南海超大水垂比大位移M井鉆井關鍵技術

張 強，秦世利，饒志華，田 波，左 坤

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司深水工程技術中心，廣東深圳518067）

國內外海上油田大位移井的數量逐步增多，新的紀錄不斷出現。國外薩哈林-1項目O-5RD井創下完鉆井深15 000.00 m、水平位移14 129.00 m、垂深5 036.00 m的鉆井世界紀錄；國內西江24-1油田A14井完鉆井深9238.00 m，水平位移達到8062.70 m，垂深2 985.00 m，創造了國內海上油田大位移井的作業記錄。南海東部某油田位于珠江口盆地南部，采用半潛式鉆井船+水下井口開發模式。為改善油田開發效果，減緩產量遞減趨勢，設計一口超大水垂比大位移井M井，采用在老井井眼切割回收φ244.5 mm和φ339.7 mm套管，φ762.0 mm隔水導管鞋下裸眼側鉆的方式開發，儲層埋深1 233.50 m，以砂泥巖為主，靶區與井眼平面距離超過6 000.00 m。該井設計完鉆井深6 687.25 m，水平位移6 052.02 m，垂深1 233.05 m，水深310.00 m，水垂比高達4.90，泥線水垂比高達6.56，屬于高難度級別大位移井。

海上大位移井儲層埋深較大，地層壓力窗口較寬，近些年來淺層大位移井作業逐步增多，由于其埋深淺、地層易漏易坍塌、鉆井及下套管過程摩阻大，常規井身結構、井眼清潔方法及漂浮下套管工藝已無法滿足作業要求，給設計及施工帶來巨大的挑戰。該油田老井作業過程中，多次出現井漏、φ244.5 mm套管下不到位等復雜情況。針對該油田淺層大位移井面臨的問題進行了一系列技術攻關：使用φ244.5 mm高彎角螺桿實現淺部地層的快速造斜；采用五開井身結構提高井壁穩定性，降低穩斜段的作業難度；使用連續循環閥系統及巖屑床破壞器降低井底ECD變化率；應用漂浮下套管及全掏空旋轉下尾管工藝下入φ244.5 mm套管×4 200.00 m及φ177.8 mm尾管×5 772.00 m，最終形成南海超大水垂比大位移井鉆井關鍵技術，順利完成M井鉆井作業，創下中海石油海上油田最大水垂比大位移井鉆井作業紀錄[1]。

1 鉆井技術難點

M井所在海域水深約310 m，包含用以鉆井和提供水下支持的浮式生產系統。該井設計完鉆井深6 687.25 m，垂深1 233.05 m，開發珠江組油層。珠江組及以上韓江組、粵海組為大段泥巖，夾薄層粉砂巖及泥質粉砂巖，地層可鉆性較好。M井鉆井過程中面臨以下技術難點：

1）儲層埋深淺，壓實程度低，易發生漏失。M井目的層為珠江組，埋深淺。地層完整性試驗表明，珠江組地層破裂壓力當量密度約為1.40 kg/L，漏失壓力低，井眼清潔要求更高。常規大位移井通過提高鉆井液排量來提高井眼清潔效果，但會引起泵壓升高。珠江組地層巖石膠結程度差，高泵壓易憋漏地層，引起漏失，因此鉆井液排量受限，無法通過提高排量改善井眼清潔效果。同時，起下鉆過程中的激動壓力也易憋漏地層。

2）穩斜裸眼段長，井眼清潔及套管正常下入難度大。M井的922.00～5 792.36 m井段為穩斜段，穩斜段長4 870.36 m，穩斜角達到84.50°。長穩斜段一方面導致巖屑易沉降堆積，形成“巖屑床”，另一方面會增大鉆井及下套管過程中摩阻，該油田前期作業的多口井出現φ244.5 mm套管無法下到設計井深的情況。

