劉賢玉， 管 申， 韓 成， 陳 力， 曹 峰

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

北部灣盆地開發(fā)井鉆遇地層從上到下依次為望樓港組、燈樓角組、角尾組、下洋組、潿洲組和流沙港組，地層條件復(fù)雜，尤其是潿洲組2 段上部硬脆性灰色泥巖微裂縫發(fā)育，水化現(xiàn)象嚴(yán)重，井眼失穩(wěn)問題十分突出[1-2]。北部灣盆地開發(fā)井φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管一般采用錘入法下入，多采用φ444.5 mm+φ311.1 mm+φ215.9 mm 井眼的三開井身結(jié)構(gòu)，對(duì)應(yīng)下入φ339.7 mm+φ244.5 mm+φ177.8 mm 套管。其中，φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管和φ444.5 mm 井段為表層井段，φ311.1 mm 和φ215.9 mm 井段為目的層井段。經(jīng)過多年開發(fā)，目前北部灣盆地開發(fā)井槽口資源緊張，導(dǎo)致部分開發(fā)井無槽口可用，前期表層使用PLUS/KCl 鉆井液鉆進(jìn)，無法滿足表層井段對(duì)排量的要求，導(dǎo)致巖屑成球嚴(yán)重[3]，嚴(yán)重影響作業(yè)時(shí)效；目的層井段所用鉆井液的封堵性能較差，井身結(jié)構(gòu)不合理，導(dǎo)致下洋組地層井漏、潿2 段地層坍塌卡鉆等井下故障頻發(fā)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，已鉆井發(fā)生的井下故障中，與井壁失穩(wěn)有關(guān)的井下故障約占48%，與井漏有關(guān)的井下故障約占20%，嚴(yán)重制約了北部灣盆地油氣資源的高效開發(fā)。

為了實(shí)現(xiàn)北部灣盆地開發(fā)井的高效安全鉆進(jìn)，筆者進(jìn)行了隔水導(dǎo)管開窗技術(shù)、表層海水聚合物鉆井液技術(shù)、表層提速技術(shù)、強(qiáng)封堵全油基鉆井液技術(shù)和井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究，形成了開發(fā)井高效安全鉆井技術(shù)。該技術(shù)在北部灣盆地30 余口開發(fā)井取得了很好的應(yīng)用效果，鉆井周期縮短，井下故障發(fā)生的概率降低，為類似油田開發(fā)提供了技術(shù)借鑒。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

1）φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管采用錘入法下入，部分隔水導(dǎo)管在錘入過程中樁管鞋發(fā)生變形，φ444.5 mm鉆頭無法通過，導(dǎo)致井槽報(bào)廢，浪費(fèi)槽口資源，造成嚴(yán)重?fù)p失。

2）φ444.5 mm 井眼鉆穿大段易漏的下洋組砂礫巖層，φ339.7 mm 表層套管需下至潿洲組1 段上部雜色泥巖層，需要解決鉆井過程中角尾組大段綠灰色泥巖層縮徑、鉆屑結(jié)塊和鉆頭泥包，下洋組大段砂礫巖層漏失和潿1 段雜色泥巖層井眼失穩(wěn)等問題[4]。

3）目的層井段主要鉆遇潿2 段易垮塌泥巖及流沙港組2 段大段頁巖和油頁巖地層。其中，潿2 段地層坍塌壓力高，尤其是上部硬脆性灰色泥巖層微裂縫發(fā)育，水化現(xiàn)象嚴(yán)重，極易發(fā)生井眼失穩(wěn)；另一方面，流2 段頁巖和油頁巖的層理發(fā)育良好，地層坍塌應(yīng)力較高，尤其是井眼軌跡與地層傾角的夾角越小，坍塌應(yīng)力越高，井眼失穩(wěn)風(fēng)險(xiǎn)越高，容易導(dǎo)致縮徑、井壁坍塌等井下故障發(fā)生[5]。

4）目的層斷層發(fā)育，被多條斷層切割，構(gòu)造較復(fù)雜，高部位斷層多、斷距大，最大斷距達(dá)到120 m；同時(shí)裂縫發(fā)育明顯，極易發(fā)生井漏，安全鉆井難度大。

2 高效安全鉆井技術(shù)

2.1 隔水導(dǎo)管開窗技術(shù)

