謝中成 付建紅 李進 王濤 曹磊 牟哲林

1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院；2.中海石油（中國）有限公司上海分公司；3. 海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室·中海石油（中國）有限公司天津分公司；4.上海石油天然氣有限公司

隨著海洋油氣勘探開發(fā)規(guī)模的不斷擴大，依托海洋鉆井平臺和人工島鉆大位移井?dāng)?shù)量越來越多。有效地利用海上現(xiàn)有的生產(chǎn)平臺，充分運用大位移水平井鉆井技術(shù)，可以十分有效地對周邊油田實施開發(fā)，從而節(jié)省昂貴的海上油田開發(fā)費用，同時為有效地開發(fā)一些小的斷塊油田、邊際油田開辟了一條嶄新的道路，具有極為廣闊的應(yīng)用前景［1-3］。

東海A油氣田位于東海陸架盆地某凹陷A構(gòu)造帶中南部。之前，在該構(gòu)造鉆探的某井獲得工業(yè)油氣流，為了穩(wěn)定油氣產(chǎn)量，將該構(gòu)造中一斷塊作為項目依托區(qū)塊，設(shè)計A井進行開發(fā)。該井是在原A10井基礎(chǔ)上進行大修棄井側(cè)鉆，也是平臺模塊鉆機升級改造之后的第1口井，如果該井能夠成功實施，將為該油氣田利用老井挖潛、開發(fā)邊際油藏開辟一條新思路。

針對該井存在的淺地層水敏性強易縮徑、深部煤層井段易坍塌失穩(wěn)、摩阻扭矩大、井眼清潔困難、井眼軌跡控制難度大、上部套管易磨損、技術(shù)套管下入困難、固完井難度大等技術(shù)難題，應(yīng)用“大位移井鉆井工程優(yōu)化設(shè)計技術(shù)”、“提高大位移井延伸能力技術(shù)”和“大位移井固井技術(shù)”對鉆井工程設(shè)計方案進行了優(yōu)化，同時指導(dǎo)了該井的高效順利現(xiàn)場實施，為國內(nèi)利用自主技術(shù)實施大位移井提供了經(jīng)驗。

1 地質(zhì)概況與鉆完井難點

1.1 地質(zhì)概況

A油氣田某構(gòu)造中一斷塊發(fā)育在某凹陷西部斜坡某構(gòu)造帶南段，東臨三潭深凹，西靠海礁隆起。中一斷塊與A油氣田已開發(fā)區(qū)塊構(gòu)造特征相類似，在主斷裂下降盤形成了深部斷塊、斷鼻、背斜～斷背斜和淺部的背斜～斷背斜迭合成的復(fù)合型構(gòu)造。根據(jù)鉆井及地震信息，各層均為砂泥巖地層，A組下段和B組中段發(fā)育有煤層。與A油氣田已開發(fā)區(qū)塊地層層序基本相似，含氣層系主要分布在始新統(tǒng)平湖組。P10層之上地層壓力系數(shù)0.98～1.00，之下地層壓力系數(shù)略有增大，P10層為1.06，P11層為1.07，但總體而言，P11層之上均為常壓層。地溫梯度分布范圍為3.07～3.42 ℃ /100 m，取平均值約為 3.3 ℃ /100 m，預(yù)測井底溫度為119 ℃。

1.2 鉆井技術(shù)難點

從已鉆鄰井資料分析，垂深1 000 m以上地層成巖性差，泥巖水敏性強，易發(fā)生坍塌；鉆遇漸新統(tǒng)A組頂部泥巖段，易縮徑；始新統(tǒng)B組頂部地層剝蝕，易發(fā)生鉆井液漏失。煤層易發(fā)生漏失和井壁坍塌失穩(wěn)。該井設(shè)計水平位移為5 341.97 m。綜合分析該井的主要地質(zhì)特點和工程要求，其鉆井難點主要體現(xiàn)有以下幾個方面［4-5］。

