青海油田深探井優快鉆井關鍵技術

熊戰 何悅峰 張闖 何勇波 李立昌 楊愷

1. 中國石油渤海鉆探工程有限公司第二鉆井分公司；2. 中國石油渤海鉆探工程有限公司工程技術研究院；3. 中國石油青海油田鉆采工藝研究院

渤海鉆探承鉆青海油田深探井以來，共經歷了4 個發展階段。第1 個階段(2010 年以前)，配套機械鉆機，應用聚磺鉆井液體系，鉆探4 500 m 左右深井，成功鉆探切6 井，發現昆北油田；第2 階段(2010-2014 年)，配套70 機械鉆機，使用BHWEI 復合有機鹽鉆井液體系，具備了5 000 m 以上深井鉆探能力，成功完成英探1 井、牛參1 井、獅38 加深井等重點井、高產井，發現了英雄嶺構造帶；第3 階段(2015-2018 年)，配套70 電動鉆機、頂驅和各類深部地層提速工具，成功鉆探鄂探1 井、牛新1 井、仙西1 井、尖探1 井、獅205 井、獅206 井、獅56 井等重點井、高產井，發現尖頂山氣田；第4 階段(2019-2020 年)，配套70 自動化鉆機，應用非常規井身結構、精細控壓鉆井技術、垂直鉆井技術和各類提速工具向6 000 m 以上及更深、更復雜的區塊推進。在“十三五”期間，明確技術瓶頸，不斷優化技術方案，完善配套措施，最終形成青海油田深探井優快鉆井關鍵技術，現場應用后鉆井周期明顯縮短，事故復雜得到有效控制，鉆井成本大幅度縮減，為后續青海油田深探井優快鉆探提供了技術支撐。

1 鉆井技術難點

1.1 地層傾角大，防斜打直困難

柴達木盆地北緣阿爾金山前地區屬于山前高陡構造易斜地層，地層傾角普遍在40~80°。長期以來在鉆進上部地層時，由于地層自然造斜效應的影響，井斜問題十分嚴重［1］。鄂探1 井在下干柴溝組井深1 707 m 定向鉆進無法糾斜，井斜達6.5°。冷探1 井在下油砂山組井深227 m 時井斜達8.19°。

1.2 高壓鹽水層發育，縱向存在多套壓力系統，井控風險高

柴達木盆地新生界為快速沉積地層，受差異壓實、構造擠壓和生排烴作用影響，在鹽巖、膏鹽、泥巖等地層的封隔和斷層作用下，發育高壓鹽水層，且縱向上發育多套壓力系統。雁探1 井在下干柴溝組上段地層5 909 m 壓井施工時，鉆井液密度高達2.5 g/cm3。鴨探1 井五開在上干柴溝組和下干柴溝組上部地層溢漏同層，安全鉆進鉆井液密度窗口為2.24~2.25 g/cm3。翼探1 井和伊探1 井均因鉆遇高壓鹽水層后措施不當造成卡鉆，最終事故完井。

1.3 二氧化碳侵頻繁，氣水同層，鉆井液易污染，造成事故復雜

一里坪地區落雁山構造［2］和柴西北區南翼山構造上干柴溝組廣泛分布CO2儲集層，且氣水同層。井下的二氧化碳均以超臨界狀態存在，非常易于擴散并溶于鉆井液中。在二氧化碳由于各種原因被帶出地面的過程中，因溫度和壓力的變化，鉆井液中超臨界狀態的CO2瞬間變為氣體，體積擴大數十倍，帶來安全鉆進風險。雁探1 井三開鉆進期間，二氧化碳持續侵入，隨著CO32-、HCO3-的積累，鉆井液的受污染程度越來越嚴重，該井關井壓力高達38 MPa，壓井成功后發生卡鉆，最終事故完井。

1.4 地層對比性差

青海油田同一區塊的地層缺乏對比性，探井的深層沒有實鉆資料，“遭遇戰”頻發。如獅66 井與獅57 井、獅70 井與獅303 井對比性均很差。

1.5 地溫梯度高

青海油田地層地溫梯度普遍在3.4~3.8 ℃/100 m，部分區塊地溫梯度高達4.8 ℃/100 m。翼探1 井鉆至井深6 198 m 處，井溫高達230 ℃，堿探1 井井底6 343 m 溫度高達240 ℃。