3）受設備限制，作業難度大。M井所在油田于1996年開始投產，距今已有25年，鉆機設備使用年限長，設備的額定提升載荷、連續輸出扭矩能力等均有一定程度的降低。目前南海東部海域其他油田大位移井下部井段均采用油基鉆井液作業，但是由于該油田開發階段均采用水基鉆井液作業，沒有預留采用油基鉆井液的設備空間與條件，因此M井只能使用水基鉆井液作業。鑒于該井作業難度較大，對水基鉆井液的潤滑性、密度控制及攜巖性能提出了更高要求。

2 鉆井關鍵技術研究

2.1 井身結構優化

該油田前期作業的大位移水平井均采用四開井身結構：一開，采用錘入法下入φ762.0 mm隔水導管，建立井口，支撐表層套管重量；二開造斜段，采用φ444.5 mm鉆頭鉆至井深1 005.00 m，φ339.7 mm表層套管下至井深1 000.00 m左右，封固上部粵海組等疏松地層，滿足二開井控要求；三開穩斜段，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至著陸段，下入φ244.5 mm技術套管封固珠江組復雜地層；四開水平段，采用φ215.9 mm鉆頭鉆進根據地質油藏需求確定的水平段（見圖1（a））。實鉆過程中復雜情況發生率高，多次發生阻卡、管柱屈曲和鉆具斷裂等事故，分析認為φ311.1 mm井眼裸眼穩斜段長度大于3 500.00 m，井斜角60.0°～85.0°，巖屑易發生沉積，旋轉鉆井摩阻扭矩超過鉆桿極限[2]，導致老井施工作業共計5口井在φ311.1 mm井眼裸眼穩斜段發生卡鉆事故。綜合該井鉆遇地層的特點和已鉆鄰井的作業經驗，通過計算不同井身結構的泵壓、摩阻和扭矩，將M井設計為五開井身結構（見圖1（b））：一開，采用錘入法下入φ762.0 mm隔水導管；二開造斜段，采用φ444.5 mm鉆頭鉆至井深1 005.00 m，φ339.7 mm表層套管下至井深1 000.00 m左右，封固上部粵海組等疏松地層，滿足二開井控要求；三開穩斜段，采用φ311.1 mm鉆頭鉆至井深4 205.00 m，下入φ244.5 mm技術套管，封固珠江組礁灰巖易漏地層；四開穩斜段，采用φ215.9 mm鉆頭鉆至著陸段，下入φ177.8 mm尾管封固珠江組下部地層；五開水平段，采用φ152.4 mm鉆頭鉆進根據地質油藏需求確定的水平段。

圖1 M井井身結構優化前后示意Fig.1 Casing program of Well M before and after optimization

相比鄰井井身結構，穩斜段采用2層套管結構，增加了一層φ177.8 mm尾管，一方面使φ311.1 mm井眼裸眼穩斜段長度減少了1 572.00 m，可縮短該井段作業時間、降低作業難度，以保障在井壁穩定安全周期內完鉆，同時降低φ244.5 mm技術套管的下入難度；另一方面，由于下部φ215.9 mm穩斜段短且井眼尺寸相對較小，通過提高鉆進效率縮短裸眼浸泡時間，提高下部穩斜段作業的安全性。此外，由于M井采用裸眼完井方法，電潛泵下入深度為2 300.00 m，井身結構優化前后井深2 300.00 m處套管尺寸不變，對M井完井方式無影響。

2.2 井眼軌跡控制技術

M井所在油田自1996年開發投產以來，已多次加密調整，累計鉆井82井次，需進行淺部地層防碰繞障，鉆具組合為φ444.5 mm牙輪鉆頭+φ244.5 mm高彎角螺桿+φ200.0 mm無磁鉆鋌+φ209.6 mm MWD+φ209.6 mm無磁鉆鋌+φ206.4 mm濾網短節+φ206.4 mm浮閥接頭+φ203.2 mm定向接頭+9根φ139.7 mm加重鉆桿+φ203.2 mm機械震擊器+6根φ139.7 mm加重鉆桿+φ139.7 mm鉆桿。為實現淺層防碰繞障，造斜井段需盡快達到設計方位，因此需要提高造斜段的井眼曲率。鄰井作業選用φ244.5 mm高彎角螺桿，彎角為1.83°，在垂深550.00～600.00 m可實現4.70°/30m造斜率，垂深600.00～1000.00 m可實現5.50°/30m的造斜率，M井仍延續使用該螺桿，以滿足高井眼曲率控制要求。造斜井段控制鉆壓50.0～60.0 kN，排量2400～3470 L/min，機械鉆速20.00～25.00 m/h。每鉆進300.00 m，使用陀螺測斜儀復測井眼軌跡，分析井眼軌跡與設計軌道的偏離情況。

