南海高水垂比大位移井提效集成技術應用

汪佳暉

中海石油（中國）有限公司深圳分公司深水工程技術中心 廣東 深圳 518067

高水垂比大位移井是指水垂比大于或等于3且水平位移超過3000m 的大位移井[1]，較常規定向井和大位移井具有相同垂深下更長的穩斜段或水平段，是進行海上勘探開發邊際油田的重要工程。現場作業中面臨多類型工程挑戰：井斜角大、延伸段長，摩阻扭矩高、鉆機負荷大、井筒清潔困難、安全作業窗口窄、長套管串磨損和下入難度大等一系列難題。如何安全、優質、高效地完成高水垂比大位移井，是鉆完井高質量發展和提效降本的關鍵。南海東部油田開展了豐富的大位移井工程實踐，形成了一系列大位移井鉆井提效集成技術，并在流花油田某高水垂比大位移井（以下簡稱B井）實踐應用并取得顯著的成果。

1 流花11-1油田大位移井作業難點及技術挑戰

流花11-1油田位于中國南海東部海域珠江口盆地東沙隆起西南部，水深311m，構造上屬于基巖隆起上發育的生物礁地層圈閉，油田地質情況復雜，非均質性強，斷層、裂縫發育豐富[2]。B井作為一口高水垂比大位移井（水垂比6.65），工程方面主要面臨以下3項技術挑戰：

表層為開路鉆井，鉆桿無有效支撐點易發生屈曲，淺部預斜點僅在泥面以下70m、地層疏松，井眼軌跡在590m后需要以6-7°/30m高全角變化從0.16°增斜至84.11°，造斜壓力大，使用大彎角馬達在旋轉鉆進期間存在工具斷裂風險。

儲層埋深淺、壓實程度低，地層脆弱對壓力波動敏感，安全作業窗口窄，對鉆井液當量循環密度（以下簡稱ECD）精細控制提出更高要求；延伸段長，井斜角大，井筒清潔困難將產生巖屑床堆積，導致鉆具啟動摩阻高、鉆井扭矩大、易形成規律性阻卡，造成環空憋壓誘發地層漏失風險。

小尺寸井眼易發生尾管下不到位風險；旋轉下尾管工藝受限于管串扭矩大，發生復雜情況缺乏處理余量；尾管下入產生的激動壓力易反向擊穿浮鞋、浮箍的單流閥導致失效，從而引發工程事故。

2 高水垂比大位移井提效關鍵技術

2.1 水下井口重建技術

通過磨銑、切割和套銑回收Φ339.7mm及Φ244.5mm雙層套管，可調整優選淺層側鉆點，在滿足地質油藏要求的前提下優化井眼軌跡、減少鉆井總進尺、降低工程難度和成本。作業程序為：回收油管掛和密封總成，切割回收Φ244.5mm套管、套管掛及增高短節，磨銑套管大小頭；分段切割、套銑并回收Φ339.7mm套管；注側鉆水泥塞，開路鉆進Φ444.5mm井眼；重新下入Φ339.7mm套管并固井，完成表層套管和水下井口的重新建立。

老井Φ244.5mm套管增高短節無專用回收工具，在回收管柱過程中存在意外落井風險，結合增高短接內部扶正塊結構及有效尺寸，設計了一套特殊回收工具。下部設計為帶坡度的引導機構保證下入通過性，中間設計流道可開泵清洗井口，下端設計合葉機構，通過套管增高短節扶正塊后合葉打開，當下入距離足夠合葉自行關閉，只需旋轉角度并上提鉆具，即可實現懸掛回收套管增高短節；下部突出的翼板與管體之間設計加強筋機構，提高工具的整體強度。

根據內管柱和套管內徑尺寸設計了一種內管柱C形卡盤并配合安全卡瓦使用，卡盤下部設計限位機構，坐落在套管上可有效防止移動；整體應用優質鋼板切割形成，提高卡盤承壓及抗剪性能，保障安全穩定性，實踐應用可有效規避打撈內管柱的落井風險。

