東海深井超深井定向鉆完井關鍵技術

王濤 和鵬飛 宮吉澤 葛俊瑞

1. 中海石油(中國)有限公司上海分公司；2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

東海盆地位于中國東部海域，屬大陸邊緣斷陷-坳陷盆地，其深部地層蘊藏著豐富的油氣資源，目前正在逐步有效地開展勘探開發工作［1］。據統計，自1982年以來，在東海地區所鉆的87口深井和超深井中，有38口為直井，49口為定向井，定向井中有20口為水平井，10口最大井斜超過了50°，最大完井深度達到7 296 m，2016年平均完鉆深度為4 979 m，到了2019年平均完鉆深度達到了5 713 m。在鉆井過程中，主要面臨摩阻扭矩高、地層可鉆性差、定向井軌跡難以控制、長裸眼段封固難和封固評價難等問題。為此，在國內深井、超深井鉆井技術調研基礎上，結合東海定向井特點，開展了高效減阻劑研究、鉆頭定制設計、動力導向鉆具配套應用研究、長裸眼段固井措施保障及評價技術應用等關鍵技術研究，形成了適用于東海深井定向井和超深井定向井鉆井關鍵技術。

1 鉆井主要難點

1.1 東海地質特征

東海盆地地層自上而下依次為：第四系東海群，新近系上新統三潭組、中新統柳浪組、玉泉組、龍井組，古近系漸新統花港組、始新統平湖組地層和八角亭組，古新統、始新統與漸新統、中新統與上新統之間分別有較明顯的不整合［2］。各層均為砂泥巖地層：(1)三潭組、柳浪組以泥巖、泥質粉砂巖為主，三潭組中下部、柳浪組含礫；(2)玉泉組上部砂巖粒徑小，下部砂巖粒徑大、含灰；(3)龍井組上部泥質粉砂巖、細砂巖為主，中下部砂巖粒徑大，含礫含灰；(4)花港組地層交錯頻繁，上部砂巖粒徑小，含灰；中下部砂巖粒徑大，含礫含灰；(5)平湖組地層泥巖、砂巖交錯頻繁(灰質泥巖、含灰質粉砂質泥巖夾中、細、粉砂巖)。

1.2 鉆井主要技術難點

目前東海深井定向井和超深井定向井主要采用4層套管井身結構［3］：?508 mm套管(500 m左右，封固東海群松軟地層)+?339.7 mm套管(下至玉泉組底部)+?244.5 mm套管(下至平湖組頂部)+?177.8 mm尾管(至完鉆深度)。

(1)深井定向井和超深定向井鉆進過程面臨的主要問題是摩阻扭矩過高，孔雀亭A2H、孔雀亭A5以及平湖ZG1等3口超深水平井、定向井施工過程中的最大鉆進扭矩都超過了60 kN · m。高摩阻扭矩會導致以下問題：首先是加劇了鉆機負荷；其次是容易使鉆具產生應力疲勞而引起鉆具損傷；最后是高摩阻扭矩和較長作業周期中容易導致套管磨損，影響井筒安全。

(2)地層可鉆性差，定向困難。東海深部花崗組和平湖組地層普遍具有巖性致密、抗壓強度高、可鉆性差等特點。以A2H井(水平井，完鉆深度6 370 m)為例，垂深4 050 m抗壓強度平均137.89 MPa，最高193.05 MPa，平均內摩擦角 41°，最大 56°；A4H 井(水平井，完鉆深度6 283 m)在花崗組地層抗壓強度為 99.97 MPa，最高 158.58 MPa；平均內摩擦角38.5°，由此可見地層非常致密堅硬，可鉆性極差，加之巖性不均勻，鉆頭卡滑現象嚴重，隨鉆測量及定向工具頻繁失效，使得超深定向井機械鉆速緩慢，鉆井效率低下，導致鉆井周期長，鉆井成本高。

