美国是最早开发非常规油气资源的国家，期间经历了两次页岩革命：第一次是页岩气革命(2007—2010年)，第二次是页岩油革命。页岩油革命的燃爆点是2014年国际油价暴跌并持续低位运行，各大油气生产商为摆脱低油价带来的经营困境，掀起了一场旨在“大幅度提高单井产量、努力降低建井成本”页岩油气开发革命，页岩革命使得美国非常规油气产量占到总油气产量的60%~70%，其中石油日产量于2018年底达到1200×10⁴bbl，首次超过沙特阿拉伯和俄罗斯，成为全球第一大产油国，改变了国际能源结构和地缘政治，影响了国际油价。中国非常规油气资源已经进入规模开发阶段，但是在开发理念、钻井周期、建井成本和单井产量方面与北美还有较大差距，影响了非常规油气资源的勘探开发进程，迫切需要加快借鉴和引进北美先进的钻完井理念、方法和技术，通过钻完井效率的提高解决钻机供需矛盾，加快非常规油气资源规模上产。

美国非常规油气资源的开发主要集中在4个区带7个大型油气盆地：一是以位于西部落基山脉山间及山前构造带的致密油气田群，主要包括DJ-Niobrara、Uinita、Great River盆地; 二是位于美加边界的威利斯顿(Williston Bakken)页岩油; 三是位于东部阿帕拉契盆地的Marcellus页岩气; 四是位于南部的页岩油气集中生产区，主要包括：二叠盆地(Permian)页岩油、Barnett页岩气、Haynesville页岩气以及Eagle Ford^[1]。

2018年，美国约有1000部钻机进行钻完井作业，主要集中在以二叠盆地(Permian Basin)、Eagle Ford、Haynesville和Marcellus为代表的非常规油气资源中。而被称为西部宝藏的二叠盆地则动用了478部钻机，占美国总钻机数量的46%，大批油气生产商竞相到二叠盆地进行非常规油气资源的开发。图 1所示为美国钻机分布情况。

图 1

图 1 美国钻机分布图[2] Fig. 1 Distribution of drilling rigs in the United States [2]

从2007年第一次页岩革命以来，美国页岩气产量高速增长。截至2019年8月，美国天然气平均日产量为31×10⁸m³，折年产气量为11000×10⁸m³，其中页岩气平均日产量达19.3×10⁸m³，折年产量约7000×10⁸m³，占天然气总年产量的62%。说明美国的天然气能源结构已经完成由常规天然气开发向非常规资源开发的转变(图 2)。

图 2

图 2 美国页岩气产量与天然气总产量对比图[3-4] Fig. 2 Comparison of production between shale gas and total natural gas in the United States [3-4]

自2011年开始，美国致密油产量快速增长，2014年爆发页岩油革命。2011年美国平均原油日产量为70×10⁴t，其中致密油日产量为14×10⁴t，仅占总原油日产量的20%。截至2019年8月份，美国原油日产量达174×10⁴t，折算原油年产量为6.34×10⁸t，而致密油日产量达106×10⁴t，折算年产量为3.87×10⁸t，致密油产量的比重已达61%。说明美国的原油能源结构也已经完成从常规原油开发到非常规资源开发的转变(图 3)。

图 3

图 3 美国致密油产量与原油总产量对比图[5-6] Fig. 3 Comparison of production between tight oil and total crude oil in the United States [5-6]

如图 4所示，2008年以前，美国钻机总数量接近2000部，且主要以钻天然气井为主，受美国本土天然气价格和2008年国际原油价格暴跌影响，2009年总钻机数由原来的2000部骤降为900部，2011年后随着致密油的规模开发和国际油价的回升，钻机总数也恢复到经济危机之前的水平，钻机的增长主要应用于原油的开发，油井所用钻机的比例由原来的20%增加到80%。2014年油价再次暴跌而且持续低位运行，钻机数量也骤降至1000部左右延续至今。

图 4

图 4 美国钻机数变化趋势图[7-10] Fig. 4 Trend of rig numbers in the United States [7-10]