2.2 淺層中&短曲率半徑造斜技術

流花油田水下井口叢式井網分布密集，淺層井眼碰撞風險高。B井需在表層盡早預斜和防碰繞障，綜合考慮表層巖性疏松，開路鉆進的鉆具缺少有效側向支撐易發生屈曲，軌跡造斜壓力大等問題，設計應用中&短曲率半徑技術思路。

表層鉆進時使用水下機器人（ROV）在海底對鉆具進行實施監測，如有屈曲現象即調整鉆井參數并活動鉆具，消除鉆具屈曲產生的應力疲勞，從根本上保障鉆具安全；應用高精度隨鉆測斜儀器配合KEEPER陀螺測斜儀，每鉆進200～300m進行軌跡復測，提高測量準確度，有效消除了傳統有線陀螺測斜儀易受海流影響導致振動大、測量精度低、測斜不成功等問題，實現淺層精準防碰繞障和軌跡控制。

該井段鉆遇大套疏松泥巖段，為保證造斜效果，井下鉆具組合應用1.83°彎角馬達配合Φ444.5mm牙輪鉆頭。在造斜點開始即以最大全角變化率6°/30m迅速增斜，造斜段全程控制鉆壓50～60kN，排量2400～3500L/min，機械鉆速20～25m/h，實鉆全角變化率在3°/30m～7°/30m之間浮動，平均全角變化率約為5.5°/30m，在進尺590m以內成功實現井斜角從0.16°迅速增斜至84.11°。旋轉鉆進期間控制排量2400L/min以降低馬達轉速，保持轉速20r/min以降低大彎角馬達應力集中部位的斷裂風險，通過精細化參數控制保障工具和井下安全。

2.3 長穩斜延伸段井筒清潔技術

B井井斜角大、延伸段長，摩阻扭矩高，巖屑運移困難并常在井筒低邊形成巖屑床造成井眼“假縮徑”現象，若處理不及時可能會誘發井漏、卡鉆等多種井下復雜情況和事故。因儲層埋深淺、壓實程度低、地層薄弱，井筒的坍塌壓力和漏失壓力差值小，安全作業窗口窄，環空憋壓1.38MPa即可能憋漏地層。需要通過良好的井筒清潔技術減少巖屑床堆積，降低井筒ECD。經過軟件模擬和現場研究，制定3項舉措構建長穩斜延伸段井筒清潔技術：鉆井液性能優化、特殊工具使用和工程控制措施。

（1）鉆井液性能優化

開鉆前應用淡水配漿，調整鉆井液密度低至1.07～1.08g/cm3，全程維持井控最低安全密度鉆進；提高鉆井液流變性、封堵性和抑制性，降低鉆井液自由水活度，減少長穩斜延伸段泥頁巖水化分散導致的井壁應力失穩風險，減弱濾液侵入地層深度，維持井筒處于相對穩定清潔狀態；應用液體/固體潤滑劑復配形成高性能潤滑漿向循環體系中均勻補充，提高鉆井液體系的潤滑性能。通過鉆井液性能優化，實鉆過程返砂效果良好、并有效降低了起下鉆和鉆進的摩阻扭矩。

（2）特殊工具使用

針對Φ311.1mm井眼長穩斜延伸段巖屑床堆積的難題，應用巖屑床破壞器并輔助連續循環系統進行井筒清潔。巖屑床破壞器的原理是將行程不相同的2段同向同心螺旋機構復合，行程較長的一段為清潔段，隨鉆桿高速旋轉時產生切削、攪動巖屑的效果；行程較短的一段則為攜巖段，在高排量鉆井液中形成“湍流”將巖屑由井筒低邊攜帶至“有效流區域”進而持續運移巖屑。

