者、技术专家对生产作业过程的决策支持由“事后分析”提升到生产作业决策“事中控制”，最终达到“事前预测”
六、经济效益评估对比分析
2018年，兴古、马古及陈古区块共施工完成3口井，总进尺14072m。平均井深4691m，平均机械钻速11.09m/h，同比2017年提高70.9%;平均钻井周期66.9天，同比缩短43.6%;平均建井周期76.8天，同比缩短41.4%;平均事故复杂率1.14%，同比降低70.5%。
陈古8井、馬古15井、兴古7-26-36井，三口井都创造了各自区块最快施工纪录，实现了较大技术突破。
通过推广应用兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，累计结余预算钻井周期80天，暂估结余钻井成本768.7万元，其中马古15井预计考核利润726万元。钻井提速提效提高了深井单井创效能力，提高了钻井利润率。
七、结论及建议
研究形成的兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，对辽河油区实现各区块深井提高钻井速度、缩短钻井周期、减少井下故障率、降低作业成本、有着十分重要的意义。
特别是在当前浅层油气资源逐渐枯竭、国内外油气田不断向深层油气藏发展、在市场竞争日益激烈的大环境下，对于提高公司深井盈利水平和市场竞争力有着重要作用，效益显著，前景广阔。
深层研磨性地层钻井提速目前是钻井领域的前沿课题。长城钻探工程有限公司“兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术研究”项目，以“辽河油区钻井提速提效关键技术研究与应用”项目为依托，通过调研分析兴古、马古及陈古深井钻井施工经验，总结出共性技术难点。针对兴古、马古及陈古区块可钻性差地层提速、深层托压、提高钻井时效等技术难点开展研究，完成井身结构优化、井身轨迹控制、钻井参数优选，PDC钻头及高效螺杆优选，制定针对性技术措施，有效提升了井下故障预防和处理能力，形成兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，提高可钻性差地层机械钻速，缩短钻井周期，降低井下事故率，实现兴古、马古、陈古及雷家深井钻井提速提效。
1、项目来源及评价情况
《兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术研究》项目来源于长城钻探工程有限公司科研项目《辽河油区钻井提速提效关键技术研究与应用》。
二、复杂难易程度
通过调研分析兴古、马古及陈古深井钻井施工经验，总结出的共性技术难点主要体现为：
（1）钻井提速问题突出。深井潜山地层研磨性强，可钻性差，机械钻速相对较低;钻头选型存在瓶颈，PDC 钻头使用寿命短，大范围推广使用未取得突破;新型提速提效配套工具的研制和引进推广还未深入。
（2）井身轨迹控制困难。在推进全井段使用PDC钻头的同时，受PDC钻头特性、五段制设计增多、井身轨迹复杂等条件影响，辽河油区水平井、大斜度井定向段摩阻扭矩大，托压严重，施工困难日趋显现。
（3）井下故障率高。由于地层岩性复杂、裂缝发育等因素，导致深井井漏、井塌划眼问题严重;潜山地层水平井钻井液润滑性差、摩阻大，处理剂降解快，钻井液黏切不易控制，井眼清洁能力低;复杂深井设计井身轨迹复杂、裸眼段长、不同地层压力体系并存，造成轨迹控制难度大、井壁稳定和井眼净化困难、摩阻扭矩问题突出等实际问题，也直接导致辽河油区施工井井下故障频发。
三、综合技术指标完成情况
2018年，兴古、马古及陈古区块共施工完成3口井，总进尺14072m。平均井深4691m，平均机械钻速11.09m/h，同比2017年提高70.9%;平均钻井周期66.9天，同比缩短43.6%;平均建井周期76.8天，同比缩短41.4%;平均事故复杂率1.14%，同比降低70.5%。
