東方1-1氣田淺層大位移水平井鉆井技術

田宗強 鹿傳世 王成龍 韓成

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

東方1-1氣田位于南海西部海域，主要開發淺層鶯歌海組氣藏。該區域地層分布穩定，上部地層為大套巨厚淺灰色泥巖夾薄砂層，泥巖軟、黏，蒙脫石、伊蒙混層含量高，極易水化分散；儲層為鶯歌海組一段，鶯歌海組巖性主要為粉砂巖、細砂巖，地層疏松，泥質含量高，屬中孔、中滲地層［1-2］。

東方1-1氣田已鉆水平井典型軌跡為：造斜段—穩斜段—著陸段—水平段地質導向；典型井身結構為：?609.60 mm隔水管（入泥深度為60～70 m）+?444.50 mm 井眼（下 ?339.73 mm 套管）+?311.15 mm井眼（揭開儲層，下?244.48 mm套管）+?215.90 mm井眼（水平段，下?139.70 mm篩管）。

2002—2006年的一期、二期開發井是井深為3000 m左右的常規水平井，儲層壓力系數為1.01～1.03，?444.50 mm 井眼及 ?311.15 mm 井眼常出現遇阻、憋壓、憋扭矩等現象，中途循環也常返出大量泥團，井漏、卡鉆、卡套管等復雜情況時有發生，鉆井作業時效低于70%。

2010—2013年的一期、二期調整井項目，水平井井深增至3500～4000 m，儲層壓力系數降至0.56～0.85，對井壁穩定影響很大［3］，調整并優化鉆井方案后，出現卡鉆、卡套管等復雜情況的井數占比高達50%，其中，2013年A/B平臺2口大位移水平井因在儲層段鉆進時發生惡性井漏而被迫提前完鉆，加上井下其他復雜情況，2口井造成的經濟損失極為嚴重，為此，進行了淺層大位移水平井鉆井技術研究。

1 鉆井技術難點

1.1 樁管鞋至海底井段易竄漏

前期開發項目采用錘入方式下入?762.00 mm隔水管，未固井，入泥深度為60～70 m，槽口布局2×3，槽口中心距僅2 m，受群樁效應影響，樁管鞋處承壓能力下降，多口井鉆出樁管鞋后即發生漏失，如A井?444.5 mm井眼從359 m鉆至表層套管深度1105 m過程中井口一直失返，被迫在井口無返出情況下進行鉆進、起下鉆等作業，期間多次短起下驗證漏失原因為樁管鞋至海底串通，因此對后續井亟需在作業前分析隔水管下入深度、縱橫向穩定性，以降低受群樁效應及地層疏松等因素影響而發生井漏的風險。

1.2 軌跡控制難度大

在?444.5 mm井眼，需在樂東組的大套泥巖段造斜，并最終以高于70°的井斜角穩斜，直至著陸（含?311.15 mm井眼），穩斜長度近3000 m，該段泥巖極軟、黏性強，0～20 kN鉆壓下機械鉆速高達150～240 m/h，旋轉鉆進時地層對造斜率的影響為自然降斜率5～6（°）/30 m，在樂東組底部至鶯歌海組兩段泥巖段，旋轉鉆進時地層對造斜率的影響突變為微增斜。在?311.15 mm井眼穩斜和著陸段，鶯歌海組泥巖仍表現出軟、黏的性質，方位自然漂移嚴重。在?215.9 mm井眼，按地質要求，有些井需要尋找氣藏“甜點”，實鉆要求在垂深20 m左右的砂體內進行“摸底”和“探頂”。

1.3 井眼清潔難度大

淺層大位移井，穩斜角大、穩斜段長，同時地層又具有軟、黏等特性，為維持井壁穩定、降低摩阻、減少黏卡鉆具及套管的風險，前期在?444.50 mm井眼和?311.15 mm井眼，先用分散性較強的鉆井液體系鉆進，當鉆進至特定地層時，鉆井液由海水聚合物鉆井液體系轉換為全抑制或半抑制半分散的鉆井液體系。鉆至下套管深度后，部分井循環返出大量泥團，有時會堵塞回流槽，起鉆過程也常出現遇阻、憋泵等情況，由此引發了幾次井漏和卡鉆事故，造成了嚴重的經濟損失。

使用系統時，首先進入登錄界面，如圖1所示，使用已注冊過的用戶名和密碼進行登錄，如尚未注冊，可先注冊，再登錄，登錄成功的話，會有相應提示，進入系統后，會看到系統主界面如圖2所示，展示了系統涵蓋的主要功能，點擊“行業資訊”，會進入行業資訊頁面如圖3所示，展示目前行業資訊情況。