2008年，受经济危机影响，国际油价暴跌，美国原油日产量降到最低50×10⁴t。随后原油价格回升，石油工业进入黄金发展期，美国原油日产量于2014年达到120×10⁴t。虽然2014年原油价格再次暴跌，但是得益于第二次页岩革命，单井产量大幅提升，建井成本大幅降低，桶油成本的控制使得美国页岩油资源得以大规模高效开发，原油产量在油价持续低迷的形势下逐步攀升。截至2019年8月，美国原油日产量峰值已达170×10⁴t(图 5)。

图 5

图 5 美国原油产量与油价历史[5, 8-9] Fig. 5 Crude oil production and oil price history in the United States [5, 8-9]

从2015年开始，美国每年压裂井数为10000~17000口，按照每年1000部钻机计算，平均一部钻机每年可完成钻完井作业井10~17口，如此高的钻完井作业效率，大大提升了钻机的运行效率，有效降低了非常规水平井的建井成本，才使得北美非常规油气资源在油价持续低位运行情况下能够实现效益开发(图 6)。

图 6

图 6 美国历年压裂井数[11] Fig. 6 Well numbers of fracturing in the United States over the years [11]

2013—2015年，二叠盆地水平段长度不断增加，钻井周期却不断缩短。以Wolfcamp为例，平均完钻井深为5580m、水平段长度为2400m的井，钻井周期从2013年的45天降至2015年的25天，效率提高了近1倍。

钻井效率的提高使得单井钻完井成本大幅下降，从2014年底到2015年底，单井钻完井成本从750万美元降至590万美元，节约成本21%。

以总部位于美国得克萨斯州Midland的一家独立的石油天然气公司Diamondback Energy于2018年在二叠盆地施工的一口井为例(图 7)，该井完钻井深为6923m，垂深为2835m，水平段长度为3856m，钻完井周期仅20天。现场采用美国第五代钻机HP552进行钻井作业，自动化程度很高。现场作业人员只有13人，其中包括油公司代表 3人、钻井承包商5人以及其他服务商5人。接近7000m井深、4000m水平段的井没有使用旋转导向工具，而是采用了传统的螺杆和MWD的组合。

图 7

图 7 美国二叠盆地钻井实例 Fig. 7 Case of well drilling in Permian Basin in the United States

目前，二叠盆地的水平井，一般水平段长度为2500~4000m，钻井周期为15~20天，正是由于如此高的钻进效率，才能保证北美非常规油气桶油成本持续下降，2017年底，二叠盆地页岩油桶油成本已下降至35美元左右(图 8)。

图 8

图 8 美国二叠盆地桶油成本变化 Fig. 8 Changes of oil cost per barrel in Permian Basin in the United States

2019年第二季度，二叠盆地规模最大作业者PIONEER公司桶油成本30美元，其他油公司也都控制在40美元以内。而第二季度MTI原油价格为59.88美元/bbl，各石油公司在二叠盆地非常规油气资源的开发中获得了巨大的经济效益(图 9)。

图 9

图 9 美国2019年第二季度各作业者桶油成本(二叠盆地) Fig. 9 Oil cost per barrel of different operators in the second quarter of 2019 in Permian Basin in the United States

经过两次页岩革命，美国油气资源开发已完成从常规向非常规的转变。在充分的市场竞争机制驱动下，各石油公司通过装备工具性能的提升、大平台工厂化作业以及大数据、智能化和远程控制等手段，充分发挥系统优化钻井的优势，大幅缩短了建井周期和成本，将桶油成本控制在远低于国际原油价格的水平，从而实现了非常规油气资源在国际油价持续低位运行情况下的大规模效益开发，使得美国的原油产量大幅提升，于2018年超过沙特阿拉伯和俄罗斯，成为世界第一大产油国，进而影响了国际油价，改变了地缘政治格局。

