大尺寸井眼鉆井工藝在渤海油田某探井中的應用和突破

葉周明劉小剛崔治軍侯冠中徐 鯤劉 峰

（1.中海油能源發展工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

大尺寸井眼鉆井工藝在渤海油田某探井中的應用和突破

葉周明1劉小剛2崔治軍2侯冠中2徐 鯤1劉 峰2

（1.中海油能源發展工程技術分公司，天津 300452；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

經過三壓力研究和實鉆鄰區資料證實渤海油田某區塊中深部地層存在高溫高壓。在該區塊某探井實際鉆探中，地層壓力系數1.3，最高達1.65，井底溫度高達178 ℃，根據地層壓力及地質特征進行井身結構優化，?444.5 mm大尺寸井眼鉆進至館陶組頂部垂深2 700 m，才能減輕中深部高溫高壓地層的鉆探風險，在渤海地區，?444.5 mm大尺寸井眼鉆進至2 700 m尚屬首次，通過鉆具組合優化與軌跡控制、海水/膨潤土漿鉆進、優化水泥漿體系和漿柱結構等技術，使得該井大尺寸井眼鉆探過程中，在防斜打快、鉆井液工藝及固井技術等方面均取得了突破，為鉆開高溫高壓井段，進行地質評價提供了有力保障。

大尺寸井眼；防斜打快；鉆井液工藝；固井技術

在鉆井行業，井徑大于311.1 mm的井眼為大尺寸井眼，目前在大尺寸井眼作業過程中，由于進尺少，鉆井提效的速度比普通井眼小很多，主要面臨的問題是軌跡不易控制、鉆速低、井壁易失穩等。在渤海油田，之前大尺寸井眼鉆井均在表層400 m左右。由于該井是高溫高壓井，經過優化井身結構之后，決定將大尺寸井眼鉆進至館陶組頂部，?339.725的套管封固第四系上部泥砂互層。

1 地質概況及井身結構

該井大尺寸井眼段屬于正常地層壓力和溫度系統，依次鉆遇第四系平原組、新近系明化鎮組、館陶組。平原組和明化鎮組主要為泥巖夾粉砂巖與細砂巖、下部大套泥巖夾細砂巖，砂巖膠結差，下部泥巖活性強、易水化，形成虛厚濾餅，明下段底深2 272 m；館陶主要是泥巖、粉砂質泥巖與細砂巖呈不等厚互層，館陶底深3 250 m，?444.5 mm井眼最終在館陶組完鉆［1］。最終實鉆的井身結構見表1。

表1 井身結構及套管程序

2 防斜打快

上部大尺寸井眼打直主要對后續軌跡控制、下套管固井作業、特別對套管、鉆具及井口防磨有著重要的影響；打快主要是在明化鎮活性泥巖坍塌周期以內完成大尺寸井眼的作業。防斜和打快在某種程度上是有一定的矛盾關系，防斜常規做法是鉆具組合的選擇和鉆進參數的控制，打快主要是通過鉆進參數來實現。在該井中，?444.5 mm井眼最終在2 700 m完鉆，實現了明化鎮活性泥巖坍塌周期以內完成大尺寸井眼的作業，并且井底井斜僅0.12°，水平投影位移1.67 m。下面分析了每開井眼鉆具組合的特點及意義。

2.1 ?914.4 mm和?660.4 mm井眼

?914.4 mm和?660.4 mm井眼都是一趟鉆完鉆。?914.4 mm開孔選擇在平潮時開鉆，吊測單點，測斜數據為0.3°×52.6 m，以保證開鉆井眼打直。

（1）?914.4 mm井眼鉆具組合為?660.4 mm牙輪鉆頭（承托環）+?914.4 mm擴眼器+?241.3 mm鉆鋌×3+X/O+?203.2 mm（撓性接頭+震擊器）+變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×2根。

（2）?660.4 mm井眼鉆具組合為?660.4 mm牙輪鉆頭+浮閥（承托環）+?241.3 mm鉆鋌×3+?660.4 mm扶正器+X/O+?203.2 mm鉆鋌×3+?203.2 mm（撓性接頭+震擊器）+變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×14根。

