劉彪 潘麗娟 王圣明 李小愛(ài) 李雙貴

1.中國(guó)石化西北油田分公司石油工程技術(shù)研究院；2.中國(guó)石油油田技術(shù)服務(wù)有限公司；3.中國(guó)石化西北油田分公司概預(yù)算中心

塔里木盆地地質(zhì)構(gòu)造特殊且復(fù)雜，其中順北油氣田埋深普遍大于8 000 m，于2019年2月25日完鉆的順北鷹1井完鉆井深 8 588 m，超越了2月14日完鉆的順北 5-5H 井 (完鉆井深 8 520 m)，刷新了亞洲陸上鉆井最深紀(jì)錄［1］。順北油氣田位于塔里木盆地順托果勒低隆起北緣，自上而下鉆遇層位多、巖性差異大，具有特殊地層發(fā)育、壓力系統(tǒng)復(fù)雜等特點(diǎn)，鉆井過(guò)程中普遍存在漏失、坍塌等復(fù)雜。針對(duì)上述地質(zhì)環(huán)境和鉆井工程難點(diǎn)，研究?jī)?yōu)化了井身結(jié)構(gòu)，形成了順北油氣田井身結(jié)構(gòu)系列。論述了順北油氣田井身結(jié)構(gòu)的持續(xù)研究與演化過(guò)程，并重點(diǎn)闡述了鉆井、完井、開(kāi)發(fā)一體化設(shè)計(jì)理念，為類似區(qū)塊高效鉆井提供了借鑒。

1 地質(zhì)特征

(1)儲(chǔ)層埋藏深，地層層序多。埋深 7 400～8 600 m，地層層序基本一致，采用drillworks軟件與地震聲波數(shù)據(jù)模擬計(jì)算順北油氣田區(qū)域地層壓力，見(jiàn)表1。

表1 區(qū)域地層壓力分布Table 1 Regional formation pressure distribution

(2)輝綠巖侵入體［2］。石炭系、志留系間斷發(fā)育侵入巖，埋深 5 000～6 500 m，厚度 10～50 m，坍塌壓力系數(shù)約 1.4；桑塔木組侵入巖，埋深 6 500～7 000 m，厚度 10～40 m，坍塌壓力高。

(3)高壓鹽水層、高壓氣層發(fā)育。順北一區(qū)部分區(qū)域桑塔木組發(fā)育高壓鹽水層壓力系數(shù)1.47；志留系高壓鹽水層壓力系數(shù)約1.36。順北三、四區(qū)部分區(qū)域石炭系、志留系高壓鹽水層壓力系數(shù)達(dá)1.96。順北二區(qū)目的層奧陶系鷹山組、蓬萊壩組高壓氣層孔隙壓力系數(shù)1.48，部分區(qū)域達(dá)1.86以上。

(4)二疊系與奧陶系地層壓力窗口窄［3］。二疊系火成巖屬硬脆性地層，微裂縫發(fā)育，易漏，下部石炭系、志留系砂泥巖地層泥巖易水化，坍塌應(yīng)力大，二疊系與之合揭易塌易漏；奧陶系一間房組、鷹山組以及蓬萊壩組碳酸鹽巖、白云巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫、溶洞發(fā)育，易漏、易涌。

(5)志留系、奧陶系局部發(fā)育斷裂帶，為破碎性地層，越靠近斷裂帶坍塌、漏失越明顯。

2 超深井鉆井技術(shù)難題

順北油氣田一般套管程序：?339.7 mm套管+?244.5 mm套管+ ?177.8 mm尾管，鉆頭程序：?444.5 mm 鉆頭+?311.2 mm 鉆頭+?215.9 mm 鉆頭+?149.2 mm鉆頭，適用于地質(zhì)特征簡(jiǎn)單區(qū)域，可以滿足成熟工具、工藝以及采油等方面的要求，但是，隨著開(kāi)發(fā)領(lǐng)域向深層與周邊擴(kuò)展，局限性明顯，難點(diǎn)有以下方面：(1)地質(zhì)特征簡(jiǎn)單區(qū)塊，如順北一區(qū)非侵入體區(qū)域以及順北三區(qū)、四區(qū)非高壓鹽水層發(fā)育區(qū)域，采用上述井身結(jié)構(gòu)滿足安全開(kāi)發(fā)要求，但存在鉆井周期長(zhǎng)、機(jī)械鉆速低的問(wèn)題；(2)地質(zhì)特征相對(duì)復(fù)雜區(qū)塊，如順北一區(qū)奧陶系桑塔木組侵入體發(fā)育區(qū)域，需對(duì)侵入體之上地層封隔，為滿足高效鉆井、地質(zhì)資料錄取、完井測(cè)試要求，對(duì)井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了持續(xù)優(yōu)化。順北三、四區(qū)石炭系、志留系高壓鹽水層發(fā)育，需以高密度鉆井液鉆揭后，采用厚壁套管封隔；(3)地質(zhì)特征復(fù)雜區(qū)塊，如順北二區(qū)奧陶系鷹山組、蓬萊壩組高壓氣層發(fā)育，考慮井控風(fēng)險(xiǎn)、鉆井安全以及效率，持續(xù)優(yōu)化了井身結(jié)構(gòu)；此外，順北一區(qū)部分區(qū)域志留系地層斷裂帶發(fā)育，存在漏、塌同層，導(dǎo)致鉆井復(fù)雜，需重新設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)。