系统优化钻井理念和方法在北美被广泛应用于大位移井，基于核心算法和大数据结合的优化软件是钻井优化的基础，通过对人员、装备、工具、钻井液、钻具组合、钻井工艺到下套管及固井的钻井全过程进行系统优化，消除影响钻井效率的短板，大幅度提高钻井效率。当前国内已逐渐从常规油气开发转入非常规油气资源开发阶段，水平井钻井作业将大幅度增加。国内提高水平井钻井效率的方法主要还是依托单项技术、单项工具或者装备能力的提升，这些无疑都是很重要的，但要想达到北美如此高的钻井效率，在持续提升钻机装备能力、井下工具性能的基础上，必须引进国际上先进的系统优化钻井理念和方法，依靠大数据、人工智能建立远程支持及决策体系，真正实现数字化、科学化、智能化钻井。

钻井系统优化方法首先要基于一套系统的、模型和算法准确的、计算快捷的系统优化软件(如K & M公司的ERA优化软件)，同时有一个经验丰富、能够系统掌握优化软件的优化工程师团队。其工作流程如下：第一步首先是从地质力学建模入手，建立基于单井的一维地质力学模型和基于区块的三维地质力学模型，计算单井及区块的钻井液密度窗口和不同作业条件下的当量循环密度(ECD)，从而确定合理的钻井液密度; 第二步是对于优化目标区已钻井(包括探井、评价井及开发试验井)进行系统分析，找出影响钻井效率的因素(方法、参数、设备、工具、钻井液、钻具组合等); 第三步是完成区块及单井新井的优化方案，在对邻井系统分析的基础上，对工艺、参数和方法进行优化，对钻机装备配套能力(提升能力、机泵系统、顶驱系统、钻井液固控系统)提出要求，基于大数据分析和管柱力学、水力学计算优化井底钻具组合(测量工具、钻头、动力钻具等)，优化钻井参数并绘制各种路线图(ECD路线图、扭矩路线图、悬重路线图以及泵压路线图等); 第四步是专业化培训，让作业者和钻井承包商现场工程和操作人员了解系统优化方法和理念、熟悉优化过程，为下一步现场实施打下认知基础; 第五步是派出优化工程师，现场指导承包商钻井队伍把优化方案措施执行到位，同时收集并反馈现场实施过程中存在的问题，实时进行再优化。优化过程包括4个方面：区块优化、单井优化、趟钻优化、钻进过程的实时优化。

系统优化钻井理念和方法基于系统优化专家全球的经验，利用建立在大数据基础上的可以提供准确计算模型的工程软件，以科学的计算为依据，为不同工况提供易于解读的模型图表，并以此为基础制定量化的可执行作业程序，指导现场施工作业，在安全的基础上达到最优的效果。以下就系统优化理念和方法主要的5方面内容作详细阐述。

通过对区块地质构造的研究，利用ERA软件对已完钻井测井、录井、井史等资料进行处理并建立精确的地质力学模型，根据坍塌压力、孔隙压力、最小水平主应力、最大水平主应力、上覆岩层压力以及破裂压力为钻井液密度和ECD确定合理的窗口，降低施工过程中井漏、井壁失稳甚至溢流的风险。与传统经验判断不同，地质力学模型的建立对坍塌压力进行了细分，绿色、橙色和红色分别代表低坍塌风险区、中等坍塌风险区和高坍塌风险区，作业过程中应尽量避开低坍塌风险区，当窗口很小时也应尽量避开中等坍塌风险区，红色高坍塌风险区为不可控区域，钻井液密度的选择和ECD的控制要避免进入高坍塌风险区。

钻井作业过程中希望提高起下钻和下套管的速度以提高整体作业效率，但是起下钻和下套管速度越大，井漏、失稳甚至溢流的风险越高，精确地质力学模型的建立与井下ECD科学的计算保障了在井下安全的情况下将起下钻和下套管速度最大化，并提供量化的、可执行作业程序，指导现场作业。诸如“控制下钻速度，不宜过快，以防发生井漏”等传统作业指令可操作性差，施工人员只能凭借经验决定实际下钻速度，而有了精确的地质力学模型和ECD科学的计算就可以确定最大的安全下钻速度，从而给出诸如“以25m/min速度下放”等量化的可执行作业程序。