（1）地質(zhì)條件復(fù)雜，垂深1 000 m以上地層成巖性差，泥巖水敏性強，易發(fā)生坍塌掉塊；各層均為砂泥巖地層，容易引起井壁水化剝蝕，坍塌掉塊；A組下段和B組中段發(fā)育有煤層，易發(fā)生漏失和井壁失穩(wěn)現(xiàn)象。另外，裸眼穩(wěn)斜井段長，浸泡時間長，井身質(zhì)量難以保證，甚至?xí)?dǎo)致復(fù)雜情況。

（2）對鉆井設(shè)備要求高，模擬扭矩高達50～65 kN·m，大鉤負(fù)荷最大達2 540 kN，鉆機功率最大值要求4 000 kW，泵排量要求達到4.0 m3/min，泵壓超過25 MPa。設(shè)備要經(jīng)受長時間的高負(fù)荷運轉(zhuǎn)，鉆井泵、頂部驅(qū)動裝置和柴油機組都是經(jīng)過升級改造后投入使用的，發(fā)生設(shè)備故障的幾率高。

（3）超5 000 m的水平位移，導(dǎo)致摩阻扭矩大，鉆柱側(cè)向力大，套管磨損嚴(yán)重；井眼清洗和固相控制難度大，采用油基鉆井液環(huán)保要求高［6-8］。

（4）井眼軌跡控制難度大，S型剖面設(shè)計，自井深5 798 m開始井斜角逐漸從71.1°降至38.3°連續(xù)中兩個靶點，井眼光滑度難以保證，設(shè)計靶心距為120 m，中靶難度大。

（5）下套管及固井難度大，從西江實施的大位移井鉆井經(jīng)驗分析發(fā)現(xiàn)，中間技術(shù)套管經(jīng)常發(fā)生中途被卡下不到位的情況，尤其是下?244.5 mm技術(shù)套管，由于裸眼段長，摩阻大，再加上井眼光滑度和清潔難以保證，套管下入難度大［9-12］。

2 鉆井設(shè)計優(yōu)化

2.1 井眼軌道優(yōu)化設(shè)計

本井主要鉆井目的是開發(fā)P8和P10層，設(shè)計地質(zhì)靶點P8垂深2 990.62 m，水平位移5 237.6 m，靶點P10垂深3 130.62 m，水平位移5 326.94 m。井眼軌道設(shè)計中，應(yīng)用基于多目標(biāo)優(yōu)化的大位移井軌道設(shè)計方法［13-14］對井眼軌道進行了優(yōu)化設(shè)計。批量軌道設(shè)計參數(shù)：造斜點200～600 m，步長50 m；穩(wěn)斜角 70～80°，步長 1°；最大狗腿度 10（°）/100 m。摩阻扭矩計算參數(shù)：鉆壓為60 kN，鉆頭扭矩為4 kN·m，摩擦因數(shù)為0.25，鉆井液密度為1.25 g/cm3，直井段取100 m為一步長，斜井段取30 m為一步長。多目標(biāo)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果、單目標(biāo)優(yōu)化設(shè)計結(jié)果見表1。

表1 井眼軌道優(yōu)選結(jié)果Table 1 Selection results of well track

多目標(biāo)條件下最優(yōu)的井眼軌道參數(shù)如下：軌道類型修正懸鏈線，造斜點深度500 m，穩(wěn)斜角75°。修正懸鏈線屬于變曲率曲線，采用常規(guī)導(dǎo)向鉆具鉆進不宜實現(xiàn)，準(zhǔn)懸鏈線與修正懸鏈線有著相似的特性，但屬于恒變曲率曲線，可選用捷聯(lián)式旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具或常規(guī)導(dǎo)向鉆具，因此設(shè)計軌道類型推薦準(zhǔn)懸鏈線軌道，相同造斜點及穩(wěn)斜角情況下準(zhǔn)懸鏈線軌道對應(yīng)的多目標(biāo)優(yōu)化特征值為4.33，與最優(yōu)軌道相差不大。該井采用老井側(cè)鉆，根據(jù)老井的井身結(jié)構(gòu)，參考理論分析結(jié)果，側(cè)鉆點選在510 m；此外考慮地質(zhì)環(huán)境，井眼軌道需要避開兩條斷層（見圖1），因此增加了一個控制靶點，穩(wěn)斜段穩(wěn)斜角在 71～77°。最終設(shè)計軌道數(shù)據(jù)見表2。