3 超深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)

基于勘探開(kāi)發(fā)區(qū)域擴(kuò)大，隨著對(duì)地質(zhì)特征的不斷認(rèn)識(shí)、鉆井技術(shù)的不斷進(jìn)步以及國(guó)產(chǎn)套管質(zhì)量的不斷提高，順北油氣田井身結(jié)構(gòu)得以不斷優(yōu)化，體現(xiàn)為3個(gè)方面：一是簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)；二是優(yōu)化井眼與套管尺寸；三是非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。

3.1 簡(jiǎn)化井身結(jié)構(gòu)

3.1.1 奧陶系桑塔木組含火成巖侵入體

順北一區(qū)奧陶系桑塔木組含有火成巖侵入體，前期基于對(duì)侵入巖坍塌特性［3-4］的認(rèn)識(shí)，為確保安全鉆井，不能將承壓能力低的志留系、泥盆系地層與易塌的侵入體合揭?？紤]安全成井，分析了3個(gè)必封點(diǎn)，分別是二疊系底界、奧陶系桑塔木組侵入體頂界、奧陶系一間房組頂界，設(shè)計(jì)了六級(jí)井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)圖1(a)，將易漏的二疊系地層、易塌的志留系地層分別揭示，滿足了安全鉆井要求，但鉆井周期長(zhǎng)達(dá)286 d。

圖1 含侵入體區(qū)域井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化Fig.1 Optimization of casing program in the area with intrusive body

隨勘探區(qū)域擴(kuò)大，井?dāng)?shù)增多，六級(jí)井身結(jié)構(gòu)鉆井周期長(zhǎng)、費(fèi)用高，為實(shí)現(xiàn)降本增效，將必封點(diǎn)數(shù)量由3個(gè)減少至2個(gè)，將二疊系易漏地層與志留系易塌地層合揭，設(shè)計(jì)四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)圖1(b)。為確保該結(jié)構(gòu)滿足安全鉆進(jìn)，針對(duì)二疊系漏失，將提高地層承壓能力的作法由承壓堵漏［5］轉(zhuǎn)變?yōu)閺?qiáng)化鉆井液隨鉆封堵，控制鉆井液密度1.24～1.25 g/cm3。同時(shí)選用3%超細(xì)碳酸鈣+2%乳化瀝青封堵劑［5］，其形成的濾餅滲透率低、封堵效果好。

針對(duì)古生界深部泥巖地層易塌問(wèn)題，采用“抑制水化+物化封堵+應(yīng)力支撐”三元協(xié)同對(duì)策［6］，優(yōu)選聚胺、有機(jī)硅醇等處理劑，并評(píng)價(jià)了氯化鉀和有機(jī)硅醇的協(xié)同作用，形成了適用于古生界地層的防漏防塌鉆井液體系，確保了鉆井液密度在1.35 g/cm3以內(nèi)，滿足了井壁穩(wěn)定要求。

應(yīng)用效果：優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)已應(yīng)用于12口井，實(shí)現(xiàn)了安全鉆井目的，平均井深7 850 m，鉆井周期縮短125 d。二開(kāi)機(jī)械鉆速相比鄰井提高33%～42%，鉆井周期縮短32～44.5 d，志留系地層井徑擴(kuò)大率6.95%～11.5%，固井質(zhì)量合格率達(dá)90%以上；三開(kāi)井段以密度1.60 g/cm3的鉆井液揭示輝綠巖地層未出現(xiàn)明顯掉塊，平均井徑擴(kuò)大率約11.5%，輝綠巖井段井徑擴(kuò)大率16.7%，鉆井周期較鄰井縮短10.1～12.2 d。