這2趟鉆具組合基本是一致的，都選擇了?241.3 mm大尺寸鉆鋌，主要是防斜作業，同時減小鉆具在鉆進過程中的擾動和跳動。對于?660.4 mm井眼加了一個扶正器和3根?203.2 mm鉆鋌，為了在500 m的井段中實現吊打、保證井眼質量，增強鉆具的剛性、減小鉆具剛性突變，從而減小鉆具的擾動，有利于提高鉆進參數，?660.4 mm井眼鉆進參數為：鉆壓10～50 kN，排量4 600～4 800 L/min，泵壓9.5～10.5 MPa，轉速80～90 r/min，扭矩4～7 kN·m。最終在?660.4 mm井眼井底494 m處井斜為0.1°。

2.2 ?444.5 mm井眼

?444.5 mm井眼是防斜打直關鍵性的井段，有針對性的使用了3趟鉆具組合。

（1）第1趟鉆具組合：?444.5 mm PDC鉆頭+ ?244.475 mm泥漿馬達（直馬達，無扶正器）+?241.3 mm鉆鋌×2+X/O+?444.5 mm扶正器+浮閥（承托環）+ ?203.2 mm鉆鋌×6+?203.2 mm（撓性接頭+震擊器）+變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×14根，從496 m鉆進至1 718 m；

（2）第2趟鉆具組合：?444.5 mm PDC鉆頭+ ?228.6 mm 水力脈沖+?244.475 mm泥漿馬達（直馬達、無扶正器）+ ?241.3 mm鉆鋌+變扣接頭+?444.5 mm扶正器+?203.2 mm 浮閥+?203.2 mm鉆鋌+ ?444.5 mm扶正器+?203.2 mm非磁鉆鋌+?203.2 mm 隨鉆測斜儀+?203.2 mm非磁鉆鋌+?203.2 mm鉆鋌×6+?203.2 mm（撓性接頭+震擊器）+X/O+ ?139.7 mm加重鉆鋌×P14，從1 718 m鉆進至2 064 m；

（3）第3趟鉆具組合：?444.5 mm PDC鉆頭+垂直導向（Power-V）+?444.5 mm 扶正器+?203.2 mm浮閥+?203.2 mm隨鉆測斜儀+?203.2 mm非磁鉆鋌+?203.2 mm鉆鋌×6+?203.2 mm （撓性接頭+震擊器）+變扣接頭+?139.7 mm加重鉆桿×14根，自2 064 m鉆進至中完2 700 m。

在第一、二趟鉆具組合中，都有直馬達，主要原因有以下幾點：

（1）上部地層松散，馬達足以在吊打狀態下實現快速鉆進，降低作業成本；

（2）若有增井斜趨勢，馬達在淺部地層可控、可調軌跡；

（3）馬達在松散地層鉆出井眼規則性差，但下套管過程中，增加了套管與活性泥巖井壁點點接觸，從而減小了下套管摩阻。

在第2趟鉆具組合中，通過隨鉆測斜儀（PowerPulse）實時監測、調整軌跡，防止后續軌跡的調整需要較長的井段，同時也是作業防斜打直的需要；水力脈沖是為了增強井底流體脈動，產生的負壓脈沖有助于克服井底高圍壓，產生空化、增強深井射流破巖作用，改善井底凈化，從而提高機械鉆速［2］。

第3趟鉆具組合選擇了垂直導向鉆井系統，這也是渤海大尺寸井眼中首次使用垂直鉆進系統。主要目的有：

（1）實時旋轉自動跟蹤、調整軌跡，有利于提高機械鉆速；

（2）與前2趟馬達鉆具組合相比，垂直導向鉆具鉆出井眼規則，有利于大尺寸井眼套管鞋附近固井封固質量；

（3）進行技術創新與突破，為較深的大尺寸井眼防斜打快作業及配套技術積累經驗。

下面結合本井實際軌跡及井身工程質量做簡要分析。

波動幅度很小，從井底水平位移上看逐漸糾斜至垂直方向，且井徑較規則，總結如下：

（1）大尺寸井眼垂直鉆具是渤海首次使用，平均機械進尺達22.5 m/h，通過鉆速比較，2 500 m垂深以后，?311.15 mm井眼平均機械進尺一般低于20 m/ h，實現了快速鉆進，減少了上部活性泥巖裸眼暴露時間；

