東海深部致密儲層主要鉆井技術及其應用

張海山， 宮吉澤

(中海石油〈中國〉有限公司上海分公司，上海 200335)

東海盆地位于中國東部海域，屬大陸邊緣斷陷-坳陷盆地，是重要的油氣勘探領域[1]。近年來，東海盆地西湖凹陷勘探發現了大量致密油氣儲層，且儲量呈逐年增長的勢頭[2]，初步估算該地區致密油氣儲量占目前已發現油氣儲量的70%左右[3]。致密儲層主要埋藏在3500 m以下的深層[4]。“十二五”期間，東海鉆井平均井深為4652 m，最深達6370 m，已步入深井、超深井行列，并有多口大斜度井、大位移井、水平井等，而面臨的地層埋藏深、壓力體系復雜、地層可鉆性差、裸眼段長、井斜大等一系列難題，影響著東海致密儲層的勘探開發，迫切需要開發和應用新型鉆井技術。2012年以來，通過應用復雜地層井身結構優化、高效抗摩減阻劑、動力導向和復合沖擊提速技術、井口回注固井技術和隨鉆聲波固井質量評價技術等，解決了上述難題，安全、快速的完成了45口深井、3口超深井的作業，取得了良好的應用效果。

1 深井井身結構優化

東海常規深井探井井身結構如圖1所示，主要特點是利用下至600 m左右的?508.0 mm表層套管封固不穩定地層并建立井口，提供充足的井控能力。?339.7 mm技術套管盡量下深至2400 m，降低?311.15 mm井眼作業難度，?244.5 mm技術套管下入深度4000 m，以確保?177.80 mm生產套管下至5000 m以深[5]。

圖1 東海深井井身結構Fig.1 The deep well casing program in the East China Sea

常規井身結構雖然較好地解決了東海高溫高壓、壓力體系復雜等問題，但作業效率低，費用較高。隨著作業經驗積累、技術進步，對此井身結構進行了進一步優化，省去?508 mm套管，并增加?244.5 mm技術套管下入深度至2500 m，使完鉆井深達到5000.00 m以深(見圖2)。此次優化主要基于以下技術進步：

(1)?444.50 mm井段的快速鉆進：使用小彎角、高扭矩馬達配套新型PDC鉆頭復合鉆進，采用海水鉆進并輔以稠膨潤土漿攜砂，可在2 d內快速鉆完含礫及軟硬交錯的地層，在地層坍塌前下入?339.7 mm套管封固該井段，為?311.15 mm井段鉆進打好基礎。該技術同時可降低鉆井液費用。

(2)鉆井液體系優化改進：東海地區薄煤層廣泛分布，節理微裂縫發育，膠結疏松，脆性大，同時與砂巖、泥頁巖以不等厚互層存在，通過對東海下部井段井壁失穩機理分析，研發并優化了低自由水鉆井液體系，能有效提高井壁穩定性及起下鉆效率[6-8]。

圖2 東海深井井身結構優化Fig.2 The deep well casing program optimization in the East China Sea

通過井身結構優化，單井可節省?660.4 mm井眼作業時間38.5 h，節省作業費用約280萬元。

2 高效抗摩減阻劑

在大斜度井及大位移井鉆井過程中，鉆柱摩阻過大，常常導致送鉆困難、頂驅能力超限、鉆柱和套管磨損嚴重等復雜情況, 給鉆井作業帶來很大困難。向鉆井液中添加優質潤滑劑降低井下摩阻，是預防和解決鉆井安全問題的主要技術手段之一[9-10]。東海西湖地區優選使用高效抗摩減阻劑ARDR LUBE-100，在飽和鹽水無固相鉆井液中磨損速率降低300倍左右(見表1)，從室內對ARDR LUBE-100與常用液體潤滑材料在基漿中進行的潤滑性能對比實驗來看，其潤滑性能更是優于廣泛使用的液體抗摩減阻劑LUBE167和LUBE776，與其它固體高效抗摩減阻劑Steel Lube EP和Starglide潤滑性能基本相當，潤滑性能良好(見表2)。

表1 ARDR LUBE-100在飽和鹽水無固相鉆井液中不同加量下的磨損速率Table 1 Wear rate of ARDR LUBE-100 in saturated salt water solid-free drilling

表2 不同抗摩減阻劑的潤滑性能對比Table 2 Comparison of lubrication properties of different wear-resistant and drag reduction agents

某水平井井深5466 m，儲層使用無固相鉆井液，在鉆至5172 m時扭矩在51～53 kN·m，裸眼上提懸重為2450 kN，套管內上提懸重2350 kN ，加入1%左右的ARDR LUBE-100高效抗摩減阻劑循環一周后，扭矩降至在45～47 kN·m，裸眼上提懸重為2000 kN，套管內上提懸重1910 kN，扭矩降低11%，裸眼內摩阻降低34%，套管內降低37%，減阻效果明顯，且對鉆井液性能影響很小。