為重新利用廢棄槽口，避免浪費(fèi)槽口資源，進(jìn)行了廢棄φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管開窗側(cè)鉆技術(shù)研究。其中，開窗點(diǎn)的選擇是關(guān)鍵技術(shù)之一，若開窗點(diǎn)過深，則鉆進(jìn)繞障及防碰難度大；若開窗點(diǎn)過淺，樁土承載力不足，無法支撐井口。以某油田A17 井為例，介紹開窗點(diǎn)井深的計(jì)算方法。該井井口補(bǔ)心海拔41.00 m，水深39.00 m，φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管入泥深度37.00 m 左右，隔水導(dǎo)管所用材料為X52 鋼材。

采用有限元方法計(jì)算開窗后隔水導(dǎo)管的強(qiáng)度，同時(shí)結(jié)合樁土承載力計(jì)算來優(yōu)選開窗點(diǎn)深度，按100 年一遇海況、油田開發(fā)周期20 年、井口載荷1 470 kN 和隔水導(dǎo)管自重372 kN 進(jìn)行計(jì)算。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當(dāng)開窗點(diǎn)在泥線以下25.00 m 時(shí)，開窗后隔水導(dǎo)管變形不大，窗口處應(yīng)力集中現(xiàn)象明顯，最大Mises 應(yīng)力為196 MPa，隔水導(dǎo)管屈服強(qiáng)度為355 MPa，強(qiáng)度安全系數(shù)為1.81，滿足工程要求。同時(shí)，開窗后樁土對(duì)隔水導(dǎo)管的承載力為1 911 kN，大于隔水導(dǎo)管自重與最大井口載荷之和（1 842 kN），即隔水導(dǎo)管開窗后樁土承載力滿足要求。現(xiàn)場施工時(shí)，首先對(duì)φ609.6 mm 隔水導(dǎo)管通井，然后下入隔水導(dǎo)管斜向器，進(jìn)行開窗、修窗，最后進(jìn)行鉆井作業(yè)。

2.2 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

北部灣盆地開發(fā)井前期一般采用三開井身結(jié)構(gòu)，套管程序一般為：φ339.7 mm 表層套管下至下洋組底部或潿1 段頂部，φ244.5 mm 技術(shù)套管封固潿2 段易垮塌地層，φ177.8 mm 尾管封固目的層，采用射孔完井。由于潿2 段泥巖及流2 段油頁巖地層極易垮塌，為縮短裸眼段的浸泡時(shí)間，要求采用大排量循環(huán)以提高攜巖效率，但φ215.9 mm 井段環(huán)空間隙較小，使用大排量鉆進(jìn)時(shí)頻繁出現(xiàn)托壓現(xiàn)象，導(dǎo)致該井段機(jī)械鉆速較低。由于采用強(qiáng)封堵全油基鉆井液鉆進(jìn)潿2 段灰色泥巖及流2 段油頁巖地層時(shí)，可以有效保證井壁穩(wěn)定，因此，將三開井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化成二開井身結(jié)構(gòu)（優(yōu)化前后的井身結(jié)構(gòu)如圖1 所示）[6-7]，即：將原井身結(jié)構(gòu)中表層井段的φ444.5 mm鉆頭改用φ406.4 mm 鉆頭，仍然下入φ339.7 mm 表層套管，以減小該井段的井眼直徑，從而減少破巖體積，可在一定程度上提高鉆速；將φ311.1 mm 及φ215.9 mm 2 個(gè)井段合為1 個(gè)井段， 使用φ311.1 mm鉆頭直接鉆穿潿2 段或流2 段地層直至完鉆井深，下入φ244.5 mm 套管后進(jìn)行射孔完井。

圖 1 優(yōu)化前后的井身結(jié)構(gòu)對(duì)比Fig.1 Comparison of casing programs before and after optimization

2.3 海水聚合物鉆井液技術(shù)

φ444.5 mm 井眼鉆進(jìn)具有鉆井液排量大、鉆速高的特點(diǎn)，前期使用PLUS/KCl 鉆井液鉆進(jìn)時(shí)，由于固控設(shè)備的限制，無法滿足鉆井液大排量循環(huán)的要求，井眼中有害固相不斷累積，導(dǎo)致鉆井液密度增大，且鉆屑結(jié)塊現(xiàn)象頻繁發(fā)生，而且因鉆井液固相含量高，鉆頭、螺桿沖蝕嚴(yán)重，平均每口井需要使用2～3 只鉆頭和2～3 根螺桿。