（2）井斜小、軌跡平滑，減小了后續套管、鉆具及井口的磨損作用，上部井段打直也是減小深井套管防磨的技術要求；

（3）有利于電測資料的錄取和?339.725 mm套管鞋處封固質量等相關作業。

實踐證明，這3趟鉆既保證了軌跡及井身工程質量要求，又實現了大尺寸井眼快速鉆進、在活性泥巖坍塌周期內完成大尺寸井眼作業的要求［3］。為后續大尺寸井眼作業提供借鑒。

3 鉆井液工藝

在這口井大尺寸井眼作業過程中鉆井液性能如表2。

表2 鉆井液性能表

一開?914.4 mm井眼采用海水開路鉆進，完鉆后替25 m3稠膨潤土漿攜砂，短起下至泥面以下10 m。替25 m3稠膨潤土漿攜砂，井內墊100 m3稠膨潤土漿。下套管及固井作業順利。

二開?660.4 mm井段采用海水鉆水泥塞，進入新地層前替入海水膨潤土漿，鉆進期間每鉆進2柱替入稠膨潤土漿15 m3攜帶巖屑，大排量（4 600～4 800 L/min）利于鉆屑的攜帶。充分利用固控設備清除有害固相，現場采取一邊加海水維持和控制海水膨潤土漿的黏度（30～35 s）和密度（1.05～1.10 g/ cm3），讓巖屑充分分散避免了黏結泥球，同時也避免了密度上漲過快致使?762 mm管鞋處發生井漏的風險。中完后，替入30 m3稠膨潤土漿清掃井眼。井底墊100 m3稠膨潤土漿。下?508 mm套管及固井作業順利。

三開?444.5 mm井段是渤海區塊最深的一口，面臨著井眼大，裸眼段長，上部明化鎮組泥巖易造漿等諸多困難，具體思路及工藝技術如下：

（1）1 000 m之前的易造漿的軟泥巖井段大膽采用邊打邊放，大劑量補充海水并維持井漿較高pH值的手段，促使巖屑充分分散，保證了井眼的凈化，防止了巖屑攜帶不暢堆積成團的情況發生，為鉆井工程的順利提供了保障；

（2）2 000 m之前采用海水膨潤土漿鉆進，為了保證井眼的穩定且不改變鉆井液流變性能的前提下，通過加入淀粉（PF-FLOCAT）和增黏劑（PF-XC）來降低鉆井液的失水；

（3）2 000 m之后轉化為聚合物體系，不加入包被劑，維持井漿pH值在9～10，促進巖屑分散。在2 200 m左右進入館陶組后開始加入包被劑。完鉆后直接在井漿中加入降失水劑和KCl，進一步降低失水并提高鉆井液抑制性能，保證電測及下套管期間井壁的穩定性。

本井段的順利完鉆，為渤海渤中區塊的探井作業摸索出了一套行之有效的操作方法，開創了渤海鉆井的新記錄，實踐證明在鉆進期間的處理方法都是正確有效的，建議未來的探井作業繼續采用本井的作業思路。

4 固井技術

這口井大尺寸井眼固井方式及水泥漿體系參數見表3。

對于大尺寸井眼、長裸眼固井主要有以下幾點技術難點：

表3 固井方式及水泥漿體系

（1）?762 mm導管固井容易發生漏失，發生竄槽；

（2）?508 mm套管固井因液柱壓力高、存在漏失風險，水泥漿難達到返高要求；

（3）?339.725 mm套管封固段較長，水泥漿泵入量大，附加量不容易控制，井底存在漏失風險（館陶地層），并且時間設備運轉長。

針對以上風險，作業過程中制定了以下技術措施，并順利完成了大尺寸井眼的固井作業：

（1）?762 mm導管固井前大排量循環洗井，將稠漿循環出井，防止井筒壓力不均引起竄槽，并且控制注替速度，水泥漿中加入纖維防止發生漏失；

（2）提前做好套管鞋處低壓擠水泥預案，?508 mm套管固井前在電測井徑數據的基礎上，再用稠塞循環1周累計沖數法反推附加量；

（3）?508 mm套管固井采用塔式漿柱結構，首漿采用1.5 g/cm3膨潤土水泥漿；尾漿采用1.9 g/cm3低溫早強水泥漿；

（4）?508 mm套管鞋以上150 m加5個扶正器保證管鞋處居中，并利用前置液，提高清洗效果、水泥漿中加入纖維；

（5）?339.725 mm套管固井前對固井設備做動負荷試驗；

（6）優化?339.725 mm套管固井漿柱結構：領漿封固2 395～393 m，密度1.40 g/cm3；尾漿返到浮鞋以上300 m，密度1.9 g/cm3，領、尾漿中加入纖維。并在固井前用等同鉆井液密度的隔離液，提高清洗效果。

