南海西部陵水區塊深水鉆井實踐

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

南海西部陵水區塊深水鉆井實踐

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

南海西部海域陵水區塊的深水鉆井作業中，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、環空帶壓、生成水合物等問題，且附近海域經常出現由內波流引起的突發性強流。針對這些問題，結合陵水區塊的鉆井地質特征，開展了深水井井身結構優化技術、隨鉆擴眼技術、深水井鉆井液防水合物及防漏堵漏技術、環空壓力預測與管理技術、內波流應對技術等方面的研究，解決了深水鉆井容易發生的井漏與溢流并存、水合物堵塞管線、環空壓力高和內波流損壞水下設備等問題，并成功發現了陵水17-2大型深水氣田。

南海西部；深水鉆井；井漏；陵水17-2

對于海洋深水鉆井而言，鉆井環境條件隨水深的增加變得更加復雜，容易遇到常規鉆井工程難以克服的技術難題［1-6］。南海西部的陵水海域就是一個典型的深水區塊，該區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，常規鉆井技術滿足不了施工需求。

針對前期合作深水鉆井中經常遇到的問題，南海西部的技術人員結合陵水區塊的鉆井地質特征，突破常規鉆井技術的限制，開展了隨鉆擴眼的可行性及其施工技術研究，形成了一套適應于陵水深水區塊的井身結構設計方法；研制了一套適用于該區塊的深水鉆井液體系，在施工工藝和設備方面也做了較大的改進。通過這些技術的實施，作業者克服了一個又一個難題，成功發現了陵水17-2氣田。

1　南海西部自營深水井主要鉆井難點

1.1地質年代新

陵水區塊主要目的層為黃流組，屬于中新統N1，沉積年代5.7~10.5 Ma，比國內其他海域同等條件下少17.5 Ma以上，地質年代新，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。作業過程中需選用合適密度的鉆井液并采取合理的鉆井參數，一方面要保證井筒鉆井液能壓穩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

井漏是深水鉆井經常遇到的復雜情況之一。從前期鉆井復雜情況統計結果看，復雜情況大多發生在鉆遇高壓層的井；如前期鉆至梅山組的陵水區域某高溫高壓井，該井鉆進至5 269 m，氣測值上升，提高鉆井液密度至2.10 g/cm3，井下發生漏失、井口失返，調整鉆井液密度為2.01 g/cm3漏失量逐漸減少，并逐步恢復正常；又如陵水區域另一高溫高壓井，?212.7 mm井眼鉆進至4 699 m，發生溢流，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，并持續上漲，并有較大波動，此時又出現井漏，經過近10 d的處理才恢復正常。井漏與溢流同存給現場作業帶來了極大的困難。

1.4易生成水合物

深水鉆井時，井筒容易受到氣侵，氣侵過程的不確定因素很多，特別是氣侵量的測量滯后及不準確性很高。氣侵后，氣體上移過程中，在水合物穩定區可能形成水合物，水合物一旦聚集就會形成堵塞，這一過程是隨機的，很難預測［10-12］。

南海西部的深水鉆井水深偏大，海水低溫段較長，很容易形成水合物，如果處置措施不當，可能引起水合物堵塞節流管線、壓井管線、隔水管和堵塞防噴器等情況，導致作業時間與成本增加，嚴重的還可能導致鉆井失敗。因此需要進行鉆井液性能優化。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，因此對鉆井液的技術要求特別高。

1.5易出現環空帶壓

溫度變化會引起井內流體熱脹冷縮（溫度效應），導致環空帶壓。油氣上升過程中井筒溫度會升高，但升高的幅度受油氣產量的影響較大。對于高壓高產氣井來說，井筒溫度升高幅度較大。同時，關井前后的壓力差引起環空管柱的鼓脹效應也會導致環空帶壓。除了溫度和鼓脹效應，竄流也是形成環空帶壓的主要原因之一，井內溫度發生變化會導致水泥拉伸形成微裂縫，從而形成環空流體的竄流通道。套管和油管漏失、井口密封組件泄漏也會形成竄流的通道。水泥封固質量如果不理想，會使高壓地層的流體流向低壓地層形成層間竄流，或者在水泥內形成竄流通道使流體進入井內環空，如果套管收縮，會在水泥環和套管之間形成小的環空，引起環空帶壓。深水井環空壓力難以監測，環空帶壓給現場安全帶來了極大的隱患。

