南海西部陵水區(qū)塊深水鉆井實(shí)踐

李　中　方滿宗　李 磊（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江　524057）

南海西部陵水區(qū)塊深水鉆井實(shí)踐

李中方滿宗李 磊
（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部海域陵水區(qū)塊的深水鉆井作業(yè)中，低溫高壓和狹窄的安全密度窗口給鉆井工程帶來了較大的困難，容易引起井漏、溢流、環(huán)空帶壓、生成水合物等問題，且附近海域經(jīng)常出現(xiàn)由內(nèi)波流引起的突發(fā)性強(qiáng)流。針對(duì)這些問題，結(jié)合陵水區(qū)塊的鉆井地質(zhì)特征，開展了深水井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)、隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)、深水井鉆井液防水合物及防漏堵漏技術(shù)、環(huán)空壓力預(yù)測(cè)與管理技術(shù)、內(nèi)波流應(yīng)對(duì)技術(shù)等方面的研究，解決了深水鉆井容易發(fā)生的井漏與溢流并存、水合物堵塞管線、環(huán)空壓力高和內(nèi)波流損壞水下設(shè)備等問題，并成功發(fā)現(xiàn)了陵水17-2大型深水氣田。

南海西部；深水鉆井；井漏；陵水17-2

對(duì)于海洋深水鉆井而言，鉆井環(huán)境條件隨水深的增加變得更加復(fù)雜，容易遇到常規(guī)鉆井工程難以克服的技術(shù)難題［1-6］。南海西部的陵水海域就是一個(gè)典型的深水區(qū)塊，該區(qū)塊位于瓊東南盆地的中央峽谷帶，水深約1 500 m，鉆井過程中存在“2低2高”的問題（即低破裂壓力、低漏失壓力和高坍塌壓力、高地層壓力），且同一裸眼井段中可能存在多套壓力層系，常規(guī)鉆井技術(shù)滿足不了施工需求。

針對(duì)前期合作深水鉆井中經(jīng)常遇到的問題，南海西部的技術(shù)人員結(jié)合陵水區(qū)塊的鉆井地質(zhì)特征，突破常規(guī)鉆井技術(shù)的限制，開展了隨鉆擴(kuò)眼的可行性及其施工技術(shù)研究，形成了一套適應(yīng)于陵水深水區(qū)塊的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法；研制了一套適用于該區(qū)塊的深水鉆井液體系，在施工工藝和設(shè)備方面也做了較大的改進(jìn)。通過這些技術(shù)的實(shí)施，作業(yè)者克服了一個(gè)又一個(gè)難題，成功發(fā)現(xiàn)了陵水17-2氣田。

1　南海西部自營(yíng)深水井主要鉆井難點(diǎn)

1.1地質(zhì)年代新

陵水區(qū)塊主要目的層為黃流組，屬于中新統(tǒng)N1，沉積年代5.7~10.5 Ma，比國(guó)內(nèi)其他海域同等條件下少17.5 Ma以上，地質(zhì)年代新，成巖性差，破裂壓力較低。地層沉積速率快，排水不充分，造成孔隙壓力較高。

1.2鉆井液安全密度窗口窄

鉆井作業(yè)過程中，受水深的影響，深水井上覆地層壓力比淺水井低，從而引起破裂壓力降低，地層孔隙壓力與破裂壓力之間的窗口變窄［7-9］。窄鉆井液安全密度窗口給鉆井工程帶來諸多困難。如陵水區(qū)域某深水井，?444.5 mm井段鉆井液安全密度窗口僅0.08 g/cm3，?311.15 mm井段鉆井液安全密度窗口僅0.10 g/cm3，?212.7 mm井段鉆井液安全密度窗口僅0.06 g/cm3。作業(yè)過程中需選用合適密度的鉆井液并采取合理的鉆井參數(shù)，一方面要保證井筒鉆井液能壓穩(wěn)地層流體并防止井壁垮塌，另一方面又要防止壓漏地層。