1.4 壓力衰竭儲層漏失風險大

隨著東方1-1氣田開采年限的增加，鶯歌海組氣藏壓力系數逐漸降至0.49～0.82，前期鉆井過程中，由于對井壁失穩和防漏的認識不足，導致2口大位移水平井在儲層段都發生了嚴重漏失，被迫提前完鉆，如在2013年，A井鉆進儲層段28.5 m就發生鉆井液失返性漏失，堵漏后控制排量鉆進，之后又多次發生井漏，反復堵漏耗時10余天，最終被迫提前完鉆，經濟損失嚴重。

2 技術措施

2.1 井身結構優化

東方1-1氣田一期、二期開發井使用?762 mm隔水管，要求使用具有較高受力安全系數的隔水管。在鉆井過程中因槽口間距?。ㄖ行木? m）、入泥淺、錘入后偏斜嚴重（1～1.5°），多次因隔水管管鞋至海底串通導致井漏，甚至失返。為兼顧井口穩定和作業安全，對新增調整井使用的?508 mm隔水管（壁厚25.4 mm，材料D36）進行校核，并結合前期的作業經驗，確定表層和生產套管的下入深度。

2.1.1 隔水管選型及下入

（1）隔水管橫向穩定性。楊氏模量取值為210 GPa，泊松比取值為0.3，最小屈服強度取值為380 MPa，密度取值為7.85 g/cm3，建立隔水管有限元模型，將100年重現期海況條件數據、Morison風浪流計算模型等方式計算得到的作用力值［4-9］代入有限元模型，對隔水導管進行受力分析，得到隔水導管的應力分布情況（圖1、圖2），?508 mm隔水管最大應力為92.6 MPa。根據Q/HS 14009—2011《海上開發井隔水導管設計和作業規范標準》，用許用應力法進行隔水管橫向穩定性分析，K55鋼級的隔水導管許用應力為228 MPa，表明?508 mm隔水導管在東方海域100年一遇海況條件下強度安全系數滿足安全要求（表 1）。

圖1 導管有限元模型Fig. 1 Finite element model of conductor

圖2 ?508 mm導管應力圖Fig. 2 Stress map of ?508 mm conductor

表1 百年重現期海況下?508 mm隔水管最大應力及強度安全系數Table 1 Maximum stress and strength safetу coefficient of ?508 mm conductor in the one-in-100-уear sea situation

（2）隔水管縱向穩定性。由隔水管軸向受力分析得出隔水管最小入泥深度為

式中，m為隔水管外徑，m；δ為隔水管壁厚，m；γ鋼為鋼材密度，g/cm3；f為隔水導管側壁單位摩擦力，kN；N土為海底土極限承載力，kN；N上為井口施加于隔水導管的軸向載荷，kN；L為隔水管長度，m。

根據東方1-1氣田海域海底土底部承載力與入泥深度關系，可求得?508 mm隔水導管最小入泥深度為68.29 m，如圖3所示。

圖3 東方1-1氣田海域海底土底部承載力與入泥深度關系Fig. 3 Relationship between driving depth and bearing capacitу at the bottom of seabed soil in the sea area of Dongfang 1-1 Gasfield

（3）隔水管下入方式及深度。采用避開急海流、增加鉆柱質量的方式保證隔水管井眼（?660.4 mm）的防斜打直，并對鉆柱配長以保證鉆頭入泥20 m以內海水中的鉆柱全部為?241.3 mm鉆鋌，第一柱入泥不劃眼。結合海底土資料及地層破裂壓力情況，確定隔水導管入泥深度為90 m。鉆至下隔水管深度后，井眼替滿稠膨潤土漿，起鉆，下隔水導管，固井，隔水管坐底。

通過以上校核、計算和論證，?508 mm隔水管可滿足東方1-1氣田新增調整井作業工況要求。隔水管尺寸的減小增大了槽口間距，防斜打直措施規避了隔水管的偏斜，隔水管入泥深度的增加和隔水管固井方式的優化，確保了隔水管不偏不斜、受力穩定和封固有效。