在大位移井、水平井施工作业过程中，如何有效地保障井眼清洁、为钻井作业提供良好的作业环境是降低井下风险、提高作业效率的基础。传统水平井作业中，往往通过提高排量、定期短起下、通井以及打稠塞等工艺清洁井眼，但是对井眼清洁的判断缺乏科学的方法。虽然实践过程中常常遇到起下钻遇阻甚至卡钻、落井等事故，或者下套管困难只能采取冲压方式甚至套管下不到位等情况，通常情况下会归结于井眼轨迹问题，而实际情况则是由于井眼清洁不足导致的。

科学的井眼清洁方法考虑了岩屑在不同井斜情况运移机理的不同，K & M公司ERA软件建立了相应的岩屑运移模型，创建了科学的大位移井井眼清洁方法，并在此基础上实践了“三要素+时间”的清洁工艺，完钻后一次性倒划眼处理井筒，摒弃了短起下、通井和打稠塞等传统做法，在提高效率的同时达到了清洁井筒的目的。通过绘制摩阻扭矩施工路线图的量化方法，对井眼清洁效果进行实时监测。

三要素是指排量、钻柱转速和钻井液六转读数，虽然传统作业中也重视排量和钻井液流变性对井眼清洁的影响，但是往往忽略了钻柱转速的重要性。时间是指起钻前井底循环时间，通过ERA软件的科学计算可以提供特定排量、顶驱转速和钻井液六转读数情况下最佳的井底循环时间。起钻前的循环以及完钻后一次性倒划眼清洁均对三要素有科学的要求。

在大位移和水平段，岩屑和钻具受重力作用会位于井筒底部。高流速区位于井眼上部，排量越大区域覆盖面积越大，对携岩越有利。但是如果顶驱转速达不到基本要求，那么沉积在井筒底部的岩屑就无法进入上部红色高流速区(传送带)，在这种情况下即使排量再大，岩屑也无法得到有效清除。转速的确定需要根据P-HAR值[P-HAR=(井眼尺寸/钻杆尺寸)²]来进行判断：

P-HAR > 6.50时，要求顶驱转速不低于120r/min，最佳顶驱转速为180r/min;

3.25 < P-HAR < 6.50时，要求顶驱转速不低于120r/min;

P-HAR < 3.25时，要求顶驱转速不低于80r/min，最佳顶驱转速为120r/min。

在川渝页岩气和玛湖砾岩油田先导性试验过程中，由于严格执行了科学的井眼清洁措施，虽然没有进行短起下、通井、打稠塞作业，但是所有井起下钻、下套管都非常顺利，在提高时效的同时也降低了作业风险。同区块两口井造斜段和水平段平均短起下27.5次、通井5.5次，下套管平均用时9.75天。而先导性试验井未做短起下和通井作业，但是下套管平均仅用时1.7天。以其中一口井为例，完钻井深5040m，水平段长度1788m，由于钻遇浊沸石，轨迹调整频繁，水平段共进行轨迹调整50次，井眼轨迹极不平滑。但是得益于科学的井眼清洁措施，在未做短起下和通井作业的情况下依然仅用28.5h下套管到位。

钻井施工中需要实时了解井下状态以规避风险并为下一步措施提供依据。例如传统作业中需要根据悬重和扭矩的变化来判断井下是否安全，但是悬重和扭矩通常随着井深的增加而增加，根据数据本身无法判断井筒状态，只有通过与科学计算得出的施工路线图进行比对才能准确判断井筒状态。

以玛湖砾岩油田某口先导性试验井为例，钻进至水平段3850m时的悬重和扭矩分别为114tf和9kN·m，4450m时悬重和扭矩增加到150tf和13kN·m，仅凭数值无法判断井下是否处于正常的工作状态。但是比照施工路线图可以得知摩阻系数均增加了0.05，实时监测数值已经偏离了原有路线图。通过分析后逐步添加了润滑剂，钻进至4750m左右井下恢复正常，如图 10所示。

图 10

图 10 施工路线图 Fig. 10 Construction road map

施工路线图的制订不仅有助于判断井下状态，还有助于提供量化的操作程序。传统现场施工作业往往根据钻头的承受能力决定最大钻压，而科学的计算则考虑到钻柱的屈曲; 传统作业过提余量的确定往往根据个人的权限，而科学的计算则考虑钻柱的强度。以科学计算为基础的施工路线图减少了人为失误发生的概率，降低了井下风险。