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計

圖1 A井與斷層相對位置示意圖Fig. 1 Schematic relative position of Well A to faults

因該井是從老井 A10 井槽口進行側(cè)鉆，A10 井隔水導(dǎo)管 ?508 mm 已下深 498 m，所以只需優(yōu)化后面的套管尺寸和套管下深，通過考慮鉆遇地層的復(fù)雜情況和地層壓力剖面，及可能存在的井下復(fù)雜情況，套管程序的選擇應(yīng)為各開次鉆井安全留有余地，套管下深的確定應(yīng)封固存在層間矛盾的裸眼段，最大限度降低鉆井風(fēng)險。該井選擇三開次井身結(jié)構(gòu)（圖2），具體設(shè)計原則如下：

表2 井眼軌道設(shè)計數(shù)據(jù)Table 2 Design data of well track

（1）?444.5 mm 井眼鉆過C組與D組之間的不整合面，滿足造斜結(jié)束穩(wěn)斜100 m，封隔上部易坍塌地層，下 ?339.7 mm 套管至 1 851 m；

（2）?311.2 mm 井眼鉆至降斜段前30 m完鉆，在漸新統(tǒng)B組頂部泥巖段（垂深約2 270 m），需防縮徑及黏附卡鉆，該層套管下深封住該泥巖井段，為下部三開降斜及中靶井段做準(zhǔn)備，下入 ?244.5 mm技術(shù)套管至5 460 m；

（3）?215.9 mm井眼按地質(zhì)完鉆原則完鉆，下入?177.8 mm 尾管固井，尾管與 ?244.5 mm 套管重疊150 m。

圖2 A井井身結(jié)構(gòu)示意圖Table 2 Design data of well track

3 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

3.1 摩阻、扭矩監(jiān)測技術(shù)

為減少摩阻扭矩，該井使用了油基鉆井液，但對于井下摩阻扭矩的監(jiān)測和控制仍是事關(guān)大位移井鉆井成敗的關(guān)鍵，目前大多數(shù)井對摩阻扭矩的分析還停留在預(yù)測階段，而隨鉆過程中對其的實時監(jiān)測和分析尚不成熟。為此，在摩阻扭矩預(yù)測分析的基礎(chǔ)上，該井開展了摩阻扭矩的實時監(jiān)測：鉆進過程中，連續(xù)記錄接立柱時上提鉆具、下放鉆具和旋轉(zhuǎn)提離井底時的大鉤載荷，記錄不同井深條件下復(fù)合鉆進扭矩值和旋轉(zhuǎn)提離井底扭矩值；將所記錄的數(shù)據(jù)反演計算摩阻扭矩，形成實時監(jiān)測數(shù)據(jù)的實時曲線，并將其用于評價井眼清洗程度、井眼縮徑、垮塌等井下情況，及時地掌握鉆井液性能變化、井眼軌跡光滑度及鉆井參數(shù)的控制等。

3.1.1 大位移井摩阻扭矩計算模型 首先考慮鉆柱屈曲及井徑變化影響的摩阻扭矩計算方法，通過鉆柱屈曲室內(nèi)實驗，修正了鉆柱屈曲臨界載荷。實驗采用2套模擬井筒：一套外徑44.3 mm，內(nèi)徑31.3 mm，用于模擬?311.2 mm 井眼；另一套外徑38.3 mm，內(nèi)徑 24.1 mm，用于模擬 ?241.3 mm井眼。采用4種模擬鉆具：（1）ABS塑料管（用于螺紋連接）外徑15.3 mm和18 mm 各一套；（2）鋼管（帶接箍）外徑8 mm 和6 mm 各1套。

通過實驗，修正后的鉆柱正弦屈曲臨界載荷為

鉆柱螺旋屈曲臨界載荷為

鉆柱屈曲后附加摩阻增量計算公式為

式中，F(xiàn)s為修正后的鉆柱正弦屈曲臨界載荷，N；EI為鉆柱抗彎剛度，N·m2；q為鉆柱在鉆井液中的線重度，N/m；α為井斜角，rad；r為鉆柱中心與井眼中心之間的距離，m；Fh為鉆柱螺旋屈曲臨界載荷，N；μ為摩擦因數(shù)；L為鉆柱長度，m；ΔL為鉆具屈曲產(chǎn)生的微小形變量，m；ΔFf為鉆柱屈曲后附加摩阻增量，N；Fx為周向載荷，N；Fz為軸向載荷，N。