為解決上述難題，通過總結(jié)北部灣盆地?cái)?shù)百口開發(fā)井的鉆井經(jīng)驗(yàn)，根據(jù)鉆遇地層特點(diǎn)精細(xì)調(diào)整鉆井液性能，形成了φ444.5 mm 井眼海水聚合物鉆井液作業(yè)模式：利用角尾組及以上地層大段泥巖自然造漿性能好的特點(diǎn)，采用海水聚合物鉆井液鉆進(jìn)，適時(shí)用膨潤土漿清潔井眼；進(jìn)入易漏的大段砂礫巖地層之前，加入適量膨潤土漿、少量改性淀粉和低黏聚陰離子纖維素，使海水聚合鉆井液能在井壁形成簡單的濾餅，確保鉆井液具有較好的防漏性能；進(jìn)入潿1 段大段雜色泥巖地層后，加入少量KCl 增強(qiáng)鉆井液抑制性，以保證井壁穩(wěn)定。現(xiàn)場應(yīng)用表明，與PLUS/KCl 鉆井液相比，海水聚合物鉆井液配制方便，處理劑成本低廉，具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益[8-9]。

2.4 表層井段鉆井提速技術(shù)

北部灣盆地開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后，使用φ406.4 mm 鉆頭鉆進(jìn)表層井段，使井眼容積相對(duì)于φ444.5 mm 井眼減小20%，鉆屑也就減少20%。在相同排量及鉆壓條件下，鉆井液環(huán)空返速得到提高，井眼清潔能力得到增強(qiáng)。這更有利于提高機(jī)械鉆速，實(shí)現(xiàn)增加表層井段鉆深的目的。

φ406.4 mm 表層井段鉆深增加后，φ339.7 mm表層套管可以下至下洋組底部或潿1 段頂部泥巖地層，從而提高了地層承壓能力，為二開井段鉆井作業(yè)拓寬了安全密度窗口。同時(shí)，表層井段鉆穿下洋組砂礫巖地層，可縮短目的層井段進(jìn)尺、潿2 段及流2 段地層的鉆井液浸泡時(shí)間，有利于井壁穩(wěn)定。

2.5 強(qiáng)封堵全油基鉆井液技術(shù)

φ311.1 mm 井眼一般要鉆穿厚度超800.00 m 的潿2 段及多條斷層，裸眼段長達(dá)1 500.00 m，對(duì)鉆井液的井壁穩(wěn)定性及封堵能力要求極高。針對(duì)潿2 段泥巖地層微裂縫發(fā)育及流2 段油頁巖地層層理發(fā)育的情況，選用了承壓封堵劑PF-MOSTRH。該封堵劑可在泥頁巖等地層的井壁表面形成液相膜，阻止鉆井液濾液侵入，從而增強(qiáng)全油基鉆井液的封堵能力。同時(shí)，優(yōu)化超細(xì)碳酸鈣、防塌樹脂、乳化瀝青和納米纖維等封堵材料顆粒大小及加量，改善濾餅質(zhì)量，通過液相膜和封堵材料的共同作用，提高鉆井液的封堵能力[10-11]，降低鉆遇斷層時(shí)發(fā)生漏失的風(fēng)險(xiǎn)。

用1.0 mm 梯形縫模擬井壁裂縫，利用CDL-Ⅱ型高溫高壓動(dòng)態(tài)堵漏儀評(píng)價(jià)全油基鉆井液優(yōu)化前后的承壓堵漏效果，結(jié)果如圖2 所示（全油基鉆井液密度為1.55 kg/L，在120 ℃條件下老化16 h）。由圖2可知，優(yōu)化前全油基鉆井液的承壓能力小于7 MPa，優(yōu)化后全油基鉆井液的承壓能力達(dá)18 MPa，封堵能力較優(yōu)化前顯著提高。

圖 2 優(yōu)化前后全油基鉆井液承壓封堵性能評(píng)價(jià)結(jié)果Fig. 2 Evaluation results of under-pressure plugging performances of full oil-based drilling fluid before and after optimization