井下震动、黏滑、涡动等非正常作业状态不仅会影响钻头的寿命、增加起下钻次数进而影响作业效率，同时也会降低机械钻速。而机械比能MSE的实时监测则有助于判断破岩效率，MSE越接近岩石的单轴抗压强度则说明破岩效率越高，反之则说明钻井作业所做的功被其他非正常状态消耗掉了。

当MSE与单轴抗压强度发生偏离，则需要结合钻速敏感性试验(Drill-Off Test)，调整钻井参数缓解井下震动、黏滑、涡动等非正常作业状态，使得所做的功用于破岩上，达到提高机械钻速、保护钻头的目的。

一套新的理念和方法的引入，往往会造成与传统认知的冲突，只有通过试验才能改变人们的认知误区。例如在玛湖砾岩油田，以往水平井钻井时将顶驱转速和扭矩限定在70r/min和14kN·m以内，而泵压则限制在

20MPa以内。在先导性试验中，根据参数优化的要求将顶驱转速提高到150r/min、扭矩提高到20kN·m、最大泵压达到25.7MPa，刚开始现场人员并不认同，但在实际作业过程中并未因调整参数而导致顶驱及机泵系统故障，因此消除了试验之前许多人对设备能力的担忧。

先导性试验中首次在玛湖砾岩油田水平段使用了“旋转导向+低速大扭矩螺杆”组合，钻头转速提高到120~150r/min，机械钻速从单纯使用旋导时的7m/h提高到13.7m/h，提速接近1倍(图 11)。尽管转速比以前提高了，但是单只钻头的寿命却并没有受到影响，单只钻头进尺反而从原来的200m提高到平均534m，效果明显。这是因为优化不是简单的强化，基于科学方法而优化的参数虽然在强度上有所提升，但是优化之后有利于消除工具、钻头的非正常工作状态(井下震动、黏滑、涡动)，而非正常工作状态对钻头造成的损伤要远大于正常研磨。

图 11

图 11 先导性试验单只钻头进尺与机械钻速 Fig. 11 Footage and ROP of a single bit in pilot test

中国石油天然气集团有限公司“十三五”科技发展规划明确“低、非、海、深”是未来油气资源发展的重要领域，非常规油气勘探开发在“十三五”期间得到快速发展。主要包括四川盆地的川渝页岩气藏，准噶尔盆地的玛湖砾岩油田和吉木萨尔页岩油藏，渤海湾盆地的官东页岩油藏，鄂尔多斯盆地的致密油藏、致密气藏，以及松辽盆地的致密油藏^{[1, 12-20]}。

Haynesville页岩气藏是北美最典型的高温高压深层页岩气藏，其地质情况和井身结构与四川盆地页岩气藏水平井非常相似(图 12)。与川渝页岩气藏平均1500~2000m水平段相比，Haynesville页岩气藏水平井平均水平段长度在2000~3000m(比川渝页岩气藏多出1000m)。但是Haynesville页岩气藏水平段钻井周期却只需要10~15天，比川渝页岩气藏水平段钻井周期22天要节约7~12天时间。折算为日进尺来看，Haynesville平均日进尺190m，比长宁页岩气藏平均90m日进尺要高出2倍还要多，川渝页岩气藏水平井钻井效率仍有较大的提升空间。

图 12

图 12 川渝页岩气藏与Haynesville页岩气藏水平井井身结构对比 Fig. 12 Comparison of horizontal well bore configuration between shale gas wells in Sichuan-Chongqing area and Haynesville shale gas reservoir

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏与Bakken页岩油藏水平井井身结构相似(图 13)。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏二开井平均完钻井深4300m、平均水平段长度1500m，平均钻井周期74天; 三开井平均完钻井深4680m、平均水平段长度1300m，平均钻井周期123天。而Bakken页岩油藏平均完钻井深为6200m、平均水平段长度为3000m，但是平均钻井周期仅用25天，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油藏水平井钻井效率与Bakken页岩油藏存在较大差距。