陈古8井、马古15井、兴古7-26-36井，三口井都创造了各自区块最快施工纪录，实现了较大技术突破。
四、新技术、新工艺推广应用情况
1、PDC钻头及高效螺杆优选技术。钻头性能综合防震设计提高钻头工作平稳性，增加水力平衡设置防止钻头泥包，使用高强度耐磨切削齿，提高钻头穿夹层能力。螺杆优选为深井、超深井等超硬地层设计的新型螺杆，转速可达400-1000rpm，降低循环压耗、提高排量及泵的效率，采用储油补偿密封传动轴总成，提升传动效率
2、井身结构优化设计。兴古7-26-36井、陈古8井通过井身结构优化，由原三开Φ444.5mm*Φ311mm*Φ215.9mm井眼尺寸优化为Φ346mm*Φ241.3mm*Φ152.4m井眼，降低了施工难度。
3、井眼轨迹控制技术 主要通过将造斜点下移、双靶点斜穿入靶降低降斜段曲率等手段优化轨迹，对下部降斜段施工困难的井段，应用旋转导向技术控制井眼轨迹，解决下部井段定向托压问题。
五、创新点、技术水平
1、PDC钻头及高效螺杆优选技术。马古15井通过使用定制的个性化PDC钻头和优选的高效螺杆后，解决了钻井提速难题。整个钻井周期内的钻井速度有了大幅提升，全井使用钻头17只，螺杆6只，平均机械钻速12.37m/h，同比提高了90.6%。
2、井身结构优化：传统的设计方法是自下而上，在此基础上提出了自上而下的设计方法。表层套管下深由原设计封馆陶组变为封到东营组上部砂砾岩地层。二开中完由见潜山面变为在保证技套鞋至潜山顶之间中生界地层无泥质含量情况下提前中完。降低施工风险。
兴古7-26-36井、陈古8井通过井身结构优化，由原444.5*311*215.9井眼优化为346*241*152井眼。
井眼轨迹控制技术：优化井眼轨迹设计（造斜点下移，双靶点斜穿降低降斜段曲率等）、计算钻柱受力分析、应用旋转导向技术、整体施工难度降低，提高了钻井速度
3、集成应用大数据系统分析评价钻井作业风险，制定有针对性的技术措施，有效预防井下故障。相对于传统方式人工借阅地质资料、查询钻井井史的做法，应用大数据系统，具有效率更高、数据多元化、由静态到动态的转变。通过系统调取该区块邻井钻录井资料，分析该井所处位置地层特征、构造特征、储层特征及断层发育情况等地质数据，已完钻井及在建井工程异常情况数据，制定更有针对性的技术措施。预防事故发生。
4、应用Wip工程地质一体化系统和GW AutoWarning工程预警系统，进行口井实时监测预警，运用实时数据与静态数据，建立以井眼为中心的钻井模型和地质模型，实现实时监控作业现场井下情况，对钻井施工中可能出现的异常状态预警，从而避免事故复杂情况发生。使后线的各级管理者、技术专家对生产作业过程的决策支持由“事后分析”提升到生产作业决策“事中控制”，最终达到“事前预测”
六、经济效益评估对比分析
2018年，兴古、马古及陈古区块共施工完成3口井，总进尺14072m。平均井深4691m，平均机械钻速11.09m/h，同比2017年提高70.9%;平均钻井周期66.9天，同比缩短43.6%;平均建井周期76.8天，同比缩短41.4%;平均事故复杂率1.14%，同比降低70.5%。
陈古8井、馬古15井、兴古7-26-36井，三口井都创造了各自区块最快施工纪录，实现了较大技术突破。
通过推广应用兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，累计结余预算钻井周期80天，暂估结余钻井成本768.7万元，其中马古15井预计考核利润726万元。钻井提速提效提高了深井单井创效能力，提高了钻井利润率。
七、结论及建议
研究形成的兴古、马古及陈古深井钻井提速提效技术，对辽河油区实现各区块深井提高钻井速度、缩短钻井周期、减少井下故障率、降低作业成本、有着十分重要的意义。
特别是在当前浅层油气资源逐渐枯竭、国内外油气田不断向深层油气藏发展、在市场竞争日益激烈的大环境下，对于提高公司深井盈利水平和市场竞争力有着重要作用，效益显著，前景广阔。