1.3井漏與溢流同存

井漏是深水鉆井經(jīng)常遇到的復(fù)雜情況之一。從前期鉆井復(fù)雜情況統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，復(fù)雜情況大多發(fā)生在鉆遇高壓層的井；如前期鉆至梅山組的陵水區(qū)域某高溫高壓井，該井鉆進(jìn)至5 269 m，氣測(cè)值上升，提高鉆井液密度至2.10 g/cm3，井下發(fā)生漏失、井口失返，調(diào)整鉆井液密度為2.01 g/cm3漏失量逐漸減少，并逐步恢復(fù)正常；又如陵水區(qū)域另一高溫高壓井，?212.7 mm井眼鉆進(jìn)至4 699 m，發(fā)生溢流，鉆井液密度1.86 g/cm3，使用密度為1.98 g/cm3壓井一周后，仍有4.1 MPa，并持續(xù)上漲，并有較大波動(dòng)，此時(shí)又出現(xiàn)井漏，經(jīng)過近10 d的處理才恢復(fù)正常。井漏與溢流同存給現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)帶來了極大的困難。

1.4易生成水合物

深水鉆井時(shí)，井筒容易受到氣侵，氣侵過程的不確定因素很多，特別是氣侵量的測(cè)量滯后及不準(zhǔn)確性很高。氣侵后，氣體上移過程中，在水合物穩(wěn)定區(qū)可能形成水合物，水合物一旦聚集就會(huì)形成堵塞，這一過程是隨機(jī)的，很難預(yù)測(cè)［10-12］。

南海西部的深水鉆井水深偏大，海水低溫段較長(zhǎng)，很容易形成水合物，如果處置措施不當(dāng)，可能引起水合物堵塞節(jié)流管線、壓井管線、隔水管和堵塞防噴器等情況，導(dǎo)致作業(yè)時(shí)間與成本增加，嚴(yán)重的還可能導(dǎo)致鉆井失敗。因此需要進(jìn)行鉆井液性能優(yōu)化。深水鉆井液一方面要支撐井壁，壓住地層流體，并保持一定的流變性，另一方面又需要抑制水合物的生成，因此對(duì)鉆井液的技術(shù)要求特別高。

1.5易出現(xiàn)環(huán)空帶壓

溫度變化會(huì)引起井內(nèi)流體熱脹冷縮（溫度效應(yīng)），導(dǎo)致環(huán)空帶壓。油氣上升過程中井筒溫度會(huì)升高，但升高的幅度受油氣產(chǎn)量的影響較大。對(duì)于高壓高產(chǎn)氣井來說，井筒溫度升高幅度較大。同時(shí)，關(guān)井前后的壓力差引起環(huán)空管柱的鼓脹效應(yīng)也會(huì)導(dǎo)致環(huán)空帶壓。除了溫度和鼓脹效應(yīng)，竄流也是形成環(huán)空帶壓的主要原因之一，井內(nèi)溫度發(fā)生變化會(huì)導(dǎo)致水泥拉伸形成微裂縫，從而形成環(huán)空流體的竄流通道。套管和油管漏失、井口密封組件泄漏也會(huì)形成竄流的通道。水泥封固質(zhì)量如果不理想，會(huì)使高壓地層的流體流向低壓地層形成層間竄流，或者在水泥內(nèi)形成竄流通道使流體進(jìn)入井內(nèi)環(huán)空，如果套管收縮，會(huì)在水泥環(huán)和套管之間形成小的環(huán)空，引起環(huán)空帶壓。深水井環(huán)空壓力難以監(jiān)測(cè)，環(huán)空帶壓給現(xiàn)場(chǎng)安全帶來了極大的隱患。

