南海東部荔灣22–1–1超深水井鉆井關鍵技術

劉正禮， 嚴 德

（1. 中海石油深海開發有限公司，廣東深圳 518000；2. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，廣東深圳 518000）

2018年，隨著國際油價在震蕩中穩步上升，中國海油對儲量替代率提出了更高的要求。在自主深水鉆井技術日漸成熟和作業經驗日益豐富的基礎上，中國海油在南海東部深水油氣勘探區域部署了荔灣22-1-1超深水預探井，以預探荔灣22-1構造含氣性及儲量規模，落實荔灣凹陷的生烴潛力，探明荔灣凹陷珠江組下段—珠海組深水扇構造-巖性圈閉的勘探潛力，并拓展超深水勘探新區。荔灣22-1構造位于南海東部海域荔灣東洼“凹中隆”的南斜坡區，具有地層超覆的大型鼻狀隆起構造背景，分為東、西2個高點，珠江組下段—珠海組為大型深水扇構造-巖性圈閉，古近系文昌組—恩平組為大型斷背斜構造圈閉。

荔灣22-1-1超深水井距離香港東南約360 km，作業水深2 619.35 m，由中國海油自主完成，奮進號半潛式平臺承鉆，打破了LW21-1-1超深水井作業水深2 451.00 m的國內紀錄，是目前國內作業水深最深的超深水井，也是西太平洋作業水深最深的超深水井，同時也是我國從深水油氣勘探走向超深水油氣勘探的標志井。奮進號平臺自2018年10月5日開始自航前往井位，10月30日該井完鉆，建井周期25.36 d，鉆井周期僅為16.92 d，作業時效高達99.57%，創造了我國超深水井建井周期和鉆井周期最短紀錄，標志著我國超深水鉆井技術取得重大突破。

1 工程設計概況

1.1 地層巖性特點

荔灣22-1-1井實際完鉆井深3 994.30 m，鉆遇地層從上而下依次為萬山組、粵海組、韓江組、珠江組、珠海組、恩平組和文昌組。萬山組和粵海組地層以大套泥巖為主，未成巖；韓江組地層為厚層泥巖夾薄層粉砂質泥巖，成巖性差；珠江組地層以薄-巨厚層泥巖為主，夾薄-中厚層粉砂巖；珠海組地層為厚-巨厚層粉砂質泥巖、泥巖與薄-中厚層細砂巖和泥質粉砂巖互層；恩平組地層為薄-中厚層粉砂質泥巖、泥巖與薄-中厚層泥質粉砂巖互層；文昌組地層為巨厚層粉砂質泥巖、泥巖。目的層為珠海組發育的3套儲層，以中-細砂巖為主，物性較好。

1.2 井身結構設計

荔灣22-1-1井要求鉆至設計井深3 894.30 m后，井底以上60.00 m井段地層無油氣顯示則完鉆。該井地溫梯度為6.5 ℃/100m，地層壓力和溫度正常。

荔灣22-1-1井設計井身結構時，主要依據地層孔隙壓力、坍塌壓力、破裂壓力以及井眼穩定性的研究結果，并考慮了南海深水井鉆井過程中FLATPRO恒流變合成基鉆井液當量循環密度的實測結果和計算結果，采用了典型的深水井套管程序（如圖1所示）：考慮到淺部地層強度低和保證井口穩定性需求，一開井段，采用噴射法將914.4 mm（36 in）導管下至井深2 748.65 m，入泥深度100.00 m，以有效支撐井口和隔水管；二開井段采用660.4 mm（26 in）鉆頭鉆至井深 3 265.00 m，508.0 mm（20 in）表層套管下至井深3 260.00 m，入泥深度611.35 m，該井段采用無隔水管鉆進，套管下至珠江組厚泥巖層，以封固淺層松散地層，獲得作業窗口，確保井口穩定；三開井段采用444.5 mm（17 1/2 in）鉆頭鉆至井深3 475.00 m，339.7 mm（13 3/8 in）技術套管下至井深3 470.00 m，入泥深度821.35 m，該層套管下至珠海組地層頂部，坐入珠江組泥巖中，為下一井段鉆進獲得足夠作業窗口，同時為揭開目的層珠海組作好準備；四開井段采用311.1 mm（12 1/4 in）鉆頭鉆至井深3 705.00 m，244.5 mm（9 5/8 in）技術套管下至恩平組斷層以上，坐入珠海組泥巖中，入泥深度約1 051.35 m，封固目的層珠海組砂巖段；五開井段采用215.9 mm（8 1/2 in）鉆頭鉆至設計井深3 894.30 m，裸眼完井。