應用連續循環系統可增強Φ311.1mm井眼清潔效果，降低停泵接/卸立柱時的巖屑快速沉降，維持井筒處于恒定壓耗狀態。該系統可通過打開側向蓋板閥在接/卸立柱時進行鉆井液分流維持井筒連續穩定循環，有效避免了開關泵產生的激動壓力對脆弱地層造成的額外擾動，維持巖屑持續運移阻止其在停泵狀態下向井筒低邊沉降堆積，可實現鉆進和起下鉆不停泵接/卸立柱，進一步保障井筒的清潔與安全。

（3）工程控制措施

計算表明：巖屑床平均高度的變化受排量和鉆桿轉速影響敏感度較高，當排量由1200L/min增大至2400L/min時，環空中巖屑床平均高度降低約13%；轉速由0r/min增加至150r/min時，環空中巖屑床平均高度降低約12%。因此主要選取以大排量水力參數配合高轉速機械動能進行構建井筒清潔方案。

洗井間隔是指2次充分洗井操作之間的間隔。倒劃眼起下鉆、使用清掃液循環等都是有效的洗井操作，可根據實鉆情況靈活選擇。通過計算：排量1800L/min，機械鉆速30m/h，洗井間隔200m時，大斜度井段環空巖屑床將小于10%。因此，保持頂驅高轉速機械性能、維持大排量水力參數、縮短洗井間隔時間是破壞和清除巖屑床、提高井眼清潔程度的有效工程控制措施。

2.4 全掏空旋轉下尾管技術

旋轉下尾管技術是應用可旋轉尾管掛，通過旋轉尾管串降低下入摩阻，提高尾管串下入成功率的一項技術。應用旋轉方式下尾管可以消除常規下尾管時受高摩阻引起的管串正弦屈曲、螺旋屈曲和更為嚴重的自鎖現象[3]。全掏空旋轉下尾管技術是在旋轉下尾管技術的基礎上，保持一定長度的管柱不灌漿，從而降低尾管串下入摩阻和旋轉扭矩。該技術適用于井眼軌跡復雜、大井斜裸眼段長、井架提升能力有限和地層壓力窗口窄的大位移井作業。借鑒南海東部油田已鉆大位移井的作業經驗，應用全掏空旋轉下尾管技術能夠在處理尾管下不到位等復雜情況時保留一定安全處理余量，能較好避免下尾管過程中產生激動壓力引起的地層漏失難題。

該技術的實施需要在工具方面解決兩項關鍵問題：

尾管串處于全掏空狀態，下入過程中產生的激動壓力易超過浮鞋、浮箍的承壓級別，發生反向擊穿導致單流閥失效，會造成固井作業時水泥漿反灌等嚴重的井下問題。根據計算管柱下入壓力波動，應用抗壓強度69MPa的高壓力等級劃眼浮鞋，高承壓級別可以有效避免激動壓力擊穿單流閥，浮鞋上的聚晶金剛石復合片鉆頭（PDC）型切削齒亦可輔助尾管旋轉通過裸眼遇阻點。

通過計算，常規尾管的BTC螺紋抗扭強度低于旋轉下尾管的作業扭矩。應用匹配BTC螺紋的扭矩環并緊固安裝于尾管接箍內，有效防止尾管上扣過緊和螺紋變形，通過人造臺階的形式提升普通尾管螺紋抗扭性能，不僅可延長螺紋的使用壽命，更可替代成本更高的高抗扭型套管，大幅節省作業成本[4]。

3 結論與建議

應用水下井口重建技術可優選高難度井淺層側鉆點，優化井眼軌跡和套管下入深度，建立科學合理的淺層高水垂比大位移井井身結構。

通過研究和實踐，優化鉆井液性能、配合大水力高轉速等機械參數、輔助使用巖屑床破壞器和連續循環系統，可有效減弱長穩斜延伸段的巖屑床堆積，降低井筒ECD，提高井筒的清潔程度。

根據實踐經驗，在儲層埋深較淺、井斜角大、裸眼段長的高水垂比大位移井鉆井作業中，應用全掏空旋轉下套管技術能有效解決小尺寸井眼套管下不到位的問題。

高水垂比大位移井B井的成功實施為海洋石油同類型大位移井作業提供了良好的技術思路和經驗借鑒。