1.6常遇內波流

南海西部的深水鉆井還有可能遇到內波流。內波流是一種高能量的海洋內波，分為高頻內波、孤立內波和內慣性波，具有振幅大、周期短、隨機性的特點，并能產生強烈的波致剪切流。內波與半潛式平臺相互作用過程中，平臺浮體沉箱與橫撐、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重。可能使隔水管或其他水下、水上設備損壞；可能導致水下浮隨等密度面上下運動或快速上浮下沉，難以操作；可能引起海上拖帶作業中拖帶纜斷裂；可能使海上鉆井裝置出現斷纜和/或漂移；可能使錨泊定位鉆井裝置發生走錨；還可能使海上靠泊作業時引起撞船。如果處理不當，內波產生的巨大突發性沖擊載荷不僅對平臺浮體會產生嚴重的安全隱患，還可能會使平臺浮體產生突發性的大幅度漂移運動，使平臺系泊及立管張力也急劇增加，出現拉斷系泊或立管的災害性事故。

2　南海西部自營深水井鉆井技術

2.1深水井井身結構設計

考慮地層的孔隙壓力、破裂壓力和井眼可能遇到的復雜情況，并通過大量的數據和資料分析，對各個區塊都制訂了相關設計標準。如凌水17-2 區塊，起鉆抽汲壓力當量密度0.035 g/cm3，下套管激動壓力當量密度0.035 g/cm3，地層破裂壓力當量密度0.025 g/cm3；壓差卡鉆標準正常壓力區13~15 MPa，異常壓力區20~22 MPa。南海西部自營深水井身結構均采用由下向上設計，根據鉆井液密度、壓力激動系數和安全系數，估計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；對暫定下入深度進行井涌承受能力校核，若不能滿足要求，根據計算結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。

根據此方法進行各層套管下深設計，形成了一套適合于陵水17-2區塊的井身結構。如該區塊XX井，其井身結構為：?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。并備有1個?215.9 mm井眼和一層?177.8 mm尾管。

2.2隨鉆擴眼技術

由于深水井壓力窗口窄，鉆井過程中，較窄的環空間隙可能會引起很高的環空壓耗，導致井底ECD太高；但井身結構層次不能降，因此南海西部在施工過程中常用到隨鉆擴眼技術（表1）。如在鉆完?660.4 mm井眼后，根據設計需要鉆一個不低于?444.5 mm的井眼并下入?406.4 mm尾管，但?444.5 mm井眼與?406.4 mm尾管的環空間隙太小，下套管過程中，很容易產生壓力激動，且下套管摩阻較大，因此，通常在鉆具上加上1個隨鉆擴眼器，將井眼擴至?469.9 mm以上，以便降低下套管的激動壓力和摩阻，并保證固井質量。

表1　陵水17-2區塊隨鉆擴眼工具數據

2.3隨鉆地層壓力監測技術

南海西部自營深水井鉆進過程中通常根據實時的LWD測井（電阻率、聲波等）數據，結合鄰井資料及現場其他信息，實時計算出準確的地層壓力，對異常情況及時預警，并建立了井身結構優化實時決策系統，根據實鉆信息，科學決策井身結構；鉆遇異常地層壓力前實時啟用備用井段和套管，避免發生復雜情況，常規地層逐步精簡井身結構。

如南海西部的陵水XX井，該井鉆?444.5 mm井眼至2 677 m處，隨鉆地層壓力預測模型顯示壓力有上漲趨勢，啟動井身結構優化實時決策系統，現場技術人員與基地支持人員視頻連線，討論后續作業方案，決定起鉆并下入?406.4 mm套管。與鄰井相比，該井未出現復雜情況，作業時效顯著提高。