3.1.2 奧陶系桑塔木組不含火成巖侵入體

針對(duì)不含侵入體區(qū)域，考慮地質(zhì)特征與塔河油田區(qū)塊類似，沿用了成熟的四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，二開(kāi)?244.5 mm套管封隔易漏的二疊系地層，三開(kāi)?177.8 mm套管坐于奧陶系一間房組之上，見(jiàn)圖2(a)。后期考慮降本增效，嘗試將四級(jí)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化為三級(jí)井身結(jié)構(gòu)，考慮二疊系與志留系壓力系統(tǒng)接近，將二、三開(kāi)合并為1個(gè)開(kāi)次，借鑒侵入體區(qū)域的設(shè)計(jì)思想，采用隨鉆防漏防塌的鉆井方式，實(shí)現(xiàn)安全合揭二疊系易漏層與志留系易塌層，見(jiàn)圖2(b)。

圖2 無(wú)侵入體區(qū)域井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化Fig.2 Optimization of casing program in the area without intrusive body

應(yīng)用效果：優(yōu)化結(jié)構(gòu)應(yīng)用于順北5井，完鉆井深 7 950 m，鉆井周期較四級(jí)結(jié)構(gòu)縮短 57 d；長(zhǎng)裸眼井段平均井徑擴(kuò)大率18.2%；固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率85%。

3.2 優(yōu)化井眼與套管尺寸

3.2.1 滿足現(xiàn)有定向儀器應(yīng)用要求

隨著開(kāi)發(fā)井深逐步增加，圖1b井身結(jié)構(gòu)逐漸呈現(xiàn)兩個(gè)問(wèn)題：一是國(guó)內(nèi)現(xiàn)有MWD［7］儀器額定抗溫175 ℃，實(shí)鉆表明，該儀器實(shí)際工作溫度最高165 ℃，經(jīng)循環(huán)降溫能力［4］分析，?120.6 mm 井眼最大排量 10 L/s，循環(huán)降溫僅8 ℃，不滿足在井溫175 ℃環(huán)境下工作要求。二是井眼尺寸小，底部鉆具震動(dòng)較大，探管加速度傳感器室內(nèi)檢測(cè)［8］正弦掃頻10 g，穩(wěn)定可靠，而實(shí)鉆監(jiān)測(cè)儀器震動(dòng)波動(dòng)達(dá)30 g，可靠性難以保證。因此，必封點(diǎn)不變，將各開(kāi)次井眼尺寸放大，完鉆井眼尺寸由120.65 mm擴(kuò)大至143.9 mm，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)圖1c。該結(jié)構(gòu)有兩個(gè)優(yōu)勢(shì)：一是最大排量達(dá) 15 L/s，循環(huán)降溫大于15 ℃，滿足耐溫175 ℃儀器工作環(huán)境要求；二是尺寸擴(kuò)大，底部鉆具震動(dòng)明顯降低，井下震動(dòng)波動(dòng)最大15 g，降低了儀器損壞概率。

截至2019年1月底，已在6口井應(yīng)用了新型井身結(jié)構(gòu)，滿足了高溫定向要求，共應(yīng)用24趟鉆，僅2趟鉆無(wú)信號(hào)，滿足了定向工具抗高溫要求，鉆井指標(biāo)與優(yōu)化前基本相當(dāng)，機(jī)械鉆速與鉆井周期見(jiàn)表2。

表2 含侵入體老四級(jí)與新四級(jí)鉆井指標(biāo)對(duì)比Table 2 Drilling index comparison between the old four-stage casing program and the new four-stage casing program in the area with intrusive body

3.2.2 封隔古生界高壓鹽水層

順北油氣田三、四區(qū)，石炭系、志留系以及泥盆系間斷性發(fā)育高壓鹽水層，壓力系統(tǒng)見(jiàn)表1，最高地層壓力系數(shù)1.96，實(shí)鉆表明，二疊系之下地層承壓能力高，提高鉆井液密度可壓穩(wěn)高壓鹽水層，設(shè)計(jì)四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)圖2(a)。不同點(diǎn)在于三開(kāi)采用?177.8 mm+?184.2 mm套管封至奧陶系一間房組頂部。

該結(jié)構(gòu)將高壓鹽水層上下500 m用?184.2 mm套管代替?177.8 mm套管，優(yōu)勢(shì)有兩點(diǎn)：一是最小環(huán)空間隙由8 mm增至10 mm，有利于提高固井質(zhì)量；二是抗外擠強(qiáng)度由 120 MPa 增至 168 MPa，套管校核表明，高壓鹽水層產(chǎn)生的外擠力133 MPa，采用優(yōu)化后套管安全系數(shù)達(dá)1.26，性能參數(shù)見(jiàn)表3。