針對井徑不規(guī)則井段，利用二次插值樣條曲線建立A井井徑隨井深變化剖面，計算得到軸向摩擦因數(shù)和周向摩擦因數(shù)。

式中，K為井徑變化率；Δx為井徑變化量，m；t為參變量，0≤t≤1。

3.1.2 大位移井摩阻扭矩監(jiān)測方案 首先利用前期研究成果，根據(jù)鄰井資料，選取摩擦因數(shù)，編制監(jiān)測圖版?，F(xiàn)場鉆進過程中，實時跟蹤實測數(shù)據(jù)，和理論計算數(shù)據(jù)進行對比分析，為待鉆井段摩阻扭矩控制提供依據(jù)。具體流程如下：大位移井摩阻扭矩計算分析軟件→摩阻扭矩模擬計算分析→不同摩擦因數(shù)條件下模擬下放鉆具大鉤載荷、上提鉆具大鉤載荷、旋轉(zhuǎn)鉆進扭矩，編制監(jiān)測版圖→鉆井過程中，實時記錄下放、上提大鉤載荷和旋轉(zhuǎn)鉆進扭矩→對比分析，校正鉆進扭矩→預(yù)測待鉆井段的摩阻扭矩，制定相應(yīng)技術(shù)措施。

3.1.3 A井摩阻扭矩隨鉆監(jiān)測應(yīng)用分析 扭矩監(jiān)測圖3中的 A、B、C處，扭矩比模擬值異常大，判斷井眼清潔程度較差，井下工況惡劣，現(xiàn)場通過循環(huán)洗井，達到清潔井眼效果。D點處鉆進扭矩明顯減小，則是在井深 3 062 m 時通過長時間循環(huán)洗井、短起下鉆分段循環(huán)等措施，達到了很好的攜砂效果，改善了井眼環(huán)境。

摩阻監(jiān)測圖4中，①、②兩點處，上提鉤載和下放鉤載呈明顯“分叉”趨勢，井眼清潔程度較差，現(xiàn)場通過增加每個立柱的劃眼次數(shù)、提高鉆井液攜砂性能等措施改善井眼環(huán)境，如點③顯示上提鉤載和下放鉤載呈明顯“合并”趨勢。

聽到這里，周老師后面講什么我都沒聽見，我只覺得腦袋里有一萬頭憤怒的雄獅呼嘯而過！有這么“坑”娃的家長嗎？別人家的爸爸媽媽生怕“差生”帶壞自家孩子，她倒好，“高風(fēng)亮節(jié)”“舍己為人”“大義滅親”……八成是在家長會上被夸得飄飄然了，頭腦一熱，大手一揮……唉，我再怎么咬牙切齒也沒用，只能老老實實收拾書包，換位子吧。

圖3 扭矩監(jiān)測圖Fig. 3 Torque monitoring diagram

圖4 摩阻監(jiān)測圖Fig. 4 Friction resistance monitoring diagram

3.2 ECD監(jiān)測技術(shù)

ECD監(jiān)測采用了井下工具監(jiān)測及軟件實時模擬計算相結(jié)合的方式，井下檢測通過MWD攜帶的ECD監(jiān)測短節(jié)進行監(jiān)測，軟件模擬計算使用一套專門用于靜動態(tài)水力學(xué)、摩阻及力學(xué)分析、井底ECD模擬、攜巖效率計算的綜合軟件Drillbench實時計算。通過井下檢測和實時模擬井下ECD計算攜巖效率，為該井工程作業(yè)提供了合理的鉆井液流變性能和鉆井參數(shù)。實際鉆井液密度高于地層孔隙壓力和坍塌壓力，確保井壁不發(fā)生坍塌失穩(wěn)現(xiàn)象；同時環(huán)空ECD又小于破裂壓力，確保井眼不會被壓破漏失，井筒壓力處于安全密度窗口以內(nèi)；ECD為井眼清潔提供依據(jù)，如圖5中，在井深 2 100～2 300 m，部分井段ECD呈現(xiàn)快速上升趨勢，對應(yīng)圖3中，此時鉆進扭矩也呈增加趨勢，說明井眼清潔不佳，現(xiàn)場通過調(diào)整鉆井液性能、增加洗井時間、短起下鉆等措施，提高井眼清潔程度。