下部井段利用作業井與鄰井的中心距和分離系數表征與鄰井的碰撞風險，其中分離系數利用最近距離掃描半徑與誤差橢球的長半軸值求取[3]，通常認為叢式井中分離系數大于1.0時碰撞風險低。對M井與鄰井B井、C井的防碰掃描數據進行分析，結果如表1所示。

表1 M井與鄰井中心距及分離系數Table1 Center-to-center distancesand separation coefficientsof Well M to adjacent wells

M井與鄰井B井及C井著陸段分離系數小于0.5，中心距大于80.00 m。M井與B井垂向最小距離大于22.00 m，與C井垂向最小距離大于55.00 m，兩井垂直方向有綠泥石層作為井眼軌跡控制標志層，因此鉆井過程中防碰風險可控。為進一步降低現場施工過程中的碰撞風險，作業過程中需密切關注鉆井參數、鉆具振動情況并測量工具磁場強度的變化，觀察返出巖屑，通過分析返出物狀況及地層變化情況等進一步明確與鄰井的距離，同時下入隨鉆陀螺高精度測斜儀器，加強井眼軌跡監控。

2.3 井筒ECD控制技術

井筒當量循環密度（equivalent circulating density，簡稱ECD）的控制是大位移井作業成功與否的關鍵因素。M井垂深淺，地層坍塌壓力與漏失壓力壓差小，導致安全密度窗口窄，若ECD過高，易憋漏地層，因此鉆井過程中需要充分循環，保證井眼清潔，減少巖屑沉積，防止堆積的巖屑形成“巖屑床”。采用連續循環閥鉆井技術及巖屑床破壞器，可以縮短井筒內鉆井液靜止時間[4]，提高鉆井液攜砂返砂能力，控制井底ECD。

2.3.1 連續循環鉆井技術

連續循環系統主要由連續循環短節、控制分流系統和管匯系統組成，核心組件是連續循環短節（見圖2）。連續循環短節連接在鉆柱上，在鉆進過程中作為鉆柱的一部分下入井中，接立柱或者單根時與控制系統配合，通過改變鉆井液的流向實現鉆井液連續循環。正常鉆進過程中鉆井液經由立管管匯循環；接/卸立柱時將連續循環短節側向蓋板閥打開，接入控制分流系統；關閉立管管匯，鉆井液流經連續循環系統進行循環，實現接立柱期間鉆井液的持續流動，避免常規接立柱停泵及開泵產生的激動壓力壓漏地層；接/卸立柱完成后，打開立管管匯，關閉連續循環短節側向蓋板閥，恢復正常鉆進。通過此方法可以實現整個鉆井期間鉆井液的連續流動，減少開/停泵引發的激動壓力對地層的影響[5]。

圖2 連續循環短節結構示意Fig.2 Structure of continuous circulating sub

M井φ311.1 mm井段自井深3 010.00 m開始使用連續循環系統，接立柱及鉆進期間不間斷進行循環，共使用連續循環短節45個，進尺1 195.00 m；φ215.9 mm井段應用連續循環鉆井技術進行鉆進，進尺1 572.00 m。共計長度2 767.00 m井段采用了連續循環系統，平均機械鉆速為25.52 m/h，鉆進過程中未發生井漏。鉆進參數為：鉆壓18.0～45.0 kN，轉速110～125 r/min，排量3500～4000 L/min，泵壓11～15 MPa。