3 動力導向和復合沖擊提速技術

3.1 導向鉆井井下動力提速技術

東海西湖地區深部致密儲層可鉆性差、裸眼段長，鉆具的摩阻消耗了大部分頂驅輸出的能量，導致傳送到鉆頭的能量不足，破巖效果不理想，井眼軌跡調整困難，由此，優選并試用Vortex動力導向鉆井技術，很好地解決了井下動力不足的問題，提速效果顯著。

Vortex動力導向工具是將旋轉導向系統和等壁厚、耐高溫、高扭矩井下動力總成進行整合，其中的動力總成是一種功率大、可靠性高的直螺桿鉆具，為鉆頭提供額外的轉速和能量，旋轉導向工具則用于井眼軌跡控制[11-12]。

某開發井開發層位埋深在垂深3800 m左右，鄰井資料分析該地層抗壓強度增高，研磨性強，使用常規的Xceed旋轉導向工具機械鉆速偏低，更換Vortex動力導向鉆具后，機械鉆速明顯提高，提速1倍以上(見表3)。

表3 Vortex動力導向鉆具和Xceed旋轉導向鉆具對比Table 3 Vortex power steering drilling tool and Xceed rotary steering drilling drilling tool

3.2 復合沖擊提速技術

PDC鉆頭在鉆硬地層時破巖效率低，鉆頭粘滑現象明顯，嚴重降低了機械鉆速和鉆頭的使用壽命[13-14]。東海西湖地區使用扭力沖擊提速工具，效果明顯[15]。為進一步提高鉆井速度，縮短作業周期，降低鉆井費用，試驗應用了新型復合沖擊提速工具，取得了良好的提速效果。該提速工具安裝在PDC鉆頭上部，可同時向PDC鉆頭施加高頻低幅的單向軸向沖擊和往復的扭轉沖擊，使鉆頭具有三維“立體破巖效果”，彌補了旋沖鉆井和扭沖鉆井技術的不足[16]。

H-2井?311.15 mm井段(2160～4039.76 m)總進尺2079.79 m，共用6趟鉆完成該井段的作業，其中在第三趟鉆和第六趟鉆使用了復合沖擊提速工具，加放于XCEED(旋轉導向)與PDC鉆頭之間，具體鉆具組合為：?311.15 mmPDC鉆頭+?203.20 mm復合沖擊器+?228.60 mmXCEED +?209.55 mm隨鉆電阻率+?209.55 mm隨鉆測量+?203.20 mm無磁鉆鋌 +?203.20 mm 濾網短節+?203.20 mm震擊器+變扣+?139.7 mm加重鉆桿×14。

表4 H-2井?311.15 mm井段不同鉆具組合機械鉆速Table 4 Drilling rate of different BHA in 311.15mm diameter well section of the well H-2

從表4可以看出，在鉆頭保護方面：第一趟鉆使用馬達鉆進，PDC鉆頭在高轉速下磨損嚴重，第三趟和第六趟鉆使用復合沖擊提速工具，起出鉆頭內外排齒磨損較第四趟和第五趟均小，因此該工具對保護鉆頭方面有明顯的效果。機械鉆速方面：第三趟鉆使用復合沖擊提速工具，平均機械鉆速12.59 m/h，較第二趟鉆提速200%，后期由于旋轉導向工具故障被迫起鉆，起鉆前機械鉆速仍有10～20 m/h；第五趟鉆平均機械鉆速僅2.27 m/h，尤其是后期鉆遇灰質含量較高的地層時，鉆速僅0～1 m/h； 第六趟鉆再次使用復合沖擊器，剛入井時就獲得了較高的機械鉆速，并成功鉆進至中完井深，平均機械鉆速高達7.80 m/h，較第五趟鉆及第四趟鉆分別提速344%和133%。降低粘滑方面：由表5可知，第三趟、第六趟與第四趟、第五趟，STICK值降低近550%～1300%。在減少鉆頭卡滑和鉆柱的扭轉震蕩方面效果顯著。

表5 ?311.15 mm井段各趟鉆鉆進期間STICK值統計Table 5 STICK value of 311.15mm diameter well section drilling

4 井口回注固井技術

4.1 井口回注固井技術概述

海上對于?244.48 mm套管固井作業，一般采用單級全封或雙封[17]固井方式，但由于東海深井?311.15 mm裸眼段較長(2000～2500 m)，造成這2種固井方式限制較多。若采用常規的單級全封固井方式，則井底當量密度較大，易發生漏失；若采用單級雙封固井方式，因環空附加量無法精準確定，水泥返高位置不易把控，加之裸眼段過長，首漿在固井過程中混漿嚴重，達不到封固強度要求。為解決上述難題，設計了井口回注固井技術，即先單級固井封固油氣層，候凝結束后再進行環空擠注水泥，精確封固上部套管重疊段和環空裸眼段，滿足了作業安全和生產要求，確保了井筒完整性。回注施工工藝為：水泥漿配方化驗、擠注水泥漿量設計、試擠、固井管線通水試壓、按設計擠入水泥、頂替、憋壓候凝。