1.6 基巖目的層可鉆性差

尖北區塊基巖段巖性以灰白色花崗閃長石為主。巖石可鉆性9~10 級［3］。尖探1 井基巖平均機械鉆速僅為0.99 m/h。“十三五”期間完鉆深探井19 口，其中13 口完鉆地層為基巖地層，平均井深5 306 m，基巖提速迫在眉睫。

2 優快鉆井關鍵技術

2.1 非常規井身結構優化

2019 年前青海油田深探井常用套管程序為?508 mm 導管+?339.7 mm 表層套管+?244.5 mm技術套管+?177.8 mm 技術套管+?127 mm 生產套管。多年鉆井實踐表明，在地質條件不復雜的地區該結構完全可以使用，但在復雜地質條件下，這種單一的井身結構及套管序列便存在局限性，不能完全滿足復雜地層深探井鉆完井要求。如獅58-1 井設計四開井身結構，四開溢漏同層，以2.38 g/cm3鉆井液難以安全鉆進，必須下套管封隔，五開采用?101.6 mm 鉆頭，鉆井進尺76 m 至完鉆井深，只能裸眼完井。仙西2 井三開溢漏同層無法安全鉆進，若不下套管封隔后續小井眼難以鉆至設計井深，且后續無法進行儲層改造［4］。

2019 年完鉆的風險探井冷探1 井，根據三壓力預測數據和斷層位置預測，必封點4 處，由于鄰井路樂河組到侏羅系實鉆資料較少，基巖地層無實鉆資料，本井深部施工存在潛在的未知風險，鉆進安全風險較大。風險探井要充分考慮不可預測因素，預留一層套管，因此，使用非常規井身結構。

冷探1 井位于柴達木盆地冷湖構造帶冷湖五號構造，設計井深5 700 m，自上而下主要鉆遇新近系、古近系、侏羅系和基巖地層。針對冷探1 井淺層氣發育、大型斷裂發育、高壓水層發育等鉆井技術難點，采用五開備用六開井身結構。如圖1 所示，冷探1 井一開采用?508 mm 套管封固淺部易漏、易塌、易縮徑、淺層氣、水等復雜井段；二開采用?365.1 mm 套管以封隔上干柴溝組斷點(預測井深1 850 m)以下150 m 為原則；三開采用?273.05 mm 套管以封隔下干柴溝組上段地層低壓層為原則；四開采用?219.08 mm P140V 鋼級直連扣型尾管以封隔路樂河組地層為原則，若路樂河組井段施工正常，且侏羅系地層垮塌及漏失不嚴重，則鉆至基巖頂；五開采用?168.3 mm P140V 鋼級加厚直連氣密扣型尾管以封隔侏羅系地層為原則；六開采用?114.3 mm P140V 鋼級長圓扣尾管實現目的層專封。若侏羅系地層鉆進過程中未發生井壁嚴重失穩或溢漏頻繁等復雜情況，未危及井下安全時，則繼續鉆進至設計井深5 700 m，下入?139.7 mm 油層尾管完井。該井身結構充分考慮了風險探井下部地層不確定因素，備用了一層?168.3 mm 套管。

圖 1 冷探1 井井身結構Fig. 1 Casing program of Well Lengtan 1

如表1 所示，冷探1 井完鉆井深5 708.5 m，鉆井周期260.06 d，事故復雜時效為5.21%，是青海油田近年來首口順利完成的風險深探井，是青海油田應用非常規井身結構的第1 口井。2020 年完鉆的鴨探1 井，完鉆井深6 208 m，鉆井周期295.46 d，事故復雜時效為5.81%，是青海油田近年來首口順利完成的風險超深探井，是非常規井身結構應用的第2 口井。表1 中，其余井均為常規井身結構，其中3 口事故完井。堿探1 井雖然正常完井，但事故復雜率高達32.61%。

表 1 2016-2020 年風險探井施工情況統計Table 1 Statistics of risk exploration well construction during 2016-2020