图 13

图 13 准噶尔盆地页岩油藏与Bakken页岩油藏水平井井身结构对比 Fig. 13 Comparison of horizontal well bore configuration between shale oil wells in Junggar basin and Bakken shale oil reservoir

美国从2007年第一次页岩革命以来，经过十多年的探索已经形成了一套完整的非常规油气水平井钻井系统优化理念和方法，而国内非常规油气水平井钻井效率与美国还存在较大差距。因此，在国内非常规油气资源进入规模开发的大背景下，如何将美国系统优化钻井理念和方法引进到国内，并与国内地质条件相结合，以提高国内非常规油气水平井钻完井效率，达到缩短建井周期、降低作业成本的目的，就成为亟待解决的问题。

2018年初，海峡能源股份有限公司通过与美国石油行业知名的钻井优化工程咨询公司(K & M)合作，引进北美先进的系统优化钻井理念和方法，分别在川渝地区长宁页岩气藏和新疆玛湖砾岩油田水平井开展了系统优化钻井提速先导性试验。在两个地质条件差异非常大的区域与不同钻井承包商配合，均取得了缩短钻井周期50%以上的提速效果，验证了系统优化钻井理念和方法在国内非常规油气水平井钻井提速提效中的可行性、可复制性和可推广性。

系统优化钻井理念和方法的核心在于其“系统性设计”，所关注的是钻井作业的全生命周期，而不是仅仅引入一个单项技术或工具。K & M提出了系统优化的黄金三角法则，从工程设计优化到相关人员的培训，再到现场作业的支持，每个环节都缺一不可。在提速先导性试验中，基于黄金三角法则提出了方案制订、专业培训和现场实施3个运行阶段(图 14)。

图 14

图 14 系统优化黄金三角法则 Fig. 14 Golden triangle rule of systematic optimization

在方案制订阶段，首先通过现场的考察以及对管理、设计、施工人员的访谈，了解现有装备、工具、材料的基本情况和水平，了解从设计到现场施工的管理程序和理念，了解先导性试验井的设计思路、难点以及存在的问题，了解现场施工人员对方案设计的执行情况，作为先导性试验井优化的基础。其次，在先导性试验井所在的区域内选择具有代表性的几口邻井进行评估和分析，找出制约钻井效率的因素并提出相应的优化措施，为先导性试验井优化提供方向。最后在现场考察与访谈和邻井分析的基础上，对先导性试验井制订优化的方案以指导现场的施工作业。

管理、设计以及施工人员对于新理念和方法的接受是先导性试验成功的关键，通过专家对相关人员进行专业的系统优化钻井理念和方法的培训，并在培训中对先导性试验井的优化方案进行详细的阐述和讲解，提高施工队伍的认识和技术水平，以获得所有相关人员对新理念和优化方案的认可，保障优化方案在现场施工作业中的执行度。

在现场实施的过程中，系统优化专家进行实时的跟踪和指导。针对钻井作业过程中的接立柱、起下钻、钻进、划眼、下套管、固井等不同工况，利用ERA工程软件对地质力学、管柱力学以及水力学进行科学的计算，形成易于解读的图表，并以此为基础制定量化的可执行作业程序，指导现场施工作业，在安全的基础上达到最优的效果。

2018年7月，在中国石油西南油气田公司组织下，海峡能源股份有限公司与中国石油集团渤海钻探工程有限公司和中国石油集团川庆钻探工程有限公司合作，在长宁页岩气藏宁201井区开展了3口井的提速先导性试验，探索系统优化钻井理念和方法在长宁地区提速的可行性并取得预期效果。

长宁页岩气藏提速先导性试验先后在长宁H21-9井、长宁H21-8井、长宁H21-4井81/2in井段实施，先导性试验井平均机械钻速10m/h，比区块平均机械钻速6.74m/h提高了48%(图 15a)。钻井周期从原来的区块平均41.02天缩短至16~21天，提速54%(图 15b)。

图 15

图 15 长宁页岩气藏先导性试验提速效果 Fig. 15 Effect of drilling speed increase in pilot test of Changning shale gas block