圖1 荔灣 22–1–1 井設計井身結構Fig. 1 Casing program of Well Liwan 22-1-1

在鉆進過程中，根據油氣顯示情況對井身結構進行調整，若目的層珠海組油氣顯示情況良好，則下入244.5 mm技術套管封固珠海組地層，然后采用215.9 mm鉆頭揭開恩平組斷層并鉆至設計井深3 894.3 m ；若目的層珠海組無油氣顯示或油氣顯示不理想，則取消下入244.5 mm技術套管，繼續采用311.1 mm鉆頭鉆至設計井深3 894.3 m。

2 鉆井技術難點

荔灣22-1-1超深水井鉆井除了面臨海洋鉆井常規技術挑戰與困難外[1-4]，還因作業水深增加，將面臨更大的挑戰。

2.1 海底低溫的影響

隨著水深增加，海底溫度降低，深水井海底溫度一般為2～4℃[5]，荔灣22-1-1井海底實測溫度僅1.9 ℃。常規鉆井液在低溫下流動性變差，易發生井漏等井下故障。水泥漿在低溫下凝固時間變長，水泥石強度變低[6]。此外，由于水深增加，導致海底壓力增加，在鉆遇淺層氣時，在低溫和高壓條件下，極易形成天然氣水合物[7]。天然氣水合物不但會影響鉆井液性能，而且會堵塞防噴器管線、隔水管、壓井阻流管線和水下井口等，給井控帶來風險。

2.2 淺部地層成巖性差，承載力不足

深水海底淺部地層強度與水深呈負相關[8]。根據荔灣22-1-1井淺部地層土質取樣結果，泥線以下5.00 m以內為非常軟的灰色黏土，抗剪強度小于3 kPa。海底沉積形成的松軟、高含水且未膠結的較厚地層，給表層井段鉆井作業帶來了極大的困難。深水井淺部地層膠結強度低，在噴射下導管時存在導管傾斜度難以控制、井口易下沉等風險，深水噴射作業難度極高[9-11]。同時，由于淺部地層強度低、漏失風險大，表層套管固井時易發生漏失，造成固井質量欠佳，這些都給水下井口的穩定性帶來了挑戰。

2.3 存在疑似淺層地質災害

在海洋油氣鉆探史上，常因鉆遇淺層氣而發生井噴、火災、沉船等事故。深水淺層氣通常壓力都較高，一旦發生淺層氣井噴，氣體呈漏斗狀向上快速膨脹、擴散，影響的范圍較大，后果很嚴重[12-13]。根據井場調查結果，荔灣22-1-1井海底以下297.00～586.00 m井段存在異常反射，推測可能存在巖性成分差異或局部淺層氣、斷層或斷裂帶。雖然淺層氣存在的可能性較小，但鉆井時仍要關注，并做好預防工作。

2.4 安全密度窗口窄

對于相同沉積厚度的海底地層來說，隨著水深增加，其破裂壓力降低，致使破裂壓力梯度和地層孔隙壓力梯度之間的窗口較窄（即安全密度窗口較窄），鉆井過程中易發生井漏，且壓井余量低、循環當量密度高、套管程序復雜和水下防噴器組限制等易引起井下故障[14]。

2.5 隔水管及鉆柱力學行為復雜

水深增加將增大隔水管系統管理上的難度，包括作業窗口、強度、彎矩、轉角和疲勞分析，不同壁厚隔水管數量的選擇及位置分布，隔水管配長，水下防噴器組坐井口及連接工況下載荷分配等。同時，超長隔水管對平臺張力器（DAT）作業能力及頂張力調整都帶來了挑戰，這些都需要結合平臺特殊操作規程（WSOG）進行定量計算。

另一方面，一開井段和二開井段為無隔水管鉆進，受海浪、海流以及鉆井船運動的影響，鉆柱易發生縱橫彎曲變形。鉆進過程中，因無隔水管限制，鉆壓、轉速等都會受到一定的影響，在極端環境條件下，鉆柱將發生擺動和嚴重變形，其產生的彎曲正應力對鉆柱截面上的最大拉應力會產生很大的影響[15]，而常規鉆柱設計方法未充分考慮這種極端狀況下的鉆柱彎曲應力，因而存在鉆具失效的風險。

3 鉆井關鍵技術

為確保荔灣22-1-1井鉆井安全，進行了詳盡的井場調查和系列鉆前研究，包括地層壓力預測及井壁穩定性分析、導管入泥深度及井口穩定性校核、鉆井隔水管系統鉆前設計與作業研究，并優選了鉆井液和水泥漿，采取了優化導管噴射參數、實時監測壓力和精細化ECD作業管理等技術措施。