2.2 防斜打快技術

彎螺桿定向糾斜技術的優缺點都較為明顯，優點是技術相對成熟，使用范圍廣，成本較低，缺點是滑動鉆進速度慢，還要面臨托壓等難題，尤其當鉆遇山前高陡構造以及逆掩推覆體地層時，頻繁糾斜影響施工進度且軌跡易產生狗腿，影響深部地層安全鉆進。深探井長井段大尺寸井眼鉆具在拉應力作用下鉆具的疲勞極限大幅度降低，疲勞損壞周期也隨之縮短［5］。在“狗腿”井段，為防止鉆具疲勞，鉆桿接頭對井壁的側向力不應超過9 kN［6］。牛探1 井二開?311.2 mm 大井眼鉆進至2 400 m 鉆具斷落，魚頂位置525 m，軟件模擬分析得出，在525 m處側向力為10.03 kN，在411~530 m 井段平均側向力為11.02 kN，超過側向力極限值。出于安全鉆進和井身質量要求，需要在山前高陡構造以及逆掩推覆體地層中應用垂直鉆井系統。

垂直鉆井技術在塔里木油田山前地區應用廣泛，近幾年在青海油田逐漸推廣，主要使用國產BHVDT 和國外Power-V 垂直鉆井系統，在防斜的同時釋放了鉆壓，解決了在高陡地層鐘擺鉆具難以防斜和定向糾斜制約機械鉆速的難題。針對青海油田垂鉆工具起鉆頻繁掛卡，在優化工具本體和扶正塊尺寸后，于2019-2020 年應用2 口井，從表2 可看出，垂直鉆井系統具有優異的降斜和提速能力。

表 2 垂直鉆井工具應用效果Table 2 Application effects of vertical drilling tool

2.3 高壓鹽水控制技術

青海油田地層壓力高、能量大、壓力窗口窄，且儲層中存在高壓超飽和鹽水。2018 年完井的翼探1 井、雁探1 井鉆遇高壓鹽水層關井后最高關井壓力分別升至14 MPa 和38 MPa，長時間關井后發生卡鉆，最終事故完井。

2.3.1 提高薄弱地層的承壓能力

鉆遇高壓鹽水層，以壓住高壓水層為原則，避免鹽水侵入井筒，破壞鉆井液性能導致復雜工況，因此，對于高壓鹽水溢流，壓井時首先要解決井漏的問題。鉆開高壓鹽水層前對上部裸眼段進行承壓能力測試，需達到預測高壓鹽水當量密度，合格后才能鉆開高壓鹽水層［7］。

2.3.2 壓井方法的選擇

發生高壓鹽水溢流后，壓井方法要視井筒具體情況而定。根據高壓鹽水溢流的特點，鉆井液污染和地層漏失是壓井作業的主要風險。壓井方法的選擇可按如下原則進行。

(1)防污染。考慮將井筒的鹽水和受侵污的鉆井液采用壓回法推入地層；如果實施壓回法存在困難，可以考慮采用循環法壓井。溢流量小、鉆井液污染不嚴重的情況采用正循環壓井法及時排出鹽水溢流；溢流量大、井筒內有大量受污染鉆井液的情況采用反循環壓井法。

(2)防漏失。如果裸眼井段存在薄弱地層，在提高裸眼井段承壓能力的基礎上，再視情況實施壓回法或循環壓井法，壓井鉆井液必須具備堵漏功能。

(3)考慮合理放噴卸壓。如果裸眼井段存在薄弱地層，而又難以實現有效的堵漏，可以考慮采用合理放噴卸壓方法，適當降低鹽水層壓力，在溢流與漏失這對矛盾中找到合適的壓力平衡點，實現有利于進行壓井作業的井筒狀態。

2.3.3 精細控壓技術

精細控壓技術主要是通過對井口回壓、流體密度、流體流變性、環空液面高度、鉆井液循環摩阻和井眼幾何尺寸的綜合控制，使整個井筒壓力得到有效控制，減少因高壓鹽水帶來的井涌、井漏和卡鉆等多種鉆井復雜情況，非常適宜孔隙壓力和漏失壓力窗口窄的地層作業［8］。