井口回注技術有4個關鍵條件：

(1)通過分析，東海淺部地層易漏失，無竄漏至泥面風險，在不擠毀套管的前提下可將水泥漿擠入地層。

(2)合理設計單級固井方案，通過使用聚合物防氣竄水泥漿體系、合理的壓穩設計，確保單級固井有效壓穩深部油氣層，不發生氣竄。

(3)綜合考慮上層套管抗內壓，?244.48 mm套管抗外擠壓力，擠注結束后套管內外壓差、地漏實驗數據等，并考慮70%的套管額定強度，確定環空擠注壓力。

(4)通過使用合理的排量、套管頭雙翼閥同時擠注、合理加放套管扶正器確保居中、憋壓候凝24 h防止上竄等措施，防止環空擠注水泥單邊固井，確保固井質量。

4.2 技術套管井口回注固井技術應用效果

H-1井井深4653 m，?244.48 mm套管下深3558.75 m，?339.73 mm套管下深1506.00 m，?311.15 mm裸眼段長達2057.32 m，采用井口回注固井技術進行施工，后期對?244.48 mm套管單級固井封固段和環空擠注水泥段進行CBL 固井質量測井，結果顯示單級固井段評價為優(見圖3)；環空擠注水泥漿段，?339.73 mm套管鞋以上250 m 總體上聲波幅度在30% 左右，說明第一界面與水泥膠結良好，通過套管頭翼閥對兩層套管環空進行試壓，低壓2.1 MPa/5 min、高壓10.3 MPa/15 min 試壓合格，水泥封固良好(見圖4)。

5 隨鉆聲波固井質量評價技術

5.1 隨鉆聲波測固井質量基本原理

固井質量的好壞直接影響油氣田的開發效果，大斜度及水平井的固井質量對測井提出了更大的挑戰，常規評價方法采用聲幅測井(CBL)[18]，測井儀器送入方式有爬行器和鉆桿傳輸，而這2種方式風險較高，有較多缺點。為解決以上難題，在國內首次應用了斯侖貝謝的隨鉆聲波測井儀(SonicScope)進行大位移井的固井質量評價，取得了良好的應用效果。

該技術基本原理是：傳統的電纜測量固井質量主要是通過套管聲幅值的大小來確定水泥固井質量[19]，通過對隨鉆聲波測量首波聲幅值進行分析處理，一定范圍內也可以反映固井質量情況。但是由于隨鉆測井儀器的鉆鋌設計，聲波在鉆具中的傳播會與在套管中的傳播相混合，鉆具直達波的存在會限制隨鉆聲波在固井質量評價中的應用范圍，尤其是在固井質量較好的情況下。在此情況下，采用基于聲幅衰減的固井質量評價方法。通過計算聲波幅度在接收器陣列內的衰減，確定套管波的視衰減速率。然后將視衰減速率基于相關的數學模型(同時考慮套管中的衰減和鉆具中的衰減)轉化成膠結指數[20]，最終形成在固井質量較差情況下采用聲幅方法、在固井質量較好的情況下使用聲幅衰減的綜合評價方法(QBI)。

圖3 H-1井?244.48 mm套管單級固井封固質量Fig.3 Single-stage cementing quality of ?244.48mm casing in the well H-1

圖4 H-1井環空擠水泥后?339.73 mm管鞋處的固井質量Fig.4 Cementing quality of ?339.73mm casing shoe after annular cement squeezing in the well H-1

5.2 應用效果

P-1井為一口大位移井，井深6866 m，水平位移5350 m，水垂比1.70，井斜角最高71°，?244.48 mm套管下至7000 m，?177.8 mm套管下至6866 m。采用隨鉆聲波測井技術進行固井質量檢測，結果顯示總體數據采集質量良好，信噪比較高，基于SonicScope QBI的固井質量評價成果見圖5，該井順利實施了4個氣層的射孔作業。

6 結論

(1)基于?444.5 mm井段快速鉆進，鉆井液體系優化改進等技術進步，優化了常規深井井身結構由五開簡化至四開，在滿足作業安全的情況下，節省了?660.40 mm井段作業時間和?508.00 mm套管材料及固井費用，縮短了作業周期，降低了作業成本。

圖5 P-1井SonicScope QBI固井質量評價成果圖Fig.5 Cementing quality evaluation of SonicScope QBI in the well P-1

(2)使用新型抗摩減阻劑，大幅降低了大斜度井及大位移井作業過程中的摩阻，有效地保護了套管，確保了深井、超深井等高難度鉆井作業的成功實施。

(3)新型Vortex動力導向工具和復合沖擊提速工具配合，在精確控制井眼軌跡的前提下，機械鉆速明顯提高，并保護了鉆頭、延長了鉆頭使用壽命，減少了起下鉆時間，縮短了鉆井周期。

(4)針對長裸眼井段常規單級雙封和全封固井的局限性，設計并實施了技術套管井口回注固井工藝，滿足了標準規范要求，有效地封固了套管環空，防止了油氣泄漏。

(5)國內首次使用隨鉆聲波測大斜度井固井質量，克服了爬行器和鉆桿傳輸2種方式的難題，使用綜合評價方法(QBI)定量評價了P-1井固井質量，為后續射孔作業提供了可靠的實施依據。