3.1 噴射下導管技術

為避免鉆孔法下導管存在的易找不到井眼，以及因低溫和漏失導致導管固井質量欠佳等問題[16]，實現一開導管下入后能繼續二開鉆進，從而提高作業時效，荔灣22-1-1井914.4 mm導管采用噴射法下入，考慮水深增加導致淺部地層強度低，導管入泥深度設計為100.00 m，為國內自營深水井最大設計入泥深度。震擊器以下鉆具組合（BHA）的浮重225.0 kN，送入工具以下BHA的浮重337.5 kN，914.4 mm導管浮重612.0 kN，鉆頭出噴射鞋長度為152 mm。噴射下導管過程中，控制鉆壓為泥線以下導管和BHA浮重的80%左右（如圖2所示）。導管入泥前50.00 m，鉆壓低于導管和BHA浮重的80%，僅在入泥34.00 m處進行了一次距離6.00 m的上下活動以破壞導管外吸附力，說明淺部地層強度低，導管噴射入泥順利。入泥50.00 m后，隨著地層強度增加，逐步增大鉆壓，噴射鉆至設計井深時，鉆壓為泥線以下導管和BHA浮重的90%。此外，導管入泥50.00 m后，上下活動頻次和距離增加，按照每噴射進尺2.00 m，上下活動1～2次，活動距離逐步從6.00 m增加至15.00 m。噴射鉆進過程中，作業參數控制合理，導管入泥順利，整個噴射過程僅用時2.25 h。導管噴射下到位后靜置3.50 h，利用地層的粘附力和摩擦力使導管獲得足夠的承載力，以滿足送入工具丟手繼續二開鉆進的作業要求。

圖2 荔灣22–1–1井噴射下導管鉆壓曲線Fig. 2 WOB curve of jetting conductor driving in Well Liwan 22-1-1

3.2 低溫早強水泥漿表層套管固井技術

由于海底低溫和淺部地層成巖性差、破裂壓力低，同時表層套管固井水泥漿用量大、施工時間長，因而要求低密度水泥漿在強度滿足設計要求時流變性好，且稠化時間應超過8 h。荔灣22-1-1井508.0 mm表層套管固井領漿為深水低溫早強水泥漿（即PCCOCEM水泥漿）[17]，基本配方為G級水泥+5.0%降濾失劑+1.0%分散劑+0.9%緩凝劑+25.0%防竄增強劑+1.0%膨脹劑+1.0%消泡劑，通過加入漂珠控制水泥漿密度為1.50 kg/L，稠化時間達11.00 h，可泵送時間10.75 h，水泥石24 h抗壓強度1.5 MPa，水泥漿附加量150%，設計返至海底泥線處；尾漿也采用PC-COCEM水泥漿，密度為1.90 kg/L，稠化時間為4.50 h，可泵送時間4.00 h，水泥石24 h抗壓強度達15.2 MPa，水泥漿附加量100%，設計返至井深3 060.00 m。

為保證固井質量，固井前泵入9.54 m3添加顯示劑的沖洗液，以便于水下機器人（ROV）觀察水下井口處的水泥漿返出情況，測算井眼擴大率。固井施工期間，ROV觀察水泥漿返出正常，泵入尾漿41 m3時，觀察到顯示劑返出，頂替25 m3時，觀察到首漿返出。固井結束時，泄壓，檢查無回流。

3.3 FLAT-PRO恒流變合成基鉆井液

荔灣22-1-1井一開和二開井段使用海水鉆進，期間采用膨潤土稠漿及時清掃井眼。安裝防噴器組建立閉路循環后，三開和四開井段使用FLATPRO恒流變合成基鉆井液，其基本配方為：基礎油（Escaid110）+30.0%CaCl2鹽水+1.0%～1.5%PFFSEMUL（主乳化劑）+1.0%～1.5%PF-FSCOAT（主乳化劑）+1.0%～1.5%PF-FSWET（潤濕劑）+2.0%～3.0%PF-FSGEL（有機土）+2.0%～3.0%石灰土+2.0%～3.0%PF-MOHFR（降濾失劑）+0.5%～1.0%PF-FSVIS（增黏劑），主要性能見表1。為防止污染海洋環境，鉆屑不能直接排放入海，需用巖屑甩干機處理達標后排放。FLAT-PRO恒流變合成基鉆井液具有低溫流變性良好、抑制性和潤滑性強、無水合物生成風險、易降解等優點。該鉆井液以氣制油為基油[18]，氣制油具有3個特點：以正構烷烴為主，碳鏈分布集中，主要分布C13—C18之間，黏度受溫度的影響小，且不易揮發損失；低溫下黏度受壓力的影響小，可降低窄安全密度窗口地層或深水井作業時發生井漏的風險；氣制油具有低生物毒性，能滿足越來越苛刻的環保要求。鉆進期間，維護鉆井液漏斗黏度為60～90 s，動切力在5～20 Pa，六速旋轉黏度計6轉和3轉的讀數分別為5～18和4～15。