最終通過試壓及?311.15 mm井眼長時間作業檢驗，大尺寸井眼固井技術順利達到工程質量要求，為后續大尺寸井眼固井技術積累了初步的經驗。

5 結論與建議

（1）渤中區塊活性泥巖坍塌周期約為14 d（聚合物鉆井液體系），通過?444.5 mm井眼優選3趟鉆具組合，在保證工程質量的情況下，實際裸眼暴露時間為12.6 d。

（2）通過優選鉆具組合實現防斜打快、確保垂直導向鉆井系統在大尺寸井眼中的成功應用；海上膨潤土鉆至垂深2 000 m，有效地解決了快速鉆進所需的參數和返砂問題。

（3）上部井眼不規則性和適當擴大、下部井眼較好的規則性，為下套管和固井技術要求提供了有利因素。

（4）建議進一步優化鉆具組合，利用2趟鉆完鉆，第1趟馬達和隨鉆測斜配合使用，第2趟使用垂直鉆井系統，大幅度地減少進尺輔助時間，提高作業效率。

（5）?444.5 mm井眼最終在館陶組完鉆，渤中區塊館陶組地層穩定性較好，但滲透性好、斷層發育、可鉆性好，能否繼續鉆進至東營頂，選擇在東營頂泥巖完鉆，進一步減輕深部地層的作業壓力，同時有效地降低套管鞋處的固井漏失的風險有待繼續研究。

［1］劉小剛，陶林，崔治軍，等.渤海油田科學探索井井身結構優化設計［J］.斷塊油氣田，2011，18（6）：663-665.

［2］李根生，史懷生，沈忠厚，等.水力脈沖空化射流鉆井機理與試驗［J］.石油勘探與開發，2008，35（2）：239-244.

［3］周玉倉，宋勇.塔河油田大尺寸井眼提高鉆井速度初探［J］.石油鉆探技術，2004，32（6）：62-63.

（修改稿收到日期 2014-06-24）

〔編輯 薛改珍〕

Application and breakthrough of large-size hole drilling technology in some exploration well in Bohai Oilfield

YE Zhouming1,LIU Xiaogang2,CUI Zhijun2,HOU Guanzhong2,XU Kun1,LIU Feng2
(1.Drilling &Production Branch,CNOOC Energy Technology &Services Limited,Tianjin 300452,China;2.Tianjin Branch of CNOOC China Ltd.,Tianjin 300452,China)

3D pressure study and the data of drilled wells in vicinity prove that there is high temperature and high pressure in the middle and deep formations in some block of Bohai Oilfield.While drilling some exploration well in this block,the formation pressure coefficient was 1.3,max.1.65,and bottom temperature was up to 178 ℃.The wellbore configuration was optimized based on formation pressure and geologic features.When the ?444.5 mm large hole was drilled to the top of Guantao Formation with a vertical depth of 2 700 m,the risk in drilling of HTHP formation in the middle and deep formations could be mitigated.In Bohai area,it was the first time that ?444.5 mm hole was drilled to 2 700 m.Through technologies like BHA optimization and trajectory control,drilling with seawater/ bentonite fluid,optimized cement slurry system and fluid column structure,etc.,breakthroughs were made in deviation control and fast drilling,drilling fluid technology and cementing technology while drilling this large size hole,which provides guarantee for drilling into the HTHP section and for conducting geologic assessment.

large size hole;deviation control and fast drilling;drilling fluid technology;cementing technology

葉周明，劉小剛，崔治軍，等.大尺寸井眼鉆井工藝在渤海油田某探井中的應用和突破［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：18-21.

TE243

：A

1000–7393（2014）04–0018–04

10.13639/j.odpt.2014.04.005

葉周明，2007年7月畢業于長江大學石油工程專業，現主要從事海洋石油鉆完井監督工作，工程師。電話：13821768622。E-mail：yezhm2@cnooc.com.cn。