2.4鉆井液防漏、防水合物技術

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。因此現場通常在鉆井液中加入一些封堵材料和抑制劑，并進行復配，以保持鉆井液良好的流變性。如陵水區塊某井，根據巖心、巖屑、測井、地層物性的相關資料，得到復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。該井作業安全順利，未發生漏失和水合物生成。

2.5環空壓力管理技術

對于深水井環空帶壓的問題，南海西部表層和一開井段通常采用全環空封固，水泥返高返至泥面，尾管固井也采用全環空封固，水泥返至懸掛器位置，而中間套管通常采用單級雙封，水泥首漿返至上層套管鞋以下100 m左右；漿柱以上環空填充氮氣，首漿以下是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。隔離液以下全部環空為水泥尾漿。這樣一方面避免儲層井段的流體竄至中間套管的環空；另一方面，萬一中間套管環空帶壓，環空有足夠的空間可以使壓力傳進地層，有利于降低環空帶壓的壓力，而表層套管和一開井眼采用全環空封固，中間套管的壓力不會傳至表層或海底。

2.6內波流應對技術

（1）信息預報：布置內波流監測設備，并在平臺安裝監測顯示器，提前4~5 h準確預報內波流的信息；（2）科學確定平臺艏向：綜合考慮臺風、季風及內波流可能出現的方向，結合吊貨需要及生活區的位置等方面，合理確定平臺艏向；（3）替換易損部件：替換錨泊系統中容易受內波影響的脆弱部件，提高整體抗內波能力；（4）及時接拖。通過平臺與三用工作船的配合，在內波流到達平臺之前，接好三用工作船，并調整好拖曳張力，減少平臺的偏移。

3　南海西部自營深水井鉆井技術展望

3.1提高地層壓力預測精度

精確的地層壓力預測是設計井身結構、設計鉆井參數的基礎。淺水區塊的計算模型是否適應于深水區塊還有待進一步探討，還需長時間的實踐檢驗和完善；對于薄弱地層的鉆前識別還有待提高。

3.2積累深水窄窗口鉆井技術

從前期鉆井情況看，南海西部自營深水窄壓力窗口井與前期合作深水窄壓力窗口井相比，井漏的次數有明顯的降低，卡鉆、井壁失穩情況都得到了較大的改善，但由于地層非均質性，同一井段地層壓力力學特征差異較大，導致目前的鉆井作業中仍經常發生復雜情況，國內在深水窄壓力窗口鉆井作業的理論、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，進行窄壓力窗口安全鉆井技術系列及配套技術研究是比較急迫的任務。

3.3強化深水井井控技術

深水鉆井作業時，由于隔水管及阻流壓井管線長、壓力窗口窄、深水低溫、容易形成圈閉氣、產生“呼吸效應”、套管鞋承壓低、隔水管余量少等因素，導致井控難度較大。在深水作業中，如果關井時候，氣體已經移動或者循環到BOP上，在氣體到達地面的時候，轉噴器和MGS將不能控制回流速度，如果沒有檢查到隔水管內氣體的膨脹，氣體將在一定高度快速噴發，導致爆炸和人員設備的傷害。國內外有些井深水鉆井中由于井控措施不當，引起了災難性的后果。目前深水井的井控問題仍是鉆井領域的一大難題，需要加強技術研究。

4　結論與建議

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

（2）南海西部的技術人員結合陵水區塊的鉆井地質特征，開展了深水井井身結構優化技術、隨鉆擴眼技術、深水井鉆井液防水合物及防漏堵漏技術、環空壓力預測與管理技術、內流波應對技術等方面的研究，解決了深水鉆井容易發生的井漏與溢流并存、水合物堵塞管線、環空壓力高和內波流損壞水下設備等問題，并成功發現了陵水17-2大型深水氣田。

（3）需進一步提高地層壓力預測精度，并加強深水井井控理論及應對措施等方面的研究。

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（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年畢業于江漢石油學院，現任中海石油（中國）有限公司湛江分公司鉆完井部經理、高級工程師，長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. 南海西部陵水區塊深水鉆井實踐［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：92-95.