1.6常遇內(nèi)波流

南海西部的深水鉆井還有可能遇到內(nèi)波流。內(nèi)波流是一種高能量的海洋內(nèi)波，分為高頻內(nèi)波、孤立內(nèi)波和內(nèi)慣性波，具有振幅大、周期短、隨機(jī)性的特點(diǎn)，并能產(chǎn)生強(qiáng)烈的波致剪切流。內(nèi)波與半潛式平臺(tái)相互作用過程中，平臺(tái)浮體沉箱與橫撐、沉箱與橫撐連接部位、以及沉箱與立柱連接部位的受力最為嚴(yán)重。可能使隔水管或其他水下、水上設(shè)備損壞；可能導(dǎo)致水下浮隨等密度面上下運(yùn)動(dòng)或快速上浮下沉，難以操作；可能引起海上拖帶作業(yè)中拖帶纜斷裂；可能使海上鉆井裝置出現(xiàn)斷纜和/或漂移；可能使錨泊定位鉆井裝置發(fā)生走錨；還可能使海上靠泊作業(yè)時(shí)引起撞船。如果處理不當(dāng)，內(nèi)波產(chǎn)生的巨大突發(fā)性沖擊載荷不僅對(duì)平臺(tái)浮體會(huì)產(chǎn)生嚴(yán)重的安全隱患，還可能會(huì)使平臺(tái)浮體產(chǎn)生突發(fā)性的大幅度漂移運(yùn)動(dòng)，使平臺(tái)系泊及立管張力也急劇增加，出現(xiàn)拉斷系泊或立管的災(zāi)害性事故。

2　南海西部自營(yíng)深水井鉆井技術(shù)

2.1深水井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

考慮地層的孔隙壓力、破裂壓力和井眼可能遇到的復(fù)雜情況，并通過大量的數(shù)據(jù)和資料分析，對(duì)各個(gè)區(qū)塊都制訂了相關(guān)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)。如凌水17-2 區(qū)塊，起鉆抽汲壓力當(dāng)量密度0.035 g/cm3，下套管激動(dòng)壓力當(dāng)量密度0.035 g/cm3，地層破裂壓力當(dāng)量密度0.025 g/cm3；壓差卡鉆標(biāo)準(zhǔn)正常壓力區(qū)13~15 MPa，異常壓力區(qū)20~22 MPa。南海西部自營(yíng)深水井身結(jié)構(gòu)均采用由下向上設(shè)計(jì)，根據(jù)鉆井液密度、壓力激動(dòng)系數(shù)和安全系數(shù)，估計(jì)出最大井深處井筒最高壓力，在壓力剖面上向上做一條垂線與破裂壓力相交，從而確定中間套管的暫定下入深度；對(duì)暫定下入深度進(jìn)行井涌承受能力校核，若不能滿足要求，根據(jù)計(jì)算結(jié)果向下找出另一暫定下入深度；重新校核下入深度的井涌承受能力，直至滿足要求。

根據(jù)此方法進(jìn)行各層套管下深設(shè)計(jì)，形成了一套適合于陵水17-2區(qū)塊的井身結(jié)構(gòu)。如該區(qū)塊XX井，其井身結(jié)構(gòu)為：?914.4 mm×1 557 m+ ?660.4mm×2 180 m+ ?444.5 mm×2 730 m+ ?374.65 mm×3 262 m+ ?311.15 mm×3 561 m。其中?444.5 mm井眼下入的?406.4 mm套管采用尾管懸掛技術(shù)。并備有1個(gè)?215.9 mm井眼和一層?177.8 mm尾管。

2.2隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)

由于深水井壓力窗口窄，鉆井過程中，較窄的環(huán)空間隙可能會(huì)引起很高的環(huán)空壓耗，導(dǎo)致井底ECD太高；但井身結(jié)構(gòu)層次不能降，因此南海西部在施工過程中常用到隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)（表1）。如在鉆完?660.4 mm井眼后，根據(jù)設(shè)計(jì)需要鉆一個(gè)不低于?444.5 mm的井眼并下入?406.4 mm尾管，但?444.5 mm井眼與?406.4 mm尾管的環(huán)空間隙太小，下套管過程中，很容易產(chǎn)生壓力激動(dòng)，且下套管摩阻較大，因此，通常在鉆具上加上1個(gè)隨鉆擴(kuò)眼器，將井眼擴(kuò)至?469.9 mm以上，以便降低下套管的激動(dòng)壓力和摩阻，并保證固井質(zhì)量。