3 現(xiàn)場應(yīng)用

北部灣盆地開發(fā)井高效安全鉆井技術(shù)在潿洲A 油田、潿洲B 油田等的30 余口開發(fā)井中進(jìn)行了應(yīng)用，在井深及開發(fā)層位相同的情況下，與前期開發(fā)井相比，取得了顯著的提速效果及經(jīng)濟(jì)效益：全井段機(jī)械鉆速由37～43 m/h 提高到48～52 m/h，機(jī)械鉆速平均提高20%以上；鉆井周期由14.48～18.32 d縮短至11.00～13.53 d，每口井鉆井周期平均縮短近25%；井下故障率由30%降至5%。其中，表層井段鉆井提速技術(shù)、強(qiáng)封堵全油基鉆井液技術(shù)、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化取得的應(yīng)用效果簡述如下。

北部灣盆地多個(gè)油田的開發(fā)井應(yīng)用了表層井段鉆井提速技術(shù)。其中，潿洲A 油田一期和二期部分開發(fā)井表層井段的機(jī)械鉆速見表1。從表1 可以看出，在開發(fā)層位、表層井段完鉆井深、鉆井液體系、鉆井排量及轉(zhuǎn)速均基本相同的情況下，與一期φ444.5 mm 表層井段相比，二期φ406.4 mm 表層井段的機(jī)械鉆速提高明顯，表層作業(yè)時(shí)效顯著提高[12-13]。

潿洲A 油田二期開發(fā)井具有井型多、斷層多、井眼軌跡復(fù)雜和作業(yè)困難等特點(diǎn)，應(yīng)用了適用于易垮塌地層的強(qiáng)封堵全油基鉆井液鉆進(jìn)，取得了良好效果。其中，B2H 井潿2 段地層厚度超過1 100.00 m，使用密度為1.40 kg/L 的強(qiáng)封堵全油基鉆井液鉆穿潿2 段，井壁穩(wěn)定性良好，無掉塊；過斷層前進(jìn)一步提高了封堵劑的加量，以快速形成高質(zhì)量濾餅，提高斷層承壓封堵能力，未發(fā)生漏失。該井段中完后直接起鉆，中間無阻掛現(xiàn)象，套管下入順利，作業(yè)時(shí)效提升明顯。

潿洲A 油田和潿洲B 油田部分開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化前后的鉆井指標(biāo)對(duì)比情況見表2。由表2 可知：在井深及進(jìn)尺相當(dāng)?shù)那闆r下，潿洲A 油田一期開發(fā)井采用三開井身結(jié)構(gòu)，平均鉆井周期14.48 d，平均機(jī)械鉆速43.21 m/h；二期開發(fā)井采用二開井身結(jié)構(gòu)，減少了φ215.9 mm 井段一趟起下鉆、下φ177.8 mm套管及固井作業(yè)時(shí)間，平均鉆井周期為11.00 d，平均機(jī)械鉆速52.36 m/h。潿洲B 油田井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化前后的平均機(jī)械鉆速分別為37.43 和48.46 m/h，平均鉆井周期分別為18.32 和13.53 d。由此可以看出，開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化后的機(jī)械鉆速顯著提高，鉆井周期明顯縮短。

表 1 潿洲A 油田一期和二期部分開發(fā)井表層井段鉆井指標(biāo)Table 1 ROP Statistics in the surface casing section of some wells in the phase I and II development project of the Weizhou A Oilfield

表 2 北部灣盆地開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化前后鉆井指標(biāo)對(duì)比Table 2 ROP comparison of development wells in Beibuwan Basin before and after optimization of the casing programs

4 結(jié)論與建議

1）通過高效利用廢棄井槽、根據(jù)地層特點(diǎn)有針對(duì)性地使用海水聚合物鉆井液，以及使用φ406.4 mm鉆頭替代φ444.5 mm 鉆頭鉆進(jìn)表層井段，提高了北部灣盆地開發(fā)井表層井段鉆井效率。

2）北部灣盆地開發(fā)井潿2 段及流沙港組地層使用強(qiáng)封堵型全油基鉆井液鉆進(jìn)，同時(shí)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，將技術(shù)套管和油層套管合二為一，達(dá)到了縮短鉆井周期、降低井下故障率的目的。

3）建議進(jìn)行北部灣盆地高效安全鉆井技術(shù)的適用性研究，以便在南海西部其他區(qū)塊進(jìn)行推廣應(yīng)用。