2.1.2 表層套管下深 為滿足軌跡控制要求，前期表層鉆井作業時均采用“海水膨潤土漿+馬達鉆進”的作業方式，開發井的表層套管一般下在造斜段，但對大位移井而言下深過淺，會為后續作業帶來較大壓力。2016年以前所鉆井曾嘗試隨著井深的增加，將表層套管下深至進入穩斜段200～400 m，但受軌跡控制困難的影響，尤其是在樂東組底部地層易形成±4 （°）/30 m劇烈變化的全角變化率，造成套管難以下到位。研究認為，2016年新增調整井表層套管下至樂東組底部的地層巖性變化之前的某一深度更為合理。

2.1.3 生產套管下深和完鉆井深 根據地質要求，并結合鉆井液密度窗口數據及大位移井自身特性進行生產套管下深設計［10］，為增加泄流面積，水平段長度應盡可能長。鑒于前期2口大位移井均因儲層壓力衰竭，發生惡性井漏，不得不提前完鉆（井底鉆井液循環當量密度為1.52 g/cm3），2016年在新增井鉆井時進一步加強了ECD的控制措施，并提高了鉆井液屏蔽暫堵性能，同時將?127 mm鉆桿抗扭能力、ECD不超過地層的漏失當量密度作為完鉆井深的邊界條件。

2.2 鉆井液體系優化

上部非儲層段地層為樂東組、鶯歌海組一段。樂東組巖性主要為厚層灰色泥巖夾灰色泥質粉砂巖，鶯歌海組一段為大套灰色泥巖及灰色粉砂質泥巖。樂東組、鶯歌海組一段地層黏土礦物含量在50%左右，黏土礦物含量高，且組成以伊蒙混層為主，陽離子交換容量大，伊蒙混層吸附結合水能力強，泥巖鉆屑表面易水化，導致泥巖鉆屑之間相互粘結形成泥球［11］，常發生堵塞高架槽、振動篩糊篩、環空憋壓、井漏、卡鉆等復雜情況或事故，嚴重影響作業時效。

下部儲層段為鶯歌海組一段，巖性主要為泥質粉砂巖和細砂巖，含泥頁巖夾層，經過長期開發，儲層壓力嚴重衰竭，部分井段地層壓力系數降至0.49。在壓力衰竭的砂巖地層鉆進時，為穩定泥頁巖地層，需使用較高密度的鉆井液，從而產生較高的壓差，易誘發井漏或壓差卡鉆。井漏是導致儲層傷害的主要因素，東方1-1氣田前期作業的A井和B井?215.9 mm水平段鉆進時均發生惡性井漏，此時鉆井液循環當量密度為1.52 g/cm3，分析認為主要原因是由于壓力衰竭所致，2口井表皮因數測試結果顯示，表皮因數最高達到127，儲層傷害嚴重。

鉆井液體系設計總體思路：針對上部地層易起泥球問題［12］，采用“分散+多掃稠漿”的思路，同時要有效預防泥巖井眼縮徑和變形；對于壓力衰竭地層易漏和泥頁巖夾層井壁失穩問題，采用“預防為主，防堵結合”的思路。

（1）?444.50 mm井眼采用海水鉆進，充分利用海水對泥巖鉆屑的分散作用，每柱掃8～10 m3稠膨潤土漿攜砂；該井段完鉆后掃60 m3稠膨潤土漿清掃井眼，之后轉換為聚合物鉆井液體系，體系配方：海水+0.2%燒堿+0.15%純堿+3%淀粉+1%降失水劑，加入KCl將鉆井液密度提高至1.1 g/cm3，以提高井壁穩定性和潤滑性，起鉆完，下套管，固井。根據前期作業經驗和現場鉆井參數監控井眼清潔情況，機械鉆速控制在150 m/h以內，排量為3500～4400 L/min，滿足軌跡控制要求后盡快提排量至4400 L/min，馬達鉆具轉速0～40 r/min?？紤]地層大段泥巖的強造漿能力，稠膨潤土漿對薄層泥質粉砂巖的護壁作用，快速完成下表層套管作業，以減少井眼裸露浸泡時間，穩定井壁。

