渤海淺部復雜地層大位移井鉆井工藝研究與實踐

范白濤 趙少偉 李 凡 張春妍

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司； 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術公司）

在渤海地區(qū)，水深及油藏分布特點在一定程度上制約了大位移井鉆完井技術的應用。根據油田開發(fā)的需要，2010年首次在渤海BZ34-1、LD32-2等油田淺部地層（明化鎮(zhèn)組及以上地層）實施了5口大位移井鉆井作業(yè)，并取得了成功。本文主要對渤海地區(qū)淺部地層首批大位移井成功實踐進行總結，以期為同類大位移井的實施提供借鑒。

1 實施大位移井的難點

渤海海域淺部地層地質條件復雜，本次實施大位移井的BZ34-1及LD32-2油田最為典型。BZ34-1油田泥巖多砂巖少，地應力結構異常，據鉆井資料，多口井在鉆井過程中出現過起下鉆難、井塌等復雜情況，部分井由于起下鉆困難導致惡性卡鉆事故，造成井眼報廢。LD32-2油田巖石膠結程度差，地層疏松，井眼軌跡控制及井壁穩(wěn)定難度大，鉆井作業(yè)過程中有起泥球現象，井眼清潔難度大。由于上述情況，實施大位移井主要存在以下技術難點：

（1）鉆具受到的摩阻、扭矩大，會導致鉆具磨損程度高，從而增大鉆井、測井、下套管作業(yè)風險；

（2）泥巖粘附性強，易吸水膨脹，井眼清潔難度大；

（3）長裸眼段井壁穩(wěn)定性差，起下鉆困難；

（4）斷層及砂巖多，易導致井漏；

（5）井深及井型難度大，挑戰(zhàn)作業(yè)設備及工具能力。

表1為渤海淺部地層已鉆5口大位移井的基本數據，從表中可以看出，5口井井深均超過3 000m，但垂深較淺，水垂比都大于2，穩(wěn)斜角均超過70°，穩(wěn)斜段長度都在2 000m左右。

表1 渤海淺部地層已鉆5口大位移井實鉆數據

2 大位移井鉆井工藝研究與實踐

2.1 井身結構設計

渤海地區(qū)淺部地層巖石膠結程度差，泥巖粘附性強，這會造成大位移鉆井實施中長裸眼段井壁穩(wěn)定性差、起下鉆困難。針對上述問題，本文大位移井井身結構設計分段考慮，將造斜段與下部穩(wěn)斜進行分隔，各個井眼段分別具有不同的功效，從而分解作業(yè)風險，降低下部井段的作業(yè)風險。設計原則如下：①將表層套管下至第一造斜結束點，即在φ444.500mm井眼段進行造斜，在φ311.150mm井眼段進行穩(wěn)斜鉆進，儲層段用φ215.900mm井眼完鉆。②對于井深超過4 000m的水平井采用四層井身結構，φ215.900mm井眼著陸，下入φ177.800mm尾管，水平段采用φ152.400mm井眼完鉆（表2）。

表2 渤海淺部地層已鉆大位移井井身結構數據

2.2 鉆具組合設計

渤海淺部地層泥巖粘附性強，易吸水膨脹，加之大位移井井斜大，裸眼段長，因此容易在下井壁形成巖屑床，井眼清潔難度很大。針對上述難點，本次大位移鉆井二開及三開井段全程選擇使用旋轉導向＋隨鉆測井鉆具組合，該鉆具組合有以下兩方面的優(yōu)點：

（1）在井眼清潔方面，旋轉導向鉆具無需滑動且鉆柱轉速高，能及時破壞巖屑床，提高井眼凈化效果，同時旋轉導向工具ECD實時監(jiān)測功能能直接反映井眼的清潔程度，如果實時監(jiān)測ECD值異常，可立即采取循環(huán)或倒劃眼短起下鉆等措施攜砂，清潔井眼，降低鉆井液中的有害固相，防止巖屑床的堆積。

（2）在井眼軌跡控制方面，旋轉導向鉆具能形成相對平滑的井眼，并具備近鉆頭井斜和方位測量功能，井眼軌跡控制精度更高，位移延伸能力更強；而利用隨鉆測井數據，可不斷修正地質導向模型，適時調整井眼軌跡，使實鉆井眼軌跡準確鉆遇目的層，并始終處于油層的最佳位置。本次大位移井取得了在垂厚1m范圍內控制井眼軌跡定向鉆進的成效，投產后，單井日產均超過了設計配產。

2.3 摩阻扭矩隨鉆校正

大位移井鉆井過程中的摩阻扭矩預測和控制是成功實施大位移井的關鍵和難點所在。準確的摩阻扭矩預測，可以為大位移井鉆井作業(yè)提供依據。利用軟件預測摩阻-隨鉆校正摩阻系數方法，能夠較準確地預測鉆具在井下不同深度的摩阻，并通過實際摩阻與預測摩阻的對比，可以起到對井下情況惡化的預警作用，能夠預防井下嚴重復雜情況的發(fā)生，保證鉆進及下套管作業(yè)的順利進行［1］。