圖5 ?311.2 mm井眼環(huán)空實測ECDFig. 5 Measured ECD in the annulus of ?311.2 mm hole

3.3 下套管技術(shù)

3.3.1 ?244.5mm套管下入技術(shù) 該井二開設(shè)計裸眼段長3 609 m，實鉆裸眼段長3 614 m；二開穩(wěn)斜角達77.33°；水平位移達4 272.5 m，垂深為2 277.03 m。由于套管自身的重力作用，使得套管在貼近井眼的下側(cè)會形成托底，可能導(dǎo)致套管無法下入到位。設(shè)計階段針對該井下? 244.5 mm套管進行敏感性分析（如圖6、圖7所示），需采用DAVIS漂浮接箍，應(yīng)用漂浮下套管技術(shù)。該技術(shù)是在套管柱下部封閉一段空氣，以減輕整個管柱在鉆井液中的質(zhì)量，從而達到減小摩阻、將套管下入至計劃深度的目的。

圖6 常規(guī)方案下套管摩阻敏感性分析Fig. 6 Sensitivity analysis on the friction resistance during the lowering of casing according to the conventional scheme

通過對常規(guī)下套管敏感性分析，摩擦因數(shù)按套管內(nèi)0.35、裸眼0.45計算，?244.5 mm套管無法下到位。如果漂浮2 750 m，摩擦因數(shù)按套管內(nèi)0.35、裸眼0.6計算，可下到位并且有較大余量，因此，設(shè)計階段考慮漂浮2 750 m，現(xiàn)場根據(jù)實際反演的摩擦因數(shù)調(diào)整漂浮長度。

圖7 漂浮段2 750 m下套管摩阻敏感性分析Fig. 7 Sensitivity analysis on the friction resistance during the lowering of casing in the float interval of 2 750 m

該井?311.2 mm井段中完后，利用摩阻扭矩監(jiān)測技術(shù)，通過起鉆懸重反演摩擦因數(shù)為套管內(nèi)0.17，裸眼0.21，?244.5 mm套管下入過程最低懸重898 kN，可順利下到位。將摩擦因數(shù)附加至套管內(nèi)0.17，裸眼0.35 左右，套管下入過程最低懸重約470 kN，仍可下放到位。鑒于下漂浮接箍存在的問題：（1）中途遇阻無法靠自重通過遇阻點；（2）中途遇阻需開泵時，漂浮接箍打通后失效；（3）無法分段打通，到底后開泵激動壓力大，該井未下漂浮接箍，?244.5 mm套管順利到位。

3.3.2 ?177.8 mm尾管下入技術(shù) 由于該井?212.7 mm井段5 500 m 左右存在異常，每次起下鉆至該位置均存在蹩扭矩、憋壓、失返現(xiàn)象，需劃眼通過，多次通井均無效果，因此，為確保?177.8 mm尾管下入順利，決定使用可旋轉(zhuǎn)尾管掛系統(tǒng)及配套劃眼引鞋，目的是當(dāng)井眼有縮徑或凸沿時，配套使用旋轉(zhuǎn)尾管配套附件，劃眼通過，保證套管順利到位。

可旋轉(zhuǎn)式尾管懸掛器施工參數(shù)：旋轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)速為10～40 r/min；作業(yè)過程中最大旋轉(zhuǎn)扭矩為22.34 kN·m（工具可承受最大旋轉(zhuǎn)扭矩27.93 kN·m 的80%）+當(dāng)前深度鉆具實測旋轉(zhuǎn)扭矩；循環(huán)泵壓為9.1 MPa（坐掛壓力的80%）+當(dāng)前深度鉆具實測循環(huán)壓耗；最大下壓載荷100 kN。