2018年10月，在中国石油新疆油田公司组织下，海峡能源股份有限公司与中国石油集团西部钻探工程有限公司合作，在玛湖砾岩油田玛131示范区一号平台开展了3口井的提速先导性试验，探索系统优化钻井理念和方法在玛湖地区提速的可行性并取得预期效果。

玛湖砾岩油田提速先导性试验先后在MaHW1247井、MaHW1242井、MaHW1246井61/2in井段实施，先导性试验井水平段采用“旋转导向+低速大扭矩螺杆”组合，平均机械钻速14m/h，比邻井平均机械钻速7.4m/h提高了1倍。钻井周期从原来的区块平均64.53天缩短至23~41天，提速53%(图 16)。

图 16

图 16 玛湖砾岩油田先导性试验提速效果 Fig. 16 Effect of drilling speed increase in pilot test of conglomerate oilfield in Mahu sag

在两个不同的盆地、地质条件也完全不同，但提速效果确完全惊人地相似(长宁页岩气藏提速54%、玛湖砾岩油田提速53%)，进一步说明这套优化理念和方法具有科学性、广普性和可复制性。

玛湖砾岩油田作为10亿吨级大油田，是中国石油“十三五”及“十四五”期间原油上产的最重要领域，为了将前期先导性试验成果进行区块推广，新疆油田建立了包括玛131、玛2和凤南4在内的系统优化提速试验区。

为了把系统优化理念和方法在玛湖提速试验区推广，达到提高整个区块钻井效率的目的，海峡能源股份有限公司与中国石油新疆油田分公司合作，于2019年4月在位于克拉玛依市乌尔禾区的风城作业区建立了中国陆上第一个钻井优化远程支持中心(DOC)，为推广区(玛131、风南4、玛2)43口井提供技术支持，达到提高区块钻井效率的目的。

钻井优化远程支持中心按照“DOC+DOE”的模式运行，其中DOC指钻井优化远程支持中心，DOE指现场钻井优化工程师(图 17)。DOE驻于现场，负责检查录井数据的连续性和准确性，并将非实时数据搜集整理后发送给DOC中心。推广区各井队录井数据实时传送给数据公司，由数据公司实时统一整理并发送给DOC中心的EPDOS DM-I钻井工程实时优化平台，ERA钻井工程优化软件读取EPDOS平台数据后由中外专家团队对不同钻井作业工况下的各种工程模型进行计算，形成易于解读的工程图版，并以此为基础对单井、单趟钻和单项作业进行优化，形成作业指令发送到现场DOE。再由DOE负责将作业指令传达给现场施工队伍，形成实时优化的闭路循环。目前“DOC+DOE”模式可同时为中国石油重点上产区块新疆玛湖砾岩油田提供18口井的实时钻井优化支持。

图 17

图 17 钻井优化远程支持中心(DOC)运行模式 Fig. 17 Operation mode of Drilling Optimization Center

钻井优化远程支持中心(DOC)的建立，并按照“DOC+DOE”模式的运行，不仅实现了系统优化钻井提速方法的全面推广，还大幅降低了单井技术支持的成本。同时，由于推广区所有井的信息、数据均集中在DOC中心，也加快了区块技术、经验的分享。

自钻井优化远程支持中心(DOC)成立以来，计划对推广区43口井“造斜段+水平段”提供技术支持，其中玛131井区10口井、玛2井区21口井、风南4井区12口井。迄今，已完成32口井的作业支持，其余11口井正在施工作业中。

与同区块上一钻井年度相比，DOC中心提供技术支持并已完成的井提速效果如下(图 18)：

图 18

图 18 推广区提速效果 Fig. 18 Effect of drilling speed increase in popularization area

(1) 玛131区块，平均水平段长度为1829m，比上一钻井年度1617m增加13%，钻井周期为56.02天，单井节约10天，周期缩短15%。

(2) 风南4区块，平均水平段长度为1504m，比上一钻井年度1305m增加15%，钻井周期为33.82天，单井节约25天，周期缩短43%。

(3) 玛2区块，平均水平段长度为1413m，与上一钻井年度1408m基本持平，钻井周期为51.21天，单井节约31天，周期缩短38%。

系统优化将设备、工具、工艺、参数、钻井液、人员六大因素综合考虑，以玛131提速先导性试验为基准进行对比，通过系统优化雷达图找出短板并加以弥补，达到阶梯式提速的目的(图 19)。2019年4月DOC中心开始运行以来，钻井周期逐渐缩短，效率不断提高，系统优化的效果逐步体现。

