防井壁失穩及井漏鉆井技術在北部灣盆地的應用

汪俊鋒，胡 杰

（中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東湛江 524057）

作為南海西部目前主力生油區塊，北部灣盆地承擔著中海油湛江分公司增儲上產的重要任務，勘探開發鉆井數量眾多。然而，由于地質構造復雜，使得本區域鉆井工程作業難度大大增加，主要表現在：地應力復雜、斷層多、微裂縫發育、地層水敏性強，尤其是潿二段中上部灰色泥巖極易水化引起剝落、坍塌，流二段泥頁巖易剝落、坍塌，極大地增加了現場作業風險。如何采取行之有效的措施，規避井壁失穩以及井漏的風險，成為北部灣油田勘探開發過程中亟待解決的難題之一。

1 環保型防塌鉆井液體系

1.1 實施背景

北部灣盆地鉆井作業過程中[1，2]，鉆遇易坍塌地層，井下事故率高，儲層泥巖鉆遇率高，造成儲層水平井鉆井復雜情況頻發：卡鉆、阻卡、打孔管下入遇阻等難題，而現有水基鉆井液體系包括國內的KCl/PLUS鉆井液體系、國外的SMB、ULTRA-Drill等新體系在鉆易垮地層時，復雜情況頻繁，鉆井費用高，大幅增加了勘探開發成本，難以滿足復雜地層及開發井的要求。雖然油基鉆井液體系具有很好的抑制防塌性，能有效控制井下事故率和鉆井周期，但使用油基鉆井液環保風險，油基鉆井液在配制、運輸、使用和回收環節均存在泄漏風險，鉆井過程中存在因井漏、未識別斷層引起的泄漏風險，一旦發生泄漏（海面、直通海底裂縫及大量漏往地層），社會影響大，處理困難，費用高。

1.2 方案研究

通過現場資料及前期研究認識，從失穩機理、抑制性、濾失性、防塌性四個方面對北部灣盆地易垮地層環保型鉆井液體系防塌機理進行了研究。

（1）針對潿洲12-2油田前期探井以及周邊區塊已鉆井所取的巖心進行了儲層敏感性評價。實驗結果表明，研究區儲層低滲儲層存在中偏弱的速敏，中、高滲儲層存在弱的速敏；其儲層具有中等偏弱的水敏性，鉆井過程中須注意提高鉆井液、完井液的抑制性，室內研究臨界礦化度為8 582 mg/L～25 745 mg/L；存在著弱-中等的酸敏性，儲層對堿的敏感性表現為中等偏弱，臨界pH值為10。

（2）優化一套適合北部灣盆地復雜地層的環保型防塌鉆井液體系，通過優選抑制劑、防塌劑、流型調節劑、潤滑劑及泥餅改善劑，保證鉆井液的抑制效果和井壁穩定，降低濾失和漏失，改善泥餅質量，提高井眼穩定性，構建一套適合于開發井的環保型防塌鉆井液體系，室內研究推薦使用配方：0.8%般土漿+0.04%PFPAC-LV+0.08%燒堿（調 pH=8）+WeighT-2+5.6%DYFT-2+6%PF-GJC+4%PF-GBL+0.8%PF-ZP+0.16%PF-XC，補充WeighT-2將密度調為1.2 S.G。針對該鉆井液體系，分別進行了巖屑滾動回收率、膨脹率以及掉塊浸泡實驗。巖屑滾動回收率實驗數據（見表1），膨脹率實驗數據曲線圖（見圖1），掉塊浸泡實驗前后的樣品照片（見圖2，圖3）。

表1 巖屑滾動回收率實驗Tab.1 Experiment of cuttings roller recovery

圖1 線性膨脹率實驗Fig.1 Experiment of linear expansion ratio

圖2 掉塊浸泡前Fig.2 Chipping before soaking experiment

圖3 掉塊浸泡后Fig.3 Chipping after soaking experiment

實驗結果表明，該鉆井液體系條件下，巖屑滾動回收率超過90%，巖屑線性膨脹率在30 h以后才接近20%，而歷經7 d的浸泡實驗以后，巖屑掉塊仍無明顯的水化分散現象，可以看出該體系具有很強的抑制泥頁巖鉆屑水化分散和膨脹的能力，其性能與油基泥漿相當，能夠很好的滿足現場作業需要。且具有很好的滲透率恢復值（90%以上），在潿洲油田區塊具有很好的適用性，且該體系可以進行重復利用，重復利用期間可以較好地控制其性能。

2 高壓易垮地層生產尾管固井作業技術

2.1 實施背景

北部灣某油田8-1/2″井段是目的層井段，該井段地層壓力高（1.61 S.G），斷層、裂縫發育導致壓力窗口窄（漏失壓力：1.72 S.G～1.78 S.G），垮塌風險高，生產尾管的固井難度極大。