表1　陵水17-2區(qū)塊隨鉆擴(kuò)眼工具數(shù)據(jù)

2.3隨鉆地層壓力監(jiān)測(cè)技術(shù)

南海西部自營(yíng)深水井鉆進(jìn)過程中通常根據(jù)實(shí)時(shí)的LWD測(cè)井（電阻率、聲波等）數(shù)據(jù)，結(jié)合鄰井資料及現(xiàn)場(chǎng)其他信息，實(shí)時(shí)計(jì)算出準(zhǔn)確的地層壓力，對(duì)異常情況及時(shí)預(yù)警，并建立了井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化實(shí)時(shí)決策系統(tǒng)，根據(jù)實(shí)鉆信息，科學(xué)決策井身結(jié)構(gòu)；鉆遇異常地層壓力前實(shí)時(shí)啟用備用井段和套管，避免發(fā)生復(fù)雜情況，常規(guī)地層逐步精簡(jiǎn)井身結(jié)構(gòu)。

如南海西部的陵水XX井，該井鉆?444.5 mm井眼至2 677 m處，隨鉆地層壓力預(yù)測(cè)模型顯示壓力有上漲趨勢(shì)，啟動(dòng)井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化實(shí)時(shí)決策系統(tǒng)，現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)人員與基地支持人員視頻連線，討論后續(xù)作業(yè)方案，決定起鉆并下入?406.4 mm套管。與鄰井相比，該井未出現(xiàn)復(fù)雜情況，作業(yè)時(shí)效顯著提高。

2.4鉆井液防漏、防水合物技術(shù)

深水井地層破裂壓力較低，因此，鉆井過程中通常需要提高地層承壓，以獲得較大的安全鉆井液密度窗口；另一方面，要防止水合物生成。因此現(xiàn)場(chǎng)通常在鉆井液中加入一些封堵材料和抑制劑，并進(jìn)行復(fù)配，以保持鉆井液良好的流變性。如陵水區(qū)塊某井，根據(jù)巖心、巖屑、測(cè)井、地層物性的相關(guān)資料，得到復(fù)配的封堵材料比例為20 μm的碳酸鈣∶40 μm的碳酸鈣 ∶250 μm的碳酸鈣=2∶4.5∶1，并確定了鉆井液中抑制劑的成分和比例為20%NaCl+10%乙二醇。該井作業(yè)安全順利，未發(fā)生漏失和水合物生成。

2.5環(huán)空壓力管理技術(shù)

對(duì)于深水井環(huán)空帶壓的問題，南海西部表層和一開井段通常采用全環(huán)空封固，水泥返高返至泥面，尾管固井也采用全環(huán)空封固，水泥返至懸掛器位置，而中間套管通常采用單級(jí)雙封，水泥首漿返至上層套管鞋以下100 m左右；漿柱以上環(huán)空填充氮?dú)猓诐{以下是200 m左右的隔離液，其配方為：100份水+4份DISPACER隔離劑+5份PC-G80L降失水劑+80份彈塑球體。隔離液以下全部環(huán)空為水泥尾漿。這樣一方面避免儲(chǔ)層井段的流體竄至中間套管的環(huán)空；另一方面，萬一中間套管環(huán)空帶壓，環(huán)空有足夠的空間可以使壓力傳進(jìn)地層，有利于降低環(huán)空帶壓的壓力，而表層套管和一開井眼采用全環(huán)空封固，中間套管的壓力不會(huì)傳至表層或海底。

2.6內(nèi)波流應(yīng)對(duì)技術(shù)

（1）信息預(yù)報(bào)：布置內(nèi)波流監(jiān)測(cè)設(shè)備，并在平臺(tái)安裝監(jiān)測(cè)顯示器，提前4~5 h準(zhǔn)確預(yù)報(bào)內(nèi)波流的信息；（2）科學(xué)確定平臺(tái)艏向：綜合考慮臺(tái)風(fēng)、季風(fēng)及內(nèi)波流可能出現(xiàn)的方向，結(jié)合吊貨需要及生活區(qū)的位置等方面，合理確定平臺(tái)艏向；（3）替換易損部件：替換錨泊系統(tǒng)中容易受內(nèi)波影響的脆弱部件，提高整體抗內(nèi)波能力；（4）及時(shí)接拖。通過平臺(tái)與三用工作船的配合，在內(nèi)波流到達(dá)平臺(tái)之前，接好三用工作船，并調(diào)整好拖曳張力，減少平臺(tái)的偏移。