（2）?311.15 mm井眼進入穩斜和二次造斜段，鉆井參數不再受軌跡限制，盡可能采用高排量、高轉速的方式鉆進，以清潔井眼。開鉆仍采用“海水+膨潤土漿”的模式，因井眼尺寸變小和井深增加，作業時間增加，為防止井眼縮徑或變形，在鉆具中安裝倒劃眼扶正器以修整井壁。進入鶯歌海組一段砂巖前，為使泥頁巖井壁保持穩定，轉換為PLUS-KCl鉆井液體系，配方為：海水+0.2%燒堿+0.15%純堿+3%淀粉+1%降濾失劑+1%提切劑+（0.4～0.6） %PF-PLUS。鉆井液維護的要點為：以5～8 m3/h的速度用新膠液置換舊鉆井液，維持鉆井液黏度小于55 s，屈服值大于 10，φ3＞8，φ6＞10，PLUS 加量以“適度包被、適度抑制、不起球”為原則，密度控制在1.15 g/cm3以內，該井段完鉆后，倒劃眼短起至表層套管鞋過程中持續維護鉆井液性能，使其保持穩定，下鉆到底后裸眼替入高潤滑性鉆井液，加入KCl將密度提高至1.15 g/cm3，強化井壁穩定性，起鉆完，下套管，固井。

（3）?215.9 mm水平井眼，該水平段應用改良型PRD屏蔽暫堵［13］鉆井液體系，體系配方：鉆井水 +（0.2～0.3）% 燒堿 +2% 淀粉 +3.5% Ezcarb（碳酸鈣）+3% Greenseal（封堵劑）+（0.5～0.7）% 提切劑，用D90暫堵理論優選出合適粒度的Ezcarb，同時搭配軟性封堵劑Greenseal配合使用，最后用隱形酸完井液破膠。室內鉆井液封堵承壓實驗（巖心滲透率176 mD）表明，實驗模擬井底的高壓差（90 ℃、20 MPa、30 min，對應 ECD 值為 1.55 g/cm3）條件下，濾失量僅為0.4 mL，體系封堵性可滿足作業要求。室內破膠返排實驗結果表明，隱形酸完井液對濾餅的破膠率大于98%，見圖4，巖心返排滲透率恢復值Rs大于87%，見表2。

圖4 改良型PRD屏蔽暫堵鉆井液體系破膠實驗Fig. 4 Gel breaking experiment on the modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

表2 改良型PRD屏蔽暫堵鉆井液體系滲透率恢復實驗Table 2 Permeabilitу recoverу experiment on modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

2.3 定向鉆井技術優化

2.3.1 鉆井軌跡設計 根據靶點分布選擇井槽，從方位和垂深兩個方面做好淺層鄰井防碰。與鄰井的隔水管管鞋垂深上錯開之后，盡快造斜與鄰井分離，并在樂東組底部的地層巖性變化前完成第一造斜段。根據儲層砂體垂厚，結合井眼清潔需求，設計各井穩斜角為70～76°，各井水平段裸眼長度1000～1200 m。為減小摩阻，與地質方面溝通調整，避免深層大幅度扭方位，見圖5。最大井深設計要同時滿足安全鉆井液密度窗口和摩阻扭矩窗口要求，即當頂驅扭矩達到?127 mm鉆桿上扣扭矩和井眼清潔排量（1800 L/min）時ECD值不大于1.40 g/cm3，此為完鉆井深的邊界條件。

2.3.2 定向井工具的選擇 ?444.5 mm井眼所處地層軟，旋轉鉆進時地層自然降斜嚴重（5～6 （°）/30 m），旋轉導向工具難以滿足軌跡控制要求，參考前期作業經驗，選擇1.25～1.5°等壁厚馬達，預計滑動造斜率在 3～5（°）/30 m，可滿足作業要求。

圖5 調整井井眼軌跡平面投影圖Fig. 5 Plane projection of hole trajectorу of adjustment well

?311.15 mm井眼及?215.9 mm井眼所處地層為樂東組底部和鶯歌海組一段，地層砂巖增多，強度有所增強，從前期作業情況來看，旋轉導向工具可以實現穩斜和二次造斜［14-15］，根據近鉆頭地質導向要求，兩個井段選用旋轉導向工具。目前行業常用的旋轉導向工具有支撐肋板+非旋轉襯套式、支撐巴掌式、支撐滾輪式、內置偏心彎角式4種，其中僅支撐巴掌式旋轉導向工具在黏、軟地層具有外套與鉆具一起旋轉、過流面積大、對井壁的壓強適中和經濟性好等優勢，因此從安全和高效方面考慮采用支撐巴掌式旋轉導向工具。