(3)長裸眼段封固、大斜度及水平井的固井質量檢測難度大。東海部分區塊深部地層破裂壓力小，井身結構為滿足開發要求，?311.15 mm井段設計裸眼長度一般為2 000～2 500 m。若采用常規的單級全封固井方式，則井底當量密度較大，易發生漏失；若采用單級雙封固井方式，因環空附加量無法精準確定，導致水泥返高存在不夠風險，加之裸眼段過長，首漿在固井施工上返過程中混漿嚴重，達不到封固要求，極有可能導致后期生產時環空帶壓。東海以氣井為主，且水層多，大多需下套管進行射孔完井，因此，深井、超深井深部的大斜度或水平產層段必須測量固井質量，常規電纜測井方法無法實現。

1.3 國內深井、超深井定向鉆井現狀

行業內調研可知，深井超深井鉆井是一項復雜的系統工程［4］。徐新紐等［5］為解決準噶爾盆地超深井鉆井問題，開展了壓力預測、井身結構等方面的研究，胡大梁等［6］針對川西超深井開展了鉆頭、鉆井液等方面的研究和應用，戴輝等［7］對深井壓耗計算進行了研究探討，袁燦明等［8］對深井管柱作了應用分析，高翔等［9］對酸化技術進行了研究，郭寶林等［10］對鉆頭及提速方面作了使用分析。各大油田主要根據自身區塊情況開展了具體研究，共性的問題主要有：超深井普遍具有鉆井深度大、井溫和壓力梯度高、安全窗口窄、深部地層可鉆性差、井眼清潔困難、摩阻扭矩大、起下鉆易阻卡、長裸眼固井工藝及評價難度大、儲層致密等特點。對于東海深井定向井和超深井定向井，隨鉆水力分析、井身結構優化等方面已經比較成熟，如前文所述的主要難點油田適用性研究較少，因此東海地區為解決這些問題，進行了重點攻關研究。

2 關鍵技術研究及應用

2.1 高效抗磨減阻劑技術

2.1.1 基本原理及主要特性

高效抗磨減阻劑［11］是以醇、脂與其他抗磨材料在高溫條件下通過合成基縮合反應得到的產物，主要原理是通過有機負離子吸附在套管及鉆桿表面，形成保護膜，添加抗磨惰性離子、產生有機金屬離子將靜摩擦轉變為動摩擦，通過加入有機抗溫油性物進一步加強潤滑性，耐溫性可達200 ℃以上，在無固相鉆井液中使用量0.3%，高密度鉆井液中使用量為1%，并可以替代普通潤滑劑使用。與國內外常用的抗磨減阻劑相比，潤滑性能優于海洋鉆井廣泛使用的液體抗磨減阻劑LUBE167和LUBE776。

2.1.2 效果分析

高效抗磨減阻劑在寶云亭、黃巖氣田進行了應用。加入該材料后，鉆井液性能在流變性等方面變化微小。以A6H井(水平井，5 660 m)為例，在水平段EZFLOW體系(水基無固相體系)加入此材料，在鉆具組合及其他參數相同條件下，比加入前鉆進扭矩峰值降低約10%，劃眼扭矩降低約20%，起下鉆裸眼內摩阻減小約34%，套管內摩阻減小約37%。從同一區塊(鉆井工具、工藝、地質條件一致，只是前后鉆井時間有差異)相鄰兩口井對比來看，使用此材料的鉆井扭矩較未使用此材料時整體降低10%～15%左右。