劃眼浮鞋：由剛性保徑塊+360°切削刃組成，下套管遇阻時可開泵旋轉(zhuǎn)劃眼，修整井眼，從而輔助尾管串通過遇阻點，順利下至設(shè)計深度。

該井?177.8 mm尾管出管鞋后于5 529 m 遇阻，首先多次嘗試上提下放，直至下放至頂驅(qū)懸重未能通過，之后只開泵不開轉(zhuǎn)嘗試，直至下放至頂驅(qū)懸重仍未能通過，此后上提至自由懸重，開泵、旋轉(zhuǎn)下放（排量500 L/min，轉(zhuǎn)速20 r/min），管串順利通過遇阻點，至5 569 m恢復(fù)正常下鉆，順利下至預(yù)定位置6 865 m。

3.4 電測固井質(zhì)量技術(shù)

由于該井最大井斜77°，?177.8 mm尾管固井質(zhì)量無法使用常規(guī)電測完成，因此首次使用LWD 隨鉆（SonicScope）聲波利用定量膠結(jié)指數(shù)（QBI）評價?177.8 mm尾管固井質(zhì)量。水泥膠結(jié)指數(shù)與水泥膠結(jié)程度有關(guān)，水泥膠結(jié)程度越高，膠結(jié)指數(shù)越高。

如圖8所示，該井采用了聲波幅度和聲波衰減相結(jié)合的混合法來評價固井質(zhì)量。作業(yè)前采用簡單求和模型，根據(jù)不同深度位置的不同水泥性能（水泥聲阻抗）和套管厚度計算得到了敏感度數(shù)據(jù)。圖8中不同的顏色棒表示在計算不同深度井段的膠結(jié)指數(shù)時，根據(jù)敏感度大小采用不同的計算方法（粉色范圍時采用聲波衰減法計算，綠色范圍采用加權(quán)平均法計算，紫色范圍采用聲波幅度法計算）。

資料采集方法：SonicScope 在上提過程中采集QBI數(shù)據(jù)，儀器不旋轉(zhuǎn)；采集過程中控制測井速度低于274 m/h，聲波資料記錄速度2 s。

圖8 視衰減與膠結(jié)指數(shù)的關(guān)系圖Fig. 8 Relationship between apparent attenuation and bond index

圖9為該井實測固井質(zhì)量綜合評價成果圖，5950 m以上QBI 數(shù)值較低（20%～50%）表示膠結(jié)質(zhì)量較差；5 950～6 500 m QBI 數(shù)值 50%～80%，表示膠結(jié)質(zhì)量良好；6 500 m以下QBI數(shù)值80%～100%，表示膠結(jié)質(zhì)量非常好。該井目的層位于6 500 m以下，表明該井段固井質(zhì)量較好，可確保射孔高質(zhì)量完成并投產(chǎn)。

4 結(jié)論

（1）大位移井對摩阻扭矩實時監(jiān)測可用于評價井眼清洗程度、井眼縮徑、垮塌等井下情況，及時掌握鉆井液性能變化、井眼軌跡光滑度及鉆井參數(shù)的控制等。

圖9 隨鉆電測固井質(zhì)量結(jié)果圖Fig. 9 Result of electric logging cement quality while drilling

（2）大位移井可通過對ECD檢測，計算攜巖效率，及時調(diào)整合理的鉆井液流變性能和鉆井參數(shù)。大位移井大長度穩(wěn)斜段技術(shù)套管是否使用漂浮技術(shù)，可根據(jù)現(xiàn)場實際反演的摩擦因數(shù)進行敏感性分析而定。

（3）大位移井尾管下入建議使用可旋轉(zhuǎn)尾管掛系統(tǒng)及配套劃眼引鞋，當(dāng)井眼有縮徑或凸沿時，可劃眼通過，確保尾管順利到位。

（4）該井使用的 LWD 隨鉆（SonicScope）聲波電測?177.8 mm尾管固井質(zhì)量是國內(nèi)首次應(yīng)用，可為其他大位移井固井質(zhì)量的測量提供技術(shù)借鑒。