图 19

图 19 推广区系统优化雷达图 Fig. 19 Radar chart of systematic optimization in popularization area

从5—6月至7—8月，得益于相关人员对系统优化理念的逐步认可，设备、工具的能力得以释放(顶驱扭矩限定放宽、振动筛目数增加、钻头水马力提升、转速限制放宽等)，系统优化后的工艺和参数得以应用(井眼清洁工艺、钻井参数强化)，钻井周期从44.58天缩短至38.94天(图 20)。

图 20

图 20 玛湖推广区钻井周期变化 Fig. 20 Change of drilling cycle in popularization area of Mahu sag

从7—8月至9—10月，尽管设备和工具的能力没有进一步得到释放，但是钻井液性能、工艺、参数的优化(抑制性的提升、取消短起下、双扶钻具组合钻进水平段降低了滑动比例)进一步将钻井周期缩短至34.52天。

迄今，进一步提速的限制重点在于设备能力的不足、井下工具过度保护，从而导致优化的工艺和参数受到制约。设备方面，由于推广区超过一半的钻机为机械钻机，机泵动力不能分离导致排量和起下钻速度难以控制，井下ECD抽汲激动风险高，井眼清洁措施实施效果受到影响。工具方面：一是由于大量使用修复钻头造成其寿命短，大大降低了单趟钻进尺，从而使得起下钻次数多、行程钻速提升困难; 二是出于对LWD工具的保护对钻井参数和井眼清洁参数进行了限制，机械钻速的进一步提升和井眼清洁的效果都大打折扣。钻井工艺方面主要是双扶稳定性钻具组合没有被完全接受，仍然采用传统的无扶螺杆钻具组合，影响了稳斜效果，限制了滑动比例的控制、钻压的提升，结果阻碍了机械钻速的进一步提高。上述设备、工具和工艺方面的短板也导致了参数方面的限制。

先导性试验和区块推广的成功，验证了系统优化钻井理念和方法在国内非常规油气水平井钻井提速提效中的可行性、复制性和推广性，钻井优化远程支持中心(DOC)的建立和运行大大降低了单井的技术支持成本。区块推广过程中通过对各单项制约因素的不断完善，成功地将钻井周期阶段性缩短，但是系统分析认为短板依然存在，区块仍然存在提速空间。

在中国石油勘探与生产分公司的大力推动下，在中国石油新疆油田公司和中国石油西南油气田公司的大力支持下，海峡能源股份有限公司引进国际上先进的系统优化钻井提速理念和方法，与西部钻探、川庆钻探和渤海钻探紧密配合，2018年率先在川渝地区长宁页岩气藏和新疆玛湖砾岩油田开展先导性试验，取得了钻井周期缩短50%的显著效果，证明了这套方法的科学性和可推广性。2019年，为了将这套方法推广至整个玛湖油田，在玛湖油田设立了一个区块系统优化提速的推广区，经过全年43口井的推广试验，也取得了缩短钻井周期23%的提速效果。

通过系统提速雷达图分析可知，系统优化钻井提速是一个系统工程，人们的认知水平、装备和工具的性能、工艺方法、钻井液性能等都会影响最终的提速效果。提速雷达图有6个大的因素，而6个大的因素又有若干个子因素构成，如果每一个子因素都与最佳情况有差距，最后若干子因素相乘，那么最终的钻井周期与最佳钻井周期就相差甚远。

对推广试验区的每一口井都做一个提速雷达图，就可以清楚地分析出影响一口井钻井周期的短板，只有通过不断优化、不断找出制约钻井效率的短板又不断补齐短板，才能不断提高钻井效率、持续缩短钻井周期，因此系统优化是一个持续改进、持续优化、持续提高的过程。