2.2 方案研究

通過充分的理論研究、多次的實驗、模擬計算等最終形成以“紊流型高密度沖洗液技術”、“防漏堵漏水泥漿技術”、“國產可旋轉尾管懸掛器技術”、“綜合減阻技術”和“窄壓力窗口尾管固井技術”、“防竄壓穩固井工藝”等為主要技術內容的生產尾管固井技術。

2.2.1 紊流型高密度沖洗液技術 由于該油田地層壓力高、作業密度窗口窄的特點，固井頂替排量受限，同時地層壓力高沖洗液需進行加重才能滿足井控需要，這就導致了常規加重沖洗液很難在如此低排量下達到紊流實現較好的沖洗效果[3-7]。沖洗液與泥漿、水泥漿的相容性實驗數據（見表2，表3）。

經過多次實驗，不斷調整配方，最終形成了一套紊流型高密度沖洗液技術，1.64 S.G的沖洗液在600 L/min的排量下就可以達到紊流，實現了良好的沖洗效果。通過運用固井模擬軟件，結合鉆進排量、泵壓和井底動壓當量，優化頂替排量設計。該油田開發項目固井頂替期間，從純沖洗液出鞋至尾漿出鞋采用6 bbls/min泵速頂替，尾漿出鞋至碰壓采用3 bbls/min泵速頂替。這樣設計頂替排量，既能保證前置液達到紊流，又能保證流動剖面層層推進，有效提高頂替效率。

表2 沖洗液與泥漿相容性實驗Tab.2 Compatibility test of washing fluid and mud

表3 沖洗液與水泥漿相容性實驗Tab.3 Compatibility test of washing fluid and cement slurry

圖4 新型堵漏材料PC-B66Fig.4 New-type bridging material PC-B66

2.2.2 提高承壓的防漏堵漏固井技術 針對該油田地層壓力高、斷層裂縫發育的特點，科研人員通過不斷的實驗和優化，一方面提高水泥漿密度至1.92 S.G，提高水泥漿早期強度；另一方面引進新型的提高地層承壓材料PC-B66（見圖4）。模擬堵漏結果顯示0.5 mm～1 mm孔/縫寬度，提高地層承壓能力3.5 MPa～7 MPa，在固井過程中有效提高了地層承壓能力避免漏失風險。

2.2.3 海油范圍內首次成功應用國產可旋轉尾管懸掛器技術 國產可旋轉尾管懸掛器在南海西部得到了多次使用，但是由于種種原因始終無法在固井過程中實現旋轉固井。科研人員通過多次調研、研究，通過引進威德福可旋轉固井水泥頭，采用綜合減阻技術等，最終實現了固井全過程旋轉，有效地提高了頂替效率，確保了固井質量。

在使用轉盤或者頂驅帶動水泥頭旋轉時，旋轉軸承需可靠，特別是頂驅水泥頭，須在重載荷下長時間、連續旋轉。固井過程中旋轉時，尾管需要承受較大扭矩，故旋轉尾管應選用有臺階密封的高扭矩套管，如BEAR、VAMTOP、TPCQ、BGC 等氣密套管扣型，如尾管較短或者井眼條件較好，也可采用BTC或者LTC等API扣型套管。

旋轉尾管施工時，摩阻主要組成如下：①鉆具摩阻-可以實測；②懸掛器摩阻-與井眼清潔程度有關，異物在懸掛器位置堆積多，摩阻就大；③軸承摩阻-1 000 N·m～3 000 N·m；④尾管摩阻-軟件模擬可得，與井眼情況、套管長度等關系密切；⑤粘吸摩阻-根據泥漿性能和靜止時間來定，一般附加30%，下入后可實測。

坐掛前：井口扭矩=①+②+④+⑤；

坐掛后：井口扭矩=①+②+③+④+⑤。

在實際操作中，為保證懸掛器和套管的安全，主要考慮懸掛器和套管扣抗。因此，只要③+④+⑤項扭矩之和不大于懸掛器或者套管最大抗扭即可。限定井口最大扭矩=①+套管扣最大抗扭（或者懸掛器最大抗扭），超過此扭矩，則停止旋轉，以免出現套管或者懸掛器倒扣的情況出現。

圖5 樹脂減阻扶正器和剛性扶正器Fig.5 Resin drag reduction stabilizer and rigid stabilizer

2.2.4 綜合減阻固井工藝技術 如何能讓尾管串轉起來，是實現旋轉固井的關鍵。在南海西部前期旋轉固井作業過程中，管串無法旋轉或者水泥漿出管鞋后無法旋轉從而導致無法實現全過程旋轉固井。經過充分論證、調研、模擬計算和實踐，在井眼準備方面通過采用劃眼器全過程倒劃眼修整井壁保證井壁光滑，調整鉆井液性能盡量降低摩擦系數；扶正器設計方面引進樹脂減阻扶正器和剛性扶正器復合使用（見圖5），模擬計算確定扶正器安放策略，盡量降低管串側向力；管串扣型方面，浮鞋、浮箍、球座、尾管、懸掛器等全部使用BGC扣型，提高管串抗扭能力。

