崖城13－1氣田高溫大位移井硬地層螺桿鉆井技術與實踐

齊美勝，曾胡勇

（中海油田服務股份有限公司鉆井研究院，廣東湛江524057）

隨著海洋油氣田勘探開發的不斷發展，海洋鉆井井深不斷增加，海上平臺進行大位移定向鉆進日益頻繁。在大位移定向鉆井作業中，可能遇到地質因素導致鉆進困難以及井眼軌跡難以控制的問題。有效控制井身質量、保證地質中靶要求是鉆井工程施工的關鍵。本文以崖城13－1－A16井為例，從克服高溫措施、大位移井風險控制以及井眼軌跡控制等方面討論螺桿鉆具在高溫大位移井硬地層定向鉆進中的應用，為以后的鉆井施工作業提供參考與借鑒。

1 崖城13－1－A16井鉆井情況

崖城13－1－A16井為崖城13－1氣田的一口大位移超深井，該井完鉆井深為6 348．00m，垂深3 823．78 m，水平位移4 638．18 m。井身結構見圖1。崖城13－1－A16井鉆進至5 485 m開始進入梅山組地層，其主要巖性為灰色粉砂質泥巖與淺灰色泥質粉砂巖互層，底部巖性為淺灰色灰質粉砂巖及灰質泥巖，灰質膠結致密，灰質含量最高達45%，梅山組地層強度大，可鉆性差。

該井在12 1／4″井段使用旋轉導向工具穩斜鉆進至5 490 m時，開始出現降斜趨勢，井斜連續下降12．11°，并且難以保證地質中靶要求。根據前期井史資料，崖城13－1－A8、A9、A15井鉆進至梅山組地層，均出現降斜情況，旋轉導向鉆具鉆進降斜井段100 m左右，降斜幅度3°～5°。根據現場實際鉆進降斜情況，現場采用1．15°單彎螺桿鉆具進行大位移井硬地層定向造斜鉆進。

使用螺桿鉆具進行大位移井硬地層定向鉆進存在以下幾方面技術難點：

（1）地層強降斜趨勢嚴重，井斜下降嚴重，后續井眼軌跡控制難度大；

（2）本井屬于大位移井，裸眼摩阻大，螺桿鉆具滑動鉆進容易出現粘卡等復雜情況，井下風險高；

（3）地溫梯度高達4℃／100 m，地層溫度高，對工具耐高溫性要求高；

（4）地層強度大，可鉆性差，機械鉆速低，鉆頭選型困難。

2 螺桿鉆具大位移井定向鉆進技術

2．1 高溫控制措施

預測崖城13－1－A16井12 1／4″井段井底循環溫度125℃，實際鉆進至5 658 m，井底循環溫度122℃。針對本井地層高溫情況，選擇威德福9 5／8″耐高溫螺桿鉆具（型號：LE6750－ML，彎角1．15°），最高耐溫可達150℃。此外，根據實際情況，下鉆過程中采取循環降溫措施：下鉆至4 500 m灌滿鉆井液后，開大排量循環，觀察循環溫度以及MWD工具信號，之后每500 m灌滿鉆井液后采取循環降溫措施。經過分段循環降溫，螺桿鉆具下鉆到底，井底循環溫度下降至107℃，起到了很好的降溫效果。

2．2 大位移井定向鉆進風險控制措施

崖城13－1－A16井屬于大位移井，12 1／4″井段井深6 161 m，其中裸眼段長達3 836．6 m，這容易造成裸眼摩阻大，螺桿鉆具滑動鉆進粘卡風險高，對鉆具優化、鉆井液潤滑性能、螺桿鉆具鉆進精細化操作以及井眼軌跡控制都提出了更高的要求。為此，現場提出以下對策及風險控制措施。

2．2．1 優化螺桿鉆具組合

優化螺桿鉆具組合，去掉所有扶正器，減小鉆具剛性，利于降低摩阻及鉆進扭矩；震擊器以下添加1根帶撓性的8″無磁加重鉆桿及3根5 7／8″加重鉆桿，便于提高螺桿鉆具滑動鉆進增斜效果；采用鉆具倒裝模式，將5 7／8″加重鉆桿放置于1 050～1 300 m井斜30°井段，利于鉆壓有效傳遞。

鉆具組合為：12 1／4″牙輪鉆頭（GF15BVCPS）＋9 5／8″馬達（1．15°）＋8″無磁鉆鋌1根＋8 1／4″IDS＋8 1／4″HEL ＋8″NMHWDP1 根 ＋ 配 合 接 頭（631XT57 Box）＋5 7／8″HWDP 3 根 ＋ 配 合 接 頭（XT57 Pin630）＋8″液壓震擊器（帶撓性接頭）＋配合接頭（631XT57 Box）＋5 7／8″HWDP2根＋5 7／8″DP468根＋5 7／8″HWDP21根（距井口1 059 m）＋5 7／8″DP。

2．2．2 起下鉆劃眼并進行摩阻測試

旋轉導向鉆具倒劃眼起鉆至4 600 m，循環干凈，進行摩阻測試：上提懸重200 t，下放懸重105 t，空轉扭矩為28 000 lb·ft，經過計算，裸眼摩阻系數為0．25。