2.3.2 巖屑床破壞器

鉆進時采用如下鉆具組合：φ311.1 mm PDC鉆頭+φ228.6 mm旋轉導向短節+φ209.5 mm LWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌+φ203.2 mm浮閥+φ203.2 mm濾網+φ203.2 mm液壓震擊器+φ139.7 mm加重鉆桿×5根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿×11根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿×11根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿×11根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿×11根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿×11根+φ139.7 mm巖屑床破壞器+φ139.7 mm鉆桿至頂驅。

其中，巖屑床破壞器由3個螺旋導程組成，每個螺旋導程分為清潔段和攜巖段兩部分。清潔段通過切削可以破壞井底低邊巖屑床，攜巖段攜帶巖屑上返至井口。模擬結果表明，每個螺旋槽道通過兩端壓力梯度吸附巖屑隨槽道返出至井口[6]，從而提高巖屑攜帶能力，有效減少憋泵、蹩扭現象，提高起下鉆的作業效率。巖屑床破壞器與鉆桿連接，其內外徑與鉆桿相同，因此不會額外增加扭矩。同時，由于巖屑床破壞器械性能參數高于所用鉆桿，設備疲勞損傷故障率有所較低，可有效保障設備的安全性。綜上所述，巖屑床破壞器可有效清除大位移井井底低邊沉淀的巖屑床，提高巖屑返出量及井眼清潔度。

2.4 套管安全下入技術

2.4.1 漂浮下套管技術

漂浮下套管技術是在一段套管內不灌漿或注入輕質流體，使套管在管外鉆井液的浮力懸浮后，減少與井壁接觸，減小套管對井壁的摩擦力，從而降低下入摩阻[7-8]。使用套管漂浮接箍實現套管漂浮，將漂浮接箍與止塞箍連接在套管柱上，二者之間的套管柱內充滿空氣，漂浮接箍以上的套管柱內充滿鉆井液，使漂浮接箍以下部分套管柱的浮力增加，處于漂浮狀態。

模擬計算φ244.5 mm套管的極限下入深度，結果如圖3所示（圖中，μ為摩擦因數）。隨著井深增加，大鉤懸重逐步降低，當大鉤懸重低于游車/大鉤重量時，套管無法繼續下入，此時對應的井深即為套管的最大下入深度。由圖3可知：使用常規下套管方法，φ244.5 mm套管最大下入深度僅為2 100.00 m，無法下至設計井深（4 200.00 m）；采用漂浮下套管技術，φ244.5 mm套管最大下入深度大于4 200.00 m，可以順利下至設計井深。

圖3 φ244.5 mm套管極限下入深度分析Fig.3 Maximum running depth analysis of φ244.5 mm casing

套管下入過程中，浮鞋浮箍承受套管內外壓差，若壓差超過其承壓能力會擊穿浮鞋，使鉆井液通過浮鞋流入套管，會導致套管無法繼續漂浮下入，且相應處理手段有限。為避免上述情況，設計雙浮箍底部套管柱結構：浮鞋×1根+浮箍×1根+套管×1根+浮箍×1根+浮箍×1根，增加一套浮箍結構，以確保套管安全下入。

2.4.2 隨鉆擴眼

應用液壓隨鉆擴眼器在鉆進過程中擴大井眼直徑，擴眼、鉆井同時進行，可進行鉆水泥塞作業，無需再次起鉆更換擴眼鉆具組合。為提高擴眼器的擴眼能力和扶正效果，擴眼器PDC刀翼以花鍵方式固定（見圖4）。擴眼器采用投球激活方式，開泵將投球泵送至球座，剪斷銷釘，打開擴眼器切削塊開始造型測試，采用開泵下壓停轉下壓方式，觀察鉆壓變化，檢測擴眼器的工作狀態[9-10]。