表1 荔灣22–1–1井FLAT-PRO恒流變合成基鉆井液基本性能Table1 Basic performance of FLAT-PRO constant rheological synthetic drilling fluid system in Well Liwan 22-1-1

3.4 隔水管及送入管柱管理

為保證荔灣22-1-1井長隔水管段作業安全，對隔水管系統進行了研究，確定了隔水管系統配置（如表2所示），并推薦其頂張力取6.38 MN。同時，建立了隔水管下放/回收有限元模型，計算了隔水管下放/回收作業窗口。計算結果顯示，在波高小于3.62 m、海流流速小于1.12 m/s的情況下，均有保證防噴器組安全下放的作業窗口。

表2 荔灣22–1–1井隔水管系統配置Table2 Configuration of the riser system in Well Liwan 22-1-1

3.5 鉆井液當量循環密度（ECD）隨鉆監測技術

荔灣2-1-1井設計最小安全密度窗口為0.09 kg/L，實鉆最小安全密度窗口僅0.05 kg/L，安全密度窗口極窄，漏失風險極高，井眼清潔難度大。鉆進過程中，采用將科里奧利質量流量計與錄井工藝相結合的早期井涌井漏預報系統（EKD系統）監測鉆井液入口及出口流量的變化，對井下溢流及漏失進行在線監測，并及時報警。其中，科里奧利質量流量計（即科氏力流量計）的測量原理是，流體在振動管中流動時將產生與質量流量成正比的科里奧利力，它實現了真正意義上的質量流量高精度直接測量，并具有抗磨損、抗腐蝕、可測量多種介質及多個參數等諸多優點，現已在海洋石油鉆井中尤其是深水鉆井中得到廣泛應用。

另外，通過安裝在鉆具組合中的隨鉆測量工具實時監測井底ECD情況，并采取大排量循環、每鉆完一柱后劃眼2次、ECD升高較快時適當控制鉆速等技術措施，以提高井眼清潔度，保證極窄密度窗口鉆井作業安全。

4 現場施工

2018年10月30日，荔灣22-1-1井克服了超深水、海底低溫、極窄安全密度窗口、離岸距離遠導致后勤保障困難、環保要求嚴格等困難，安全高效完成了鉆井作業，井深2 500.00 m當量鉆井周期僅10.53 d，創造了國內外相同水深鉆井周期最短紀錄，工程質量全優，安全事故率為零。該井低壓井口頭出泥高度3.50 m，井口傾斜度0°，914.4 mm導管噴射入泥深度為100.10 m，僅用時2.25 h，創造了我國導管入泥深度最深和噴射作業用時最短2項紀錄。

根據井場調查結果，該井2 945.00～3 235.00 m井段存在疑似淺層氣，為此制定了淺層氣應急處置方案：檢查確認動態壓井裝置（DKD）運行正常，并配制密度1.90 kg/L的重鉆井液100 m3，通過DKD與密度1.03 kg/L海水混配后可以配制密度1.11 kg/L的鉆井液1 000 m3。在鉆進疑似淺層氣井段時控制鉆速，應用水下機器人（ROV）觀察井口鉆井液返出情況，并通過聲吶探測器檢測是否含氣。該井順利鉆穿疑似淺層氣井段，未鉆遇淺層氣。

5 結論與建議

1）荔灣22-1-1井是由中國海油自主完成的作業水深達2 619.35 m的超深水井，創造了國內作業水深最深紀錄，標志著我國超深水鉆完井技術取得重大突破。

2）具有良好性能的鉆井液和水泥漿是保證超深水井成功的關鍵：鉆井液要具有良好的水合物抑制性、低溫流變性和泥頁巖水化抑制性；水泥漿要具有良好的低溫早強性、低溫可泵入性和低密度性能等。

3）科學的隔水管配置和管理是超深水井鉆井安全的保障，隔水管的配置既要考慮特定海洋環境（海浪、海流、孤立內波）下的力學行為，還要結合鉆井液密度變化實時調整頂張力。

4）地層壓力窗口管理是深水鉆井安全的技術核心，如果安全密度窗口小于0.05 kg/L，溢流和井漏的處理將會非常復雜，建議采用控壓鉆井技術或雙梯度鉆井技術。隨著南海超深水油氣勘探進程的推進，需要加大對極窄安全密度窗口下鉆井技術的攻關，提高ECD管理能力。