螺桿鉆具下鉆過程中，每500 m進行上提下放并進行摩阻測試，計算螺桿鉆具裸眼摩阻系數為0．22，預測井底上提懸重為220 t，下放懸重130 t。為了降低螺桿鉆具鉆進摩阻，確保上部井段通暢，下鉆至5 250 m，直接劃眼下鉆至井底，測試上提下放懸重：5 680 m 上提懸重216 t，下放懸重129 t，與預測情況基本一致，見圖2。

圖2 螺桿鉆具下鉆摩阻測試記錄曲線

2．2．3 鉆井液潤滑性能調整

為了降低螺桿鉆具摩阻，旋轉導向鉆具起鉆之前充分調整鉆井液性能，同時使用3臺離心機，充分降低鉆井液有害固相含量，循環過程中均勻加入質量分數0．5%磺化瀝青，提高鉆井液潤滑性。

螺桿鉆具劃眼下鉆過程中繼續加入石墨，并緩慢補充磺化瀝青膠液，下鉆到底，實測井底裸眼摩阻系數0．22，較旋轉導向鉆具摩阻系數降低了0．03。這充分說明優化鉆具組合以及提高鉆井液潤滑性能，有效降低了裸眼摩阻，為螺桿鉆具安全鉆進奠定了基礎。

2．2．4 大位移井滑動鉆進防粘卡措施

由于梅山組底部地層含淺灰色灰質粉砂巖及灰質泥巖，灰質膠結致密，局部灰質含量高，地層抗壓強度為10 000～15 000 psi，地層太硬，井眼較深，螺桿鉆具滑動摩阻大，鉆具粘卡風險非常大。

針對鉆具粘卡風險，現場螺桿鉆具滑動鉆進過程中，采取以下防止粘卡措施：

（1）井眼較深，鉆具壓縮量大，根據現場實鉆情況，結合懸重及馬達壓降變化判斷井底鉆具是否活動，滑動鉆進過程中鉆壓35～40 t（未減去摩阻），鉆具壓縮量約3．5～4．0m；

（2）實際滑動鉆進3～4 m或者懸重釋放太多無壓降，應該及時上提活動鉆具，保證鉆具井下安全；

（3）如果上提鉆具憋泵，應立即停泵并上提鉆具至旋轉鉆進井段，再嘗試緩慢開泵至正常排量進行劃眼；

（4）鉆進過程中接立柱前必須拆甩1個單根，再打單根，確保有1個單根活動余量；

（5）螺桿鉆具鉆進過程中，緩慢向活動池補充磺化瀝青膠液，并且持續緩慢加入石墨，維持鉆井液體系潤滑性能。

2．3 井眼軌跡控制

崖城13－1－A16井水平位移大，地質中靶要求高，根據定向井工程設計，12 1／4″井段鉆進至5 842．76 m 開始進入第二造斜段，造斜率1．5°／30 m。根據目前降斜情況，井斜連續下降12．11°，實際井眼軌跡處于設計線下8．63 m，線右17．59 m，如果要滿足地質中靶要求，后續作業必須以1．8°／30 m以上造斜率連續造斜至中一靶，因此，井眼軌跡控制難度大。

由于井眼較深，裸眼段較長，扭矩傳遞時間長，因此，必須耐心尋找反扭角與工具面變化規律，仔細調整工具面；在滑動鉆進過程中，必須時刻注意鉆進參數及工具面變化，跟緊鉆壓，提高馬達壓降，保持工具面穩定，確保螺桿鉆具滑動鉆進進尺有效。

通過實際測量滑動鉆進及旋轉鉆進井斜方位變化，滑動鉆進增斜效果為5°／30 m，旋轉鉆進增斜率為2°／30 m，說明減小下部鉆具剛性，可以提高螺桿鉆具在硬地層造斜能力，有利于大位移井造斜鉆進，能夠有效控制井眼軌跡。現場按照滑動鉆進4 m，旋轉鉆進6～8 m的方式復合鉆進，平均狗腿度為（3．0°～3．5°）／30 m，完全滿足井眼軌跡控制要求，見表1。

表1 螺桿鉆具鉆進測斜數據

根據目前實鉆井眼軌跡數據，預測井底5 807 m，井底井斜60°，進行后續井眼軌跡跟蹤，下一趟鉆以0．91°／30 m 造斜率增斜鉆進至6 148 m，可以保證中一靶靶心。考慮螺桿鉆具與旋轉導向鉆具鉆井時效差別，起鉆更換旋轉導向鉆具，順利完成后續鉆井作業。

3 結論與建議

（1）采取下鉆循環降溫措施，能夠有效降低井底循環溫度。

（2）優化螺桿鉆具組合，減小下部鉆具剛性，有利于降低裸眼摩阻及鉆進扭矩，同時也有利于提高螺桿鉆具在硬地層的造斜能力，有利于大位移井硬地層井眼軌跡控制。

（3）降低鉆井液有害固相，提高鉆井液潤滑性能，鉆進期間維持鉆井液潤滑性，可以有效降低滑動摩阻，減小粘卡風險。

（4）井眼較深、裸眼段較長，鉆具壓縮量達3．5～4 m，因此每滑動鉆進3～4 m應及時上提活動鉆具，保證井下鉆具安全，鉆進過程中必須保證有1個單根活動余量。

（5）考慮梅山組地層強降斜風險，建議以后定向井設計中盡量避免將梅山組設計為造斜井段，以免為井眼軌跡控制以及地質中靶要求增加難度。

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