表3 高抗外擠強(qiáng)度套管參數(shù)Table 3 Parameters of the casing with high external collapse resistance

3.2.3 超高壓氣藏開(kāi)發(fā)

奧陶系一間房組、鷹山組存在超高壓氣層，壓力差異大，系數(shù)有 1.48或 1.86，硫化氫含量 100～2 000 mg/L，非儲(chǔ)層地質(zhì)環(huán)境相對(duì)簡(jiǎn)單，設(shè)計(jì)了四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)表4。井口套管受力分析表明，地層壓力系數(shù)取1.48、1.86，井口抗內(nèi)壓載荷分別為 89.7、121.6 MPa。經(jīng)過(guò)調(diào)研、分析及研制，結(jié)合套管強(qiáng)度與經(jīng)濟(jì)性，優(yōu)選?206.4 mm、?219.6 mm 套管，分別滿足地層壓力對(duì)套管的抗內(nèi)壓強(qiáng)度要求，安全系數(shù)分別為1.26、1.44，性能參數(shù)見(jiàn)表5。

表4 “干氣藏”井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Table 4 Casing program in the “dry gas reservoir”

表5 高抗內(nèi)壓強(qiáng)度套管參數(shù)Table 5 Parameters of the casing with high internal pressure strength

3.3 非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

隨著鉆井裝備組織到位以及鉆井技術(shù)的不斷提高，針對(duì)斷裂帶發(fā)育、超深層蓬萊壩組等地質(zhì)復(fù)雜地層開(kāi)展了超深井的實(shí)踐工作。

3.3.1 志留系斷裂帶

順北一區(qū)存在志留系斷裂帶，分布在井深6 700～6 800 m。實(shí)鉆表明，距離斷裂帶越近，密度高于1.40 g/cm3的鉆井液漏失越大，且極易出現(xiàn)漏塌同層，導(dǎo)致阻卡嚴(yán)重。前期共有3口井，采用圖2(a)四級(jí)井身結(jié)構(gòu)，三開(kāi)鉆遇志留系斷裂帶，處理阻卡、漏失，平均耗時(shí)248 d，最終1口井棄井，2口井三開(kāi)被迫提前下入?177.8 mm 套管后，四開(kāi)?149.2 mm井眼隨鉆擴(kuò)孔為?165.1 mm井眼，見(jiàn)圖3(a)，平均鉆井周期達(dá)401 d，嚴(yán)重制約了勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)程。

圖3(a)所示井身結(jié)構(gòu)雖解決了志留系漏塌同層問(wèn)題，但因古生界泥巖巖石強(qiáng)度高、軟硬交錯(cuò)頻繁、可鉆性差，導(dǎo)致隨鉆擴(kuò)孔螺桿扭矩小、機(jī)械鉆速低，平均機(jī)械鉆速為3.1 m/h，較常規(guī)鉆井低42%，鉆進(jìn)周期較正常鉆進(jìn)周期延長(zhǎng)48 d。因此，二開(kāi)用?273.1 mm 套管替代?244.5 mm 套管，用?193.7 mm套管替代?177.8 mm套管，見(jiàn)圖3(b)，從而實(shí)現(xiàn)了不需擴(kuò)孔封隔志留系斷層的目的，該井身結(jié)構(gòu)在順北一區(qū)志留系斷裂帶嘗試應(yīng)用，未來(lái)單井鉆井周期可縮短 202 d。

3.3.2 奧陶系蓬萊壩組超深層

隨著勘探開(kāi)發(fā)向奧陶系超深層拓展，面臨一間房組、鷹山組、蓬萊壩組3個(gè)儲(chǔ)層總長(zhǎng)達(dá)1 500 m的問(wèn)題，考慮奧陶系碳酸鹽巖、白云巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，存在無(wú)規(guī)律的裂縫、氣層、巖性轉(zhuǎn)變問(wèn)題，導(dǎo)致漏失、坍塌風(fēng)險(xiǎn)大。為降低施工難度，優(yōu)化為兩個(gè)開(kāi)次分別揭示儲(chǔ)層段，縮短裸眼長(zhǎng)度。

因油井、氣井儲(chǔ)層壓力系數(shù)分別為1.20、1.48，考慮套管柱安全，需優(yōu)選套管封隔，強(qiáng)度校核計(jì)算表明，儲(chǔ)層之上套管承受的最大外擠力約53.84、102.7 MPa，結(jié)合套管串結(jié)構(gòu)經(jīng)濟(jì)性與可靠性，針對(duì)油井優(yōu)選?177.8 mm+?244.5 mm+?250.8 mm 套管，抗外擠系數(shù)1.1；針對(duì)氣井優(yōu)選?193.7 mm氣密扣套管，抗外擠系數(shù)1.1，見(jiàn)圖4。