2.2.5 窄壓力窗口尾管固井技術 該油田作業窗口窄，在固井過程中下尾管速度、中途循環、漿柱結構、循環頂替排量、管柱旋轉、懸掛器動作等都對當量循環密度（equivalent circulating density，以下簡稱 ECD）影響較大，將其控制在安全作業窗口內是安全順利作業的關鍵之一。通過固井全過程壓力模擬，不斷調整優化參數，在實際作業過程中根據模擬結果確定作業參數實現了從下尾管、送尾管到位到固井前循環、坐掛懸掛器、頂替等直至固井結束后循環，起送入鉆桿全過程的ECD控制。用軟件對固井全過程壓力模擬計算結果（見表4），在模擬結果的指導下，現場固井作業順利規避漏失風險。

2.2.6 防竄壓穩固井工藝技術 該油田作業壓力系數高，固井從施工到水泥漿候凝期間，全過程壓穩是保證固井質量的關鍵因素之一。不同深度的水泥漿靜膠凝強度發展不同，產生的壓力損失不同。基于這種考慮，提出了對水泥漿進行分段分析，采用雙凝或多凝水泥漿，根據不同段的水泥漿的水化狀態，來計算靜膠凝強度發展的臨界值，然后計算各段的靜液壓力損失，累積后計算水泥液柱對氣層的壓穩系數，該方法對于防竄效果良好。

3 工程控制

油基泥漿不同于水基泥漿，它具有高黏切、高激動壓力的特點，在鉆進、起下鉆，特別是下套管過程中需時刻注意井漏問題。該油田泥漿由于密度高、封堵性強、觸變性強，導致泥漿激動壓力和ECD過高，外加該油田開發井鉆遇多個斷層，井漏風險更是陡然增加。由于環空間隙小，這一點在目的層8-1/2"井段下7"尾管作業時顯得尤為突出。現場工程技術人員通過采取下述一系列的措施，將井漏風險盡量控制到最低。

（1）控制排量、轉速和機械鉆速，減小ECD，控制ECD鉆進；

（2）增加劃眼時間，減小環空鉆屑濃度；

（3）必要時進行短起下，拉順上部井眼；

（4）控制送入尾管速度，出裸眼前根據泵壓情況循環泥漿；

表4 固井作業全過程ECD模擬結果Tab.4 Simulated result of ECD for the overall process of cementing operation

（5）操作精細化，起下鉆、下尾管期間動作平緩，防止產生過大的激動壓力。

同時，工程技術人員研究發現，井眼鉆開后，井壁附近的地應力發生變化，鉆井濾液的侵入也使井壁附近地層巖石的強度發生了變化，隨著時間的推移，到一定階段就會發生井壁失穩，即是通常所說的井壁坍塌周期。結合流沙港組地應力、地層孔隙壓力的研究成果，通過室內試驗測定鉆井液體系下泥頁巖吸水速率、泥頁巖吸水后力學性質及強度變化規律，對井壁坍塌周期的進行定量預測，發現流沙港組坍塌周期為6 d～8 d。技術人員結合這個規律，將裸眼暴露時間控制在6 d以內，保證了井眼的順暢。該油田開發井在起下鉆過程中，遇阻的情況很少，基本不用倒劃眼起鉆和劃眼下鉆，與那些裸眼暴露時間長的鄰井相比，在儲層段起下鉆時間至少快7 h，對整體成本的節約具有一定的貢獻。

4 應用效果

該油田鉆井作業總體順利，無明顯漏失現象。共有6口井在12-1/4"井段采用新型環保防塌型鉆井液，平均裸眼長度903.08 m，6口井設計工期39.68 d，實際工期23.27 d，提前16.41 d，時效提升明顯。而高壓易垮地層生產尾管固井作業技術的應用，使得尾管固井作業全過程壓穩，以提高固井質量。

5 結論與建議

（1）環保型防塌鉆井液體系攜巖效果好，對于巖石容易膨脹分散的地層、承壓較低且巖石膠結較差的地層更適合應用該體系；

（2）應用環保型防塌鉆井液體系時，對于北部灣潿洲組地層，裸眼暴露時間應控制在3 d以內，對于流沙港組地層，裸眼暴露時間應控制在5 d以內；

（3）高壓易垮地層生產尾管固井作業技術解決了以往在該類型地層（特別在應用油基泥漿時）固井質量普遍較差的難題，避免了以往需要多次補救注水泥以提高固井質量的問題，在一定程度上提高了作業時效。

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