2.2 高效破巖鉆頭優化設計

2.2.1 基本原理及主要特性

東海地區通常使用的鉆頭類型主要有：普通PDC鉆頭、中心錐形齒PDC鉆頭、牙輪+PDC復合鉆頭(俗稱獅虎獸)［12］。但上述鉆頭在工程應用中抗磨損性能較差，尤其在花港組以下地層磨損嚴重，仍有提速空間，為此開展了錐形齒鉆頭設計(常規中心錐形齒鉆頭只是在中部設置一顆錐形齒)。其主要特征為：后排齒采用錐形齒設計，鉆進時可以使地層先產生劃痕，有助于主切削齒的破巖；采用螺旋保徑設計，有利于減小扭矩和保持鉆夾層時鉆頭的穩定；較深的排屑槽設計，提高巖屑上返效率；針對性的冠部曲線設計，保徑內鑲TSP聚晶塊，設置保徑齒和倒劃眼齒，強化了保徑并有利于修整井壁(圖1)。通過高強度材料的使用，該種鉆頭抗沖擊能力較常規普通PDC鉆頭提高了25%，抗研磨能力提高30%，有利于鉆夾層和礫石。錐形切削齒抗沖擊、抗研磨綜合性能好，并容易在巖石表面形成較大的應力，吃入地層效果好，破巖效率高。

圖1 錐形齒PDC鉆頭示意圖Fig. 1 Sketch of conical-tooth PDC bit

2.2.2 效果分析

NB-2d井是一口常規定向井，完鉆深度4 918 m，?212.73 mm井段 (4 620～4 918 m)鉆遇平湖組，該地層巖石抗壓強度34.47～103.42 MPa，軟硬交錯頻繁，主要為泥質膠結細砂巖、泥質膠結粉砂巖、泥巖。在該段地層應用錐形齒鉆頭，單趟鉆鉆完298 m井段(內外排齒出井評價磨損級值3～5)。而鄰井S-1(直井，完鉆深度4 787 m)完成平湖組258 m井段，使用1只常規PDC鉆頭(內外排齒出井評價磨損級值4～6)+1只中心錐形齒PDC鉆頭(內外排齒出井評價磨損級值3～5)。NB-2d井比鄰井節約1趟鉆，等效節約時間約55 h。

2.3 動力導向鉆具的優選應用

2.3.1 基本原理及主要特性

為解決深井超深井定向鉆進的問題，使用井下動力導向鉆井技術，由大扭矩井下動力總成、Filter+Flex總成、旋轉導向系統等組成。其中，動力總成是一種功率大、可靠性高的直螺桿鉆具，其動力由泵排量提供，可在井下產生額外動力帶動驅動頭高速轉動并輸出能量。旋轉導向工具主要負責鉆具的全程旋轉和接收并執行井眼軌跡調整指令。導向鉆井井下動力提速技術特點：動力充足，增大輸出扭矩；鉆頭轉速300 r/min以上，提高PDC鉆頭切削速度；全時旋轉導向鉆進，井眼軌跡控制良好；減少鉆進扭矩、摩阻和托壓情況，降低鉆具及鉆機負荷，減少套管磨損減輕振動，減少儀器故障率；耐溫150 ℃。

2.3.2 效果分析

一般在國內海洋鉆井過程中，采用定向井測量工具中的Stick-Slip監測鉆具的黏滑、蹩扭等問題。以A8H井(水平井，完鉆深度4 360 m)鉆進過程為例，通過動力導向鉆具+錐形齒PDC鉆頭的配合使用，?311.15 mm井段整體鉆進過程Stick-Slip值(無量綱)均在100以內，僅個別點較高(但未超過300)，工具運行平穩。從HY整體8口開發深井定向井來看，定向井軌跡控制完全在設計要求范圍內，但總體機械鉆速比探井提高50%。

2.4 井口回注固井技術

2.4.1 基本原理及主要特性

東海淺部地層易漏失，在無竄漏至泥面及無擠毀套管風險的前提下，通過關鍵參數設計確保回注技術可以實施。回注使用聚合物防氣竄水泥漿體系，關鍵參數設計主要包括壓穩設計和動態井底ECD模擬計算，確保單級固井有效壓穩、無氣竄風險；綜合?339.72 mm套管抗內壓及?244.47 mm套管抗外擠強度，按照安全系數控制0.70，且擠注結束時套管內外壓差在套管抗外擠范圍內，以及地漏實驗數據等，確定合理的環空擠注壓力；通過合適排量保持塞流(0.40～0.50 m3/min)、套管頭雙翼閥同時擠注、合理加放套管扶正器確保居中、憋壓候凝24 h防止上竄等措施防止環空擠注水泥單邊固井。