BZ34-1-D6井鉆井過程中根據上部井段實際摩阻數據反推得到上提下放摩阻系數為套管內0.25、裸眼0.15，旋轉摩阻系數為套管內0.55、裸眼0.15。根據反推得到的摩阻系數，對井眼完鉆摩阻數據進行預測，并與實際數據進行對比，結果見圖1。

圖1 BZ34-1-D6井實測懸重與預測懸重對比（包括游動系統(tǒng)懸重39t）

如圖1所示，BZ34-1-D6井鉆進至2 556m時測得實際摩阻遠大于預測摩阻，具體表現為：上提懸重由95t增加至107t，下放懸重由67t減小至62t。根據以上狀況，初步判斷為井眼不干凈，存在巖屑床，因此采取了循環(huán)、短起下的措施清潔井眼。短起下后摩阻有所降低，但對比預測摩阻仍然偏大，判斷為鉆井液性能不好，潤滑性差，因此在后續(xù)鉆進時調整了鉆井液性能，井下摩阻大幅降低，大大降低了鉆井作業(yè)時的風險。

2.4 鉆井液性能維護

鉆井液性能維護，主要有兩方面的措施。①上部井段，即進入明下段（含油氣層段）之前，以滿足安全、快速鉆進為出發(fā)點，同時考慮成本因素使用海水膨潤土漿，其性能維護措施如下：掃稠漿堅持“少量多次”的原則，盡量做到鉆進產生的巖屑能夠及時返出，保持環(huán)空暢通。②下部井段，即明下段，鉆井液體系必須滿足抑制泥巖的水化膨脹、防止井壁坍塌、防止卡鉆、提高鉆速、泥餅具有良好的潤滑性和柔韌性以利于減少扭矩和摩阻，同時滿足儲層保護要求。下部井段使用PEC鉆井液，其性能維護措施如下：提高R3／R6的讀數，以保證鉆井液攜砂及懸浮能力；下套管前加入1%甲酸鉀，硬化井壁，保證套管順利下入。

RT101鉆井液材料是中海油服針對大位移井扭矩高、摩阻大的特點所研發(fā)的新型高效極壓潤滑劑。該潤滑劑對摩阻及扭矩均有很好的降低作用。為了保障大位移井鉆進及下套管順利，本次大位移井實施將RT101材料應用于鉆井全過程中。本次實踐表明，在鉆井液中加入1%的RT101后，扭矩可下降5kN·m左右，摩阻可下降20t左右。

2.5 套管漂浮技術的應用

大位移井的大斜度延伸段長會造成技術套管下入困難。套管漂浮技術是在套管柱上加入漂浮接箍，封閉一段空氣或較輕的鉆井液在下部套管內，以增大套管柱在井內鉆井液中的浮力，從而達到減小摩阻的目的。

漂浮接箍由內筒和外筒兩部分組成，內筒分上滑套和下滑套。下套管到位后，地面加壓剪斷剪切球，上滑套下移，露出循環(huán)孔即可循環(huán)。固井時，底膠塞下行坐在上滑套上，通過水泥漿的自重即打掉下滑套［2］。

以LD32-2-A10H井為例，從圖2預測數據可以看出，如果不帶漂浮接箍，套管下至預定深度3 051m時，除去游動系統(tǒng)重量，懸重余量已不足8t，顯然已無法滿足作業(yè)要求。為保證φ244.475mm套管下入順利，采用了漂浮接箍技術。從圖2可以看出，套管下入900m左右時（即套管進入裸眼），懸重開始減小；因此在此處下入漂浮接箍，即浮鞋以上900m套管內不灌漿。套管到位后除去游動系統(tǒng)的重量仍有18t的懸重余量，因此方案可行。從圖2還可以看出，預測結果與實際符合較好。實踐證明，套管漂浮技術能有效降低下套管過程中的摩阻，可保證套管的順利下入，是在渤海淺部地層順利實施大位移井的關鍵技術之一。

圖2 LD32-2-A10H井下φ244.475mm套管懸重曲線（套管內摩阻系數0.25，裸眼摩阻系數0.45）

3 結束語

渤海淺部復雜地層首批大位移井的成功實施，給該地區(qū)油田滾動開發(fā)及后期調整提供了新的思路與技術保障。大位移井技術可在同類油田推廣應用，可利用現有平臺設施及基礎增加油田產能。另外，對具備衛(wèi)星型區(qū)塊的油田來說，可利用大位移井實現有效開發(fā)。雖然首批大位移井取得了成功，但是大位移井的作業(yè)效率有待進一步提高。應從鉆井設備的選擇、井下工具性能的優(yōu)化、鉆井液體系的優(yōu)選與創(chuàng)新等方面進行研究。

［1］劉曉坡，廖前華，李剛.軟件預測摩阻-隨鉆校正摩阻系數方法及其在BZ34-1-D6大位移井鉆井中的應用［J］.中國海上油氣，2010，22（5）：320-322.

［2］陳建兵，安文忠，馬健.套管漂浮技術在海洋鉆井中的應用［J］.石油鉆采工藝，2001，23（5）：19-22.