渤海深層鉆井技術優化與實踐

周長所

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

渤海深層鉆井面臨著諸多困難與挑戰。如因埋藏深而帶來的高溫，甚至是超高溫，因深部巖性帶來的過高的地層強度等。如渤中凝析氣田，是近年來華北地區發現的一大型海上氣田，其油氣資源的高效開采對華北地區天然氣能源的供應具有重要意義。但該氣田目的層為太古界潛山，儲層埋藏深大于4 700 m，部分構造儲層埋深超過5 000 m；開發井區地層溫度超過170 ℃，部分井區地層溫度超過200 ℃；潛山屬于裂縫型花崗片麻巖儲層，具有強研磨性、可鉆性極差等特點的同時又極易發生漏失，上述困難直接制約了鉆井時效，影響氣田高效開發。為降低井下復雜情況的發生，提高各井段鉆井時效，確保鉆井作業安全，需要針對氣田鉆井作業面臨的主要難點開展具有針對性的技術優化工作[1]。

1 巖石強度實驗研究及分析

為提高井身結構設計的科學性、提高鉆頭破巖效率，對目標氣田取得的巖心開展了巖石強度實驗研究，并根據實驗結果，建立了地層強度剖面，為井身結構優化及各井段鉆井提速，提供設計基礎。

1.1 巖石強度實驗

實驗用巖心為φ25 mm 的圓柱形試樣，巖樣的長徑比為1.8～2.0。取心在常溫下進行，用煤油作為循環冷卻液，以防巖心性質發生變化。開展單軸實驗時，直接利用液壓機對巖心施加軸向載荷。本文巖心三軸強度的測量采用業內普遍采用的常規三軸壓縮實驗方法，即采用圓柱形巖樣，在其橫向施加液體圍壓，使得巖心水平的兩個主方向上的應力相等且等于圍壓，然后開啟液壓機給試樣施加軸向載荷，由數據采集系統采集記錄加載過程中巖樣的應力和應變，直至巖樣產生破壞，停止加載。

三軸應力實驗數據經計算機處理后，可得到兩條應力-應變曲線，通過式（1）、（2）可計算巖心的彈性模量及泊松比參數。

表1 實驗及計算得到的巖石力學參數

式中：E-彈性模量，MPa；υ-泊松比，無量綱；Δσa-軸向應力增量；Δεa-軸向應變增量；Δεr-徑向應變增量。

實驗及計算得到的巖石力學參數結果（見表1）。

1.2 地層強度分布規律及剖面

僅靠有限的巖心強度實驗數據無法建立沿深度連續分布的縱向的強度剖面，依據測井資料，利用適合于區域的半經驗公式及模型計算縱向巖石強度參數剖面，然后根據巖心強度實驗數據校正剖面，從而建立起相對準確的地層強度剖面。本文建立目標氣田地層強度剖面（見圖1）。

2 井身結構優化設計

目標氣田儲層埋深4 300 m～5 200 m，上部明化鎮與館陶組地層，鉆井常見阻卡、掉塊；東營組上部常見阻卡，東營組下段地層壓力逐步上升，最高壓力系數達到1.52，東營組和沙河街主要為泥巖，地層壓力系數在進入儲層后恢復到1.15 左右，潛山儲層巖性主要為花崗片麻巖。為實現氣藏高效開發，采用水平井開發，井身結構設計需要考慮因素如下：（1）單個井段裸眼段長度及效率；（2）復雜地層及異常壓力封隔；（3）水平井水平段精確入窗。

根據上述條件及設計要點，優化井身結構如下：選用Φ508 mm 套管作為表層套管，封固上部松軟地層、建立井口，下入深度在400 m～500 m，為下部井段鉆進提供足夠的地層承壓能力；采用Φ339.7 mm 套管作為技術套管，下至明化鎮中下部承壓能力強的地層，本井段不宜過深，過長時間的鉆井液循環會對上部套管鞋處造成嚴重沖刷，影響上層套管鞋處承壓能力，同時該井段鉆頭繼續深鉆，機械鉆速會顯著下降，反而降低鉆井時效；采用Φ244.5 mm 套管下至東營組地層高壓層頂部，封隔高壓層上部地層，防止復雜地層以及異常壓力地層同時鉆進；采用Φ177.8 mm 尾管下至潛山面穩斜段，封固上部高壓層及沙河街地層，為鉆開潛山儲層、確保儲層保護創造條件；選用Φ152.4 mm 鉆頭鉆進潛山儲層裸眼段，下入割縫管支撐儲層井眼[2-4]。

圖1 目標氣田開發井區地層強度剖面

3 鉆井提速技術

根據得到的地層強度剖面及可鉆性極值剖面，制定了開發井各井段鉆井提速技術措施：

（1）Φ406.4 mm 井段：該井段主要鉆穿上部地層，巖石強度較低（單軸抗壓強度在1.3 MPa～11.3 MPa），可鉆性較好（地層可鉆性極值范圍為1～4.5，屬于較軟地層），該井眼優選強攻擊性PDC 鉆頭（19 mm 切削齒、5 刀翼），配合大尺寸電動機鉆進，使用上述提速技術使得該井段鉆井機械鉆速達到了71 m/h，相比初期鉆井ROP 提高了一倍。