2.4.2 效果分析

該技術在平黃一期進行大規模應用，施工過程順利。以A1H井(水平井，完鉆深度5 143 m)為例，對?244.47 mm套管單級固井封固段和環空擠注水泥段進行CBL固井質量測井，結果顯示單級固井段固井質量優，環空擠注水泥漿段，CBL顯示第一界面與水泥膠結良好；套管環空試壓10.34 MPa條件下穩定壓力15 min不降，表明環空擠注水泥成功，水泥封固良好，滿足固井質量要求。

2.5 隨鉆聲波工具固井質量評價技術

2.5.1 基本原理及主要特性

傳統的聲幅法(CBL)通過套管聲幅值確定水泥固井質量，水泥固結較好的位置套管聲幅較低，固結較差的位置聲幅值較高。固井膠結質量與套管聲幅值呈線性關系。目前行業內通用技術主要有：常規電纜測CBL、爬行器測CBL和鉆桿傳輸測CBL。由于深井定向井和超深井定向井井斜大及井筒內鉆井液密度大等問題，常規電纜測井無法實現下放到位；而爬行器方式對井壁要求高，在井底作業時，有爬行器遇卡和電纜張力過大拉斷電纜等風險；鉆桿傳輸測CBL方式，存在作業環節多，風險高(磨斷電纜、對接失敗、儀器損傷)，需要鉆井和測井隊伍高度配合作業，作業時間長，綜合成本高，出現故障時相對返工時間長等問題。因此研究采用隨鉆聲波工具固井質量評價技術，該技術通過結合聲幅和聲幅衰減兩種方法計算膠結指數，定量評價固井質量。相比于其他方式，具有如下優勢：聲幅和衰減綜合方法得到的膠結指數符合國際規范，與電纜聲幅膠結指數吻合；測井速度快，最高測速可達548 m/h，作業時間短，節省作業費用；可以與刮管器一起入井作業，在一趟鉆中完成刮管和固井質量評價，節省作業時間；相比較其他幾種測井方式，作業風險低，復雜情況處理手段多(可開泵、可旋轉)；在固井質量好的情況下，可以從全波列數據中提取地層縱橫波。

2.5.2 效果分析

該技術在ZG1大位移井(井斜最大77°，完鉆深度6 868 m)進行了應用。從混合方法計算的膠結指數看，頂部層段(5 950 m以上)固井質量較差，膠結指數0～0.5，這與該層段套管壓力測試失效相吻合；底部層段(5 950 m以下)固井質量較好，膠結指數0.5～1.0。依據定量評價結果，在頂部層段?244.47 mm套管和?177.8 mm尾管之間重新擠入水泥固井，之后的套管壓力測試順利通過。基于固井質量評價結果，該井順利實施4個氣層的射孔作業。

3 綜合應用效果分析

東海油田2012—2014年鉆井平均井深4 928 m，機械鉆速13.69 m/h，隨著深井、超深井定向井關鍵技術的發展應用，2019年平均井深增加至5 713 m，增加15.9%，機械鉆速增至19.12 m/h，提高39%；從5 000 m當量井深平均鉆井周期對比來看，2019年為41.76 d，比2012年的71.27 d縮短周期42%。

4 結論

(1)通過深井、超深井定向鉆井關鍵技術研究，摸索出一套適用用東海目標區域的鉆井工程方案，提高了作業速度，顯著降低了作業時間和鉆井成本。

(2)從近幾年的發展趨勢可以看出，東海深井、超深定向鉆井深度逐年增加，目前的井身結構尚且滿足工程需要，但進一步優化和調整的空間極其有限，因此在后續深度加深后，如何進一步完善井身結構設計是下一步研究工作的重點。

(3)在鉆具組合方面，東海深井、超深定向井主要采用動力導向鉆具，在直井中主要采用扭力沖擊等輔助破巖工具，均取得了較好的效果，如何將二者優勢整合，研究出更加高效、更加有利于定向的鉆具組合需要進一步研究。