針對青海油田窄密度窗口鉆井難題，引進精細控壓鉆井技術，做到平衡高壓鹽水鉆進，避免了鉆井液密度大幅波動，通過控制井口回壓保證在窄密度窗口中安全鉆進，有效避免了事故復雜。冷探1 井、鴨探1 井應用該技術，在1.79~2.26 g/cm3鉆井液條件下，控壓值控制在0.12~10 MPa，成功監測并處理異常壓力17 次，井漏34 次，大幅度減少漏、溢造成的井控風險和時間損失，規避了窄密度窗口導致的井控風險和關井后不能活動鉆具造成的卡鉆風險。

2.4 優質鉆井液技術

BH-WEI 鉆井液是以高密度復合有機鹽溶液為配漿基液的新型鉆井液［9］。渤海鉆探深探井全部應用該復合有機鹽鉆井液體系。

針對青海油田各區塊普遍存在“三高”地質特點，即高溫、高壓、高鹽膏，優化了BH-WEI 抗“三高”鉆井液體系，并進行了室內評價試驗，高密度鉆井液下，抗溫、抗鹽效果突出，優化后的鉆井液體系配方為：清水+10%~90% 復合有機鹽+3%~6% 高效抑制潤滑劑+3%~6%高效抑制防塌劑+1%~2% 抗鹽降濾失劑+0.5%~1%抗鹽強包被抑制劑+0.3% 純堿+2%~4%抗鹽提切劑。

2019-2020 年深探井中應用4 口，應用效果見表3，鉆井液性能穩定，事故復雜率低，充分說明了BH-WEI 復合有機鹽鉆井液體系可以滿足青海深探井勘探需求。

表 3 BH-WEI 復合有機鹽鉆井液體系在深探井的應用情況Table 3 Application effects of BH-WEI compound organic salt drilling fluid system in deep exploration wells

2.5 高含二氧化碳地層安全鉆井技術

青海油田部分區塊地層高含二氧化碳。CO2臨界溫度為31.26 ℃，臨界壓力為7.38 MPa，臨界條件非常容易達到。在溫度、壓力高于臨界狀態下，CO2會以超臨界狀態存在，其密度接近于液體(0.468 g/cm3)，黏度近于氣體，擴散系數為液體的100 倍，因而具有很強的溶解能力。翼探1 井、雁探1 井均因深部地層(水)富含CO2(在井底處于臨界狀態)引起溢流，鉆井液性能惡化導致事故完井。

鑒于地層中高含二氧化碳對鉆井的嚴重危害，鉆井過程中需要做好預防工作：

(1)精研設計提示和臨井實鉆資料，對本井可能出現的高含CO2地層做到心中有數，提前做好準備。

(2)鉆進至高含CO2地層，適當提高鉆井液密度，壓住氣層或含氣水層。

(3)在高含CO2地層鉆進時，提高鉆井液的pH值至9.5 以上，同時加入一定量的生石灰或氯化鈣，提高鉆井液抗污染能力，保持鉆井液流變性能穩定。

(4)在高含CO2地層鉆進時，時刻監測氣測值，確保出現CO2侵后及時發現，第一時間采取措施。如因CO2侵引起鉆井液密度下降，應及時除氣，不應將受污染鉆井液再重復循環到井內，同時調整鉆井液密度，平衡地層壓力，防止溢流發生。

(5)在高含CO2地層起鉆時減少抽吸壓力，防止因抽吸造成溢流。一旦發生抽吸，應立即接方鉆桿灌滿鉆井液保持液柱壓力，同時將鉆具下到原井深循環排氣侵并調整鉆井液性能，大排量沖洗鉆頭和井下工具，解除抽吸現象后起鉆。

2.6 提速工具集成鉆井技術

為同時發揮多種提速工具的優勢，在冷探1 井侏羅系應用了“扭力沖擊器+Power-V 垂直鉆井系統”鉆井技術，在鴨探1 井下油砂山組地層應用了“脈沖接頭+螺桿鉆具”鉆井技術［10-11］，應用效果對比見表4，相同鉆井參數下，機械鉆速和單趟進尺均優于相鄰井段。