（2）Φ311.15 mm 井段：該井段主要鉆穿目標氣田中上部地層，巖石強度逐漸提高（單軸抗壓強度由12 MPa 提高到38.5 MPa），巖石可鉆性范圍在3.5～6，鉆遇地層以泥巖為主，針對該井段優化采用高轉速電動機進行提速，同時配合使用防泥包的水力優化PDC 鉆頭，通過上述措施，使得該井段ROP 由最初的17 m/h，提高到了27 m/h。

（3）Φ215.9 mm 井段：該井段鉆遇地層主要是東營組及沙河街組，地層強度及研磨性逐步加強（地層抗壓強度最高可達18 MPa～98 MPa，地層可鉆性極值逐漸提高到8，屬于中硬地層），鉆頭使用需要同時考慮防泥包及保徑，因此在鉆頭優選上，選擇6 刀翼水力優化防泥包PDC 鉆頭，優化設計采用復合沖擊提速工具進行提速，通過上述技術手段，該井段鉆井機械鉆速由4.5 m/h 提高到12 m/h。

（4）Φ152.4 mm 井段：用于打開儲層，鉆遇地層為潛山儲層，巖性為花崗片麻巖。該地層強度及研磨性極高（部分井區地層抗壓強度最高可達120 MPa），地層可鉆性極差（可鉆性極值在7～10，屬于硬到超硬地層），該井段采用扭力沖擊器及配套PDC 鉆頭技術進行提速，使得該井段平均機械鉆速由1.9 m/h 提高到3.9 m/h[5-7]。

目標氣田已完成鉆井11 口，通過上述技術優化，11 口井在井深不斷加深的條件下，鉆井工期有明顯降低，鉆井時效提高顯著。鉆井周期由最初的88.8 d，降低到目前的62.0 d，提高作業時效30 %。

4 井筒溫度場及井口安全分析

生產過程中井筒溫度的準確模擬，對高溫井的套管柱設計、固井方案設計至關重要。高溫生產井隨著生產過程的進行，導致沿井深各層套管的溫度上升，而溫度的升高會導致鋼材屈服強度的下降。同時，井筒環空會因為溫度的升高逐漸產生圈閉壓力，高達到幾十兆帕的圈閉壓力對套管及生產封隔器會造成嚴重的威脅。高溫除了給套管強度帶來影響外，還會引起套管的伸長及井口抬升。海上井口抬升的處理措施有限，且影響重大，因此針對開發井的井口抬升預測對確保高溫生產井的安全至關重要[8]。

圖2 典型生產井生產工況條件下井筒各環空及各層套管溫度剖面

根據生產井的油氣水的產量，模擬目標氣田典型生產井生產工況下沿井筒各環空及各層套管溫度（見圖2）。

根據各環空條件及分析得到的井筒溫度剖面，即可模擬計算得各環空流體在生產工況下因溫度升高膨脹而產生的圈閉壓力。典型開發井各套管環空圈閉壓力的計算（見表2）。根據分析結果，生產過程套管環空壓力最高可達53.7 MPa，因此在進行生產井套管選型設計過程中，需要充分考慮圈閉壓力對套管的影響，并制定相應的環空壓力管理方案。

表2 開發井各層套管環空圈閉壓力分析結果

根據各層套管受力、溫度剖面及管串剛度，計算得到各層管柱因溫度變化導致的管柱升高量（見圖3）。根據分析結果，當固井水泥返高至井口，井口不會發生抬升。當水泥返高距離井口250 m 時，井口整體抬升約8.9 cm，對海上生產作業就會造成嚴重威脅。因此，對于海上高溫生產井，確保固井水泥返高及固井質量極為關鍵。

圖3 典型生產井不同套管自由段長度井口升高敏感性分析

5 結論與建議

（1）對取得的巖心開展了強度實驗，并建立了巖石強度剖面。分析結果顯示，目標氣田中上部地層強度較低，強度范圍在1.3 MPa～38.5 MPa，地層可鉆性極值在1～6；中下部地層強度逐步提高，地層強度可達98 MPa，下部地層，尤其進入儲層，地層強度顯著提高，地層強度最高可達120 MPa，地層可鉆性極值普遍高于8，屬于硬到超硬地層。

（2）根據地層強度分析結果，優化了井身結構及各井段提速技術，有效提高了渤中潛山凝析氣田的鉆井速度，降低了鉆井非生產時間，提高目標氣田鉆井作業效率達30 %。

（3）建立了生產過程中井筒溫度剖面，根據溫度剖面分析了影響套管及井口安全的主要因素，為套管選型及確定固井水泥返高提供了設計基礎，以保障高溫氣井井筒完整性。