圖4 隨鉆擴眼器結構示意Fig.4 Structure of reamer while drilling

為了增大尾管與井筒間的環空間隙，降低下φ177.8 mm尾管的作業難度及提高尾管固井質量，將井眼直徑從215.9 mm擴大至234.9 mm，擴眼率125.0%。作業期間，隨鉆擴眼器工作狀態良好，一趟鉆完成φ215.9 mm井眼擴眼作業，累計進尺2 096.00 m，累計純鉆時間83.0 h，平均機械鉆速25.00 m/h，順利完成該井段的擴眼作業，為后續φ177.8 mm尾管的順利下入奠定了良好基礎。

2.4.3 旋轉下尾管技術

φ177.8 mm尾管下入過程中若遇阻無法通過時，常規措施為上下小范圍活動或者開泵小排量打通建立循環。旋轉下φ177.8 mm尾管采用特殊的可旋轉尾管懸掛器，可以在套管下入過程中進行旋轉，當下放套管遇阻時，可以建立循環并旋轉尾管串，降低其與井壁的摩擦阻力，通過遇阻點；同時，可以提高尾管居中度和尾管固井質量，防止形成環空竄流通道[11-13]。

模擬分析φ177.8 mm尾管在不同轉速下的極限下入深度，結果如圖5所示。當大鉤懸重低于游車/大鉤重量時，尾管無法依靠自身重力繼續下入，此時對應的井深即為套管在該轉速下的最大下入深度。在套管摩阻因數為0.4、裸眼摩阻因數為0.5條件下，當套管轉速為20 r/min時，φ177.8 mm尾管最大下入深度3 100.00 m，小于設計下入井深5 772.00 m；當轉速提高至30 r/min時，相同條件下φ177.8 mm尾管最大下入深度大于設計下入井深（見圖5（b））。因此采用鉆具和套管內全掏空+轉速30 r/min的旋轉方式下入φ177.8 mm尾管，套管柱組合為：高抗壓70MPa劃眼浮鞋×1根+浮箍×1根+變扣套管×1根+浮箍×1根+貝克止塞箍×1根+變扣套管×1根+φ177.8 mm套管×118根+φ244.5 mm×φ177.8 mm旋轉尾管懸掛器+φ139.7 mm鉆桿至頂驅。

圖5 不同轉速下φ177.8 mm尾管下入深度分析Fig.5 Running depth analysis of φ177.80 mm liner at different rotary speeds

3 現場施工

超大水垂比大位移井M井應用大位移井鉆井關鍵技術，鉆井作業順利完成。M井井壁穩定性顯著提高，鉆井生產時效高達98.5%，非生產時間僅為23.0 h，鄰井非生產時間最低48.5 h，顯著低于鄰井。M井部分φ311.1 mm井段及φ215.9 mm、φ152.4 mm井段作業期間均采用連續循環系統，實現了鉆井液不間斷循環，與鄰井相比，相同層位及鉆井參數條件下，泵壓降低6.8%，作業過程中井底當量循環密度變化率低于1.9%。其中φ215.9 mm穩斜井段鉆遇斷層，鉆進期間井底當量循環密度平穩保持在1.31～1.40 kg/L，順利鉆過易漏失垮塌層段，同時該井段平均機械鉆速達25.50 m/h，鄰井相同層位大位移井穩斜段機械鉆速不足20.0 m/h。井壁穩定性的提高及良好的井眼清潔狀況減少了倒劃眼的次數。φ311.1 mm井眼扭矩波動范圍自井深3 010.60 m開始不斷增大，這是因為井底巖屑未能及時排出，造成巖屑反復切削，機械鉆速降低，同時接立柱開泵過程中造成的激動壓力存在壓漏地層風險。井深3 010.60 m以下井段采用連續循環系統后，單趟進尺達到850.00 m，扭矩相對平穩，減少了倒劃眼的次數，提高了作業效率。

φ244.5 mm套管及φ177.8 mm尾管均順利下至設計井深，尾管下入過程中遇阻點及遇阻點的大鉤懸重及扭矩如表2所示。以30 r/min轉速旋轉下入φ177.8 mm尾管，扭矩變化范圍10.0～18.0 kN·m。

表2 下入φ177.8 mm尾管遇阻點及大鉤懸重/扭矩Table 2 Blocking point depths and hook load/torque of φ177.80