表 4 提速工具集成鉆井技術在深探井的應用情況Table 4 Application effects of ROP tool integrated drilling technology in deep exploration wells

2.7 深層基巖提速技術

青海油田柴達木盆地深部侏羅系及基巖地層巖石抗壓強度大，巖石可鉆性普遍在9~10 級，機械鉆速較低。多維沖擊器的能量來源于自激振蕩脈沖射流，它是一種軸向和扭向復合沖擊鉆井工具［12］，見圖2。該工具可在215 ℃高溫環境中正常工作，適合在青海油田基巖目的層代替螺桿或配合牙輪使用，可獲得更高機械鉆速，且工具壓耗小，可達到更高的循環排量，能滿足深部地層攜巖要求。

圖 2 多維沖擊器Fig. 2 Multi-dimensional impactor

該工具是2018 年引進青海市場的提速工具，目的是解決青海地區基巖地層單只鉆頭進尺少、機械鉆速低的問題。應用效果對比見表5。在尖頂山等3 個井區應用后，在單趟進尺增加的前提下，對比鄰井或相鄰井段提速26.83%~77.66%，提速效果明顯。

表 5 多維沖擊器在基巖地層的應用效果Table 5 Application effects of multi-dimensional impactor in basement formations

3 應用效果評價

青海油田深探井優快鉆井技術在現場應用中經過不斷完善，應用效果顯著。據統計，渤海鉆探在青海油田完成深探井共計17 口，首次應用了非常規井身結構、垂直鉆井技術、精細控壓技術和BH-WEI復合有機鹽優質鉆井液技術，隨著勘探深度逐年遞增，事故復雜率在2020 年得到顯著控制。2016-2019年平均井深5 293 m，平均事故復雜率13.44%，平均井底位移119.23 m。2020 年平均井深6 017 m，平均事故復雜率3.41%，同比降低74.63%，平均井底位移110.88 m，同比減少了7%。

阿爾金山前牛中區塊牛新1 井完鉆井深5 410 m，在比鄰井牛探1 井深414 m 前提下，鉆井完井周期188.5 d，比鄰井減少了102.26 d，事故復雜率2.78%，比鄰井降低了92.79%。阿爾金山前尖北區塊部署井逐口刷新區塊機械鉆速、月速、鉆井完井周期、深度等多項技術指標，區塊施工最后一口預探井尖探6 井完鉆井深5 304 m，鉆井完井周期116.42 d，平均機械鉆速5.8 m/h，相比區塊首口井尖探1 井在井深深308 m 前提下，鉆完井周期縮短了76.33 d，機械鉆速提高了79%，技術應用效果顯著。冷湖七號構造的仙西3 井完鉆井深6 000 m，鉆井完井周期179.46 d，相比鄰井仙西1 井和仙西2 井平均井深深685.5 m，平均鉆完井周期縮短64.79 d，實現了零事故復雜(鄰井平均事故復雜率24.85%)。賽探1 井成功完成了6 077.20~6 081.23 m 的取心任務。

4 結論與認識

(1) 非常規井身結構較常規井身結構多一級套管程序，提高了鉆井過程中應對深層未知地層風險的能力，是風險探井、復雜井成功鉆探的關鍵，但井眼尺寸放大一級，在滿足地質勘探成功的同時，大尺寸井眼提速仍需進一步研究。

(2) 垂直鉆井技術有效提高了井身質量。推薦在中上部地層使用國產BH-VDT 垂直鉆井系統，深部地層使用Power-V 垂直鉆井系統。

(3) 形成了一套應對高壓鹽水層行之有效的方法，通過常規手段難以控制時，應用精細控壓技術可以有效降低事故復雜的發生。

(4) BH-WEI 復合有機鹽鉆井液體系在高密度、高井溫、高含鹽膏條件下，流變性好，濾失量低，潤滑性好，體現出其良好的穩定性能，在應對高壓鹽水層表現出良好的抗污染能力，減少了井下復雜的發生。

(5) “扭力沖擊器+垂直鉆井系統”和“脈沖接頭+螺桿鉆具”提速工具集成鉆井技術可進一步推廣。