圖3 斷裂帶區(qū)域井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Fig.3 Casing program in the faulted zone

圖4 超深層井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Fig.4 Casing program in the ultradeep layer

(1)油井。設(shè)計(jì)?149.2 mm井眼完鉆的五級(jí)井身結(jié)構(gòu)，見(jiàn)圖4(a)，主要特點(diǎn)：一是將?250.8 mm+?244.5 mm套管下至一間房組頂界；二是采用?177.8 mm尾管封隔一間房組、鷹山組。

應(yīng)用2口井，其中順北鷹1井創(chuàng)造了十幾項(xiàng)陸上油田亞洲紀(jì)錄，如應(yīng)用“PDC鉆頭+?286 mm螺桿+?279 mm鉆鋌”鉆具組合配套單扶鐘擺鉆具，將?444.5 mm 井眼深度由 3 200 m 增至 5 395 m；采用7 200 kN 卡盤(pán)將?339.7 mm、?244.5 mm+?250.8 mm套管分別下至 5 393、7 615 m，凈重達(dá) 5 450、5 800 kN，并完成了雙級(jí)固井，固井質(zhì)量?jī)?yōu)；在?215.9 mm井眼采用“混合鉆頭+1.75°彎螺桿”定向工藝，刷新側(cè)鉆點(diǎn)最深紀(jì)錄7 630 m，一次側(cè)鉆出原井眼；首次應(yīng)用壁厚 14.22 mm、鋼級(jí) G105、外徑 139.7 mm 防硫化氫腐蝕鉆桿，相比API鉆桿抗拉強(qiáng)度由3 098 kN增至 4 056 kN，極限深度由 8 000 m 延伸至 9 400 m；完鉆井深達(dá)8 588 m，創(chuàng)亞洲陸上油田最深鉆井紀(jì)錄。

(2)高壓氣井。設(shè)計(jì)?165.1 mm井眼完鉆的五級(jí)井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖4(b)，主要特點(diǎn)：一是采用?273.1 mm套管下至一間房組頂界；二是采用?206.4 mm+?193.7 mm套管封隔一間房組、鷹山組。

順南蓬1井首次應(yīng)用該結(jié)構(gòu)安全鉆至寒武系完鉆，鉆進(jìn)周期較設(shè)計(jì)縮短42 d。 儲(chǔ)層之上應(yīng)用“垂直鉆井系統(tǒng)+PDC鉆頭”為主的防斜打快技術(shù)，井斜小于 3°，機(jī)械鉆速 3.58 m/h，較設(shè)計(jì)提高 28%；儲(chǔ)層段應(yīng)用控壓鉆井、抗高溫(200 ℃)鉆井液體系以及配套壓力級(jí)別105 MPa的芯軸式雙級(jí)套管頭確保了安全鉆井；儲(chǔ)層段應(yīng)用防氣竄水泥漿體系、優(yōu)化替漿參數(shù)以及井口控壓2 MPa，固井質(zhì)量?jī)?yōu)良率84.2%。

大尺寸套管深下的五級(jí)井身結(jié)構(gòu)，挑戰(zhàn)了鉆井行業(yè)的裝備、工具以及配套工藝的極限，所獲取的一系列鉆井參數(shù)、鉆井指標(biāo)以及應(yīng)用的多元技術(shù)，為順北油氣田高效開(kāi)發(fā)積累了寶貴經(jīng)驗(yàn)，并為即將開(kāi)發(fā)的特深井鉆井工作做好了良好的鋪墊。

4 結(jié)論與建議

(1)通過(guò)逐步認(rèn)識(shí)地層特征與油氣藏性質(zhì)，不斷優(yōu)化和完善地質(zhì)條件相對(duì)簡(jiǎn)單區(qū)塊的井身結(jié)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)了鉆井安全、提速、提效的目的，滿足了順北油氣田經(jīng)濟(jì)高效開(kāi)發(fā)要求。

(2)充分考慮地質(zhì)復(fù)雜區(qū)域、深層可能出現(xiàn)的地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)和鉆井復(fù)雜，合理設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)，確保安全鉆達(dá)地質(zhì)目標(biāo)。

(3)地層壓力預(yù)測(cè)不夠準(zhǔn)確是束縛井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)的難題，建議進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)地質(zhì)構(gòu)造、地層壓力預(yù)測(cè)及鉆前預(yù)測(cè)技術(shù)研究，為井身結(jié)構(gòu)合理設(shè)計(jì)提供依據(jù)。