2.3.3 軌跡控制對策 在造斜段使用馬達鉆具，MWD的測點距離鉆頭約19 m，充分參考前期軌跡控制經驗，掌握地層的漂移規律，適當調整鉆井參數。初始造斜前使用多點陀螺測斜儀測量井斜、方位等數據，按設計擺對工具面后滑動鉆進，前兩柱鉆進和劃眼均不轉動，適當控制鉆進排量，盡快與鄰井實現軌跡分離。利用MWD工具測得的數據確定滑動效果理想后，采用旋轉鉆進和滑動鉆進相結合的方式，以獲得整體順滑的2～3（°）/30 m的全角變化率，一般每30 m內滑動2～5 m。在穩斜段和水平段根據近鉆頭（距鉆頭約1.2 m）數據，及時對軌跡進行微調，確保井眼軌跡平滑。

2.4 固井方案優化

?508 mm隔水管和?339.73 mm套管分別采用盲替、首尾漿雙封法固井。?244.48 mm生產套管固井難度較大：裸眼段長度約1500 m，經過上部氣層并揭開儲層，井眼摩阻系數較大。

井眼處理過程：在鉆至下?244.48 mm套管深度后，在裸眼段全程倒劃眼修整井壁直至進入上層套管內，下鉆通井到底后，循環墊入高潤滑性鉆井液，起鉆，下套管（管串中安裝低摩阻系數的樹脂扶正器）。

?244.48 mm套管固井采用微膨脹水泥漿體系，體系配方：G級水泥+鉆井水+0.4%消泡劑+1%分散劑+3.5%降失水劑+0.35%緩凝劑+1.5%膨脹劑，通過加入一定量的膨脹劑PC-B10以防止水泥石收縮、改善第二界面的膠結狀況，達到防氣竄和套管環空帶壓的目的。

2.5 工程操作注意事項

東方1-1氣田地層黏、軟，儲層壓力衰竭，為防止出現新井眼、井漏、黏卡鉆具或管柱等復雜情況，在工程操作方面也采取了相應措施。

（1）嚴格控制遇阻量。向下遇阻時，提活，之后采用適當的鉆井參數向下劃眼，防止鉆出新井眼，上提遇阻時，遵循反向運動原則，逐步建立循環之后，再進行后續操作。

（2）采用連續置換鉆井液方案。每小時向循環池補充3～5 m3新膠液，同時充分利用固控設備，配合適當的鉆井參數，保證井眼清潔及鉆井液的清潔度。

（3）實時測量ECD，并觀察在實鉆、倒劃眼過程中ECD的變化情況及其與理論值的差異，結合安全鉆井液密度窗口、循環池鉆井液的變化量等參數判斷井眼清潔情況和漏失情況。

（4）每鉆一柱，劃眼一遍，鉆頭提離井底，測斜，再劃眼一遍，再接立柱，如此可減少每次停泵時鉆具在井內的靜止時間。

（5）備足加重鉆桿，后續井段用加重鉆桿替代普通鉆桿接頂驅鉆進，以此增加懸重。

3 應用效果

東方1-1氣田5口大位移水平井施工全部完成，對比前期開發調整井，該項目起下管柱順暢，未發生井漏、卡鉆等井下復雜情況和事故，工期比設計提前30%，?311.15 mm井段機械鉆速由前期的45.88 m/h增至91.15 m/h（見圖6），完井后，測試產量均超過配產（見圖 7）。

圖6 東方1-1氣田已鉆井?311.15 mm井段平均機械鉆速統計Fig. 6 Average ROP statistics of ?311.15 mm hole section in drilled wells in Dongfang 1-1 Gasfield

圖7 東方1-1氣田4口井配產與測試對比Fig. 7 Comparison diagram of production allocation and test of 4 wells in Dongfang 1-1 Gasfield

與此同時，在隔水管防竄漏、鉆井液的屏蔽暫堵性、分井段軌跡控制（涉及不同定向井工具）和水平段極限延伸方面取得了較大進展。

4 結論及建議

（1）使用隔水管縱、橫向分析技術優化了井身結構，通過優化鉆井液體系及與之配套的現場維護措施，解決了井眼清潔、儲層保護難等問題，最終測試產量超配產，表皮因數小于1。

（2）通過優化定向井軌跡設計、優選適應性強的定向井工具，并進行現場精細化控制，解決了大位移井軌跡控制難題。

（3）建議后續在 ?311.15 mm 井眼鉆進過程中，在上部鉆柱中加裝減震器，并提高鉆井液的潤滑性能，以防止鉆柱旋轉及震動對頂驅、井口等地面設備的影響。

（4） 建議在后續的大位移水平井的水平段鉆進過程中，使用?127 mm高抗扭鉆桿，并在?244.475 mm套管內的鉆柱上增加減阻器，同時提高鉆井液的潤滑性能，以增加水平段長度，增大泄油面積，提高產量。

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