3　南海西部自營(yíng)深水井鉆井技術(shù)展望

3.1提高地層壓力預(yù)測(cè)精度

精確的地層壓力預(yù)測(cè)是設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)、設(shè)計(jì)鉆井參數(shù)的基礎(chǔ)。淺水區(qū)塊的計(jì)算模型是否適應(yīng)于深水區(qū)塊還有待進(jìn)一步探討，還需長(zhǎng)時(shí)間的實(shí)踐檢驗(yàn)和完善；對(duì)于薄弱地層的鉆前識(shí)別還有待提高。

3.2積累深水窄窗口鉆井技術(shù)

從前期鉆井情況看，南海西部自營(yíng)深水窄壓力窗口井與前期合作深水窄壓力窗口井相比，井漏的次數(shù)有明顯的降低，卡鉆、井壁失穩(wěn)情況都得到了較大的改善，但由于地層非均質(zhì)性，同一井段地層壓力力學(xué)特征差異較大，導(dǎo)致目前的鉆井作業(yè)中仍經(jīng)常發(fā)生復(fù)雜情況，國(guó)內(nèi)在深水窄壓力窗口鉆井作業(yè)的理論、工藝、裝備等方面存在較大瓶頸，不能有效地全井段提高地層承壓，進(jìn)行窄壓力窗口安全鉆井技術(shù)系列及配套技術(shù)研究是比較急迫的任務(wù)。

3.3強(qiáng)化深水井井控技術(shù)

深水鉆井作業(yè)時(shí)，由于隔水管及阻流壓井管線長(zhǎng)、壓力窗口窄、深水低溫、容易形成圈閉氣、產(chǎn)生“呼吸效應(yīng)”、套管鞋承壓低、隔水管余量少等因素，導(dǎo)致井控難度較大。在深水作業(yè)中，如果關(guān)井時(shí)候，氣體已經(jīng)移動(dòng)或者循環(huán)到BOP上，在氣體到達(dá)地面的時(shí)候，轉(zhuǎn)噴器和MGS將不能控制回流速度，如果沒有檢查到隔水管內(nèi)氣體的膨脹，氣體將在一定高度快速噴發(fā)，導(dǎo)致爆炸和人員設(shè)備的傷害。國(guó)內(nèi)外有些井深水鉆井中由于井控措施不當(dāng)，引起了災(zāi)難性的后果。目前深水井的井控問題仍是鉆井領(lǐng)域的一大難題，需要加強(qiáng)技術(shù)研究。

4　結(jié)論與建議

（1）南海西部的陵水深水區(qū)塊較大，地質(zhì)年代較新，同一裸眼井段中可能存在多套壓力層系，導(dǎo)致安全鉆井窗口很窄，容易引起井漏、溢流、環(huán)空帶壓、生成水合物等復(fù)雜情況，且附近海域海況惡劣，常規(guī)鉆井技術(shù)滿足不了施工需求。

（2）南海西部的技術(shù)人員結(jié)合陵水區(qū)塊的鉆井地質(zhì)特征，開展了深水井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)、隨鉆擴(kuò)眼技術(shù)、深水井鉆井液防水合物及防漏堵漏技術(shù)、環(huán)空壓力預(yù)測(cè)與管理技術(shù)、內(nèi)流波應(yīng)對(duì)技術(shù)等方面的研究，解決了深水鉆井容易發(fā)生的井漏與溢流并存、水合物堵塞管線、環(huán)空壓力高和內(nèi)波流損壞水下設(shè)備等問題，并成功發(fā)現(xiàn)了陵水17-2大型深水氣田。

（3）需進(jìn)一步提高地層壓力預(yù)測(cè)精度，并加強(qiáng)深水井井控理論及應(yīng)對(duì)措施等方面的研究。

［1］楊進(jìn)，曹式敬.深水石油鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)［J］.石油鉆采工藝，2008，30（2）：16-19.

［2］周守為.南中國(guó)海深水開發(fā)的挑戰(zhàn)與機(jī)遇［J］.高科技與產(chǎn)業(yè)化，2008（12）：20-23.

［3］王友華，王文海，蔣興迅.南海西部深水鉆井作業(yè)面臨的挑戰(zhàn)和對(duì)策［J］.石油鉆探技術(shù)，2011，39（2）：50-55.

［4］路保平，李國(guó)華.西非深水鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)［J］.石油鉆探技術(shù)，2013，41（3）：1-6.

［5］ROCHA S L A, JUNQUEIRA P, ROQUE J L. Overcoming deep and ultra deepwater drilling challenges［R］. OTC 15233, 2003.

［6］CLOSE F, MCCAVITT B, SMITH B, et al. Deepwater Gulf of Mexico development challenges overview［R］. SPE 113011, 2008.

［7］SHAUGHNESSY J, DAUGHERTY W, GRAFF R, et al. More ultra-deepwater drilling problems［R］. SPE 105792, 2007.

［8］竇玉玲，管志川，徐云龍. 海上鉆井發(fā)展綜述與展望［J］.海洋石油，2006，26（2）：64-67.

［9］盧春陽，狄敏燕，朱炳蘭，等.超深水海洋雙梯度鉆井技術(shù)［J］.鉆采工藝，2001，24（4）：25-27.

［10］王松，宋明全，劉二平.國(guó)外深水鉆井液技術(shù)進(jìn)展［J］.石油鉆探技術(shù)，2009，37（3）：8-12.

［11］潘繼平，張大偉，岳來群，等.全球海洋油氣勘探開發(fā)狀況與發(fā)展趨勢(shì)［J］.中國(guó)礦業(yè)，2006，15（11）：1-4.

［12］劉杰鳴，王世圣，馮瑋，等.深水油氣開發(fā)工程模式及其在我國(guó)南海的適應(yīng)性探討［J］.中國(guó)海上油氣，2006，18（6）：413-418.

（修改稿收到日期2014-12-30）

〔編輯付麗霞〕

Drilling practices of deepwater well of Lingshui block in west of South China Sea

LI Zhong, FANG Manzong, LI Lei
（Zhanjiang Branch of CNOOC, Zhanjiang 524057, China）

During the deepwater drilling operation of Lingshui block in the sea areas in the west of South China Sea, the lowtemperature, high-pressure and narrow safety density window has brought about great difficulties to the drilling engineering, and may easily lead to lost circulation, overflow, annular pressure, hydrate generation and other problems, and the sudden strong current arising from the internal wave current frequently occurs in the nearby sea areas. Based on these problems and drilling geological characteristics in Lingshui block, the researches on optimization technology of wellbore structure of deepwater well, technology of reaming while drilling, hydrate prevention and leakage-proof & plugging technology of drilling fluid of deepwater well, annular pressure prediction and management technology, coping technology of internal wave current and the like have been conducted, lost circulation & overflow coexistence, pipeline blocking by hydrate, high annular pressure, damage of underwater equipment by internal wave current and other problems which may easily occur in the deepwater drilling have been solved, and Lingshui 17-2 large deepwater gas field has been successfully discovered. The successful drilling experience of self-support deepwater well in the west of South China Sea may provide reference to the deepwater drilling technicians.

west of South China Sea; deepwater drilling; lost circulation; Lingshui 17-2

TE52

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0092 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.023

李中，1972年生。1994年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院，現(xiàn)任中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司鉆完井部經(jīng)理、高級(jí)工程師，長(zhǎng)期從事海洋油氣鉆完井的研究和管理工作。E-mail： lizhong@cnooc.com.cn。

引用格式：李中，方滿宗，李磊. 南海西部陵水區(qū)塊深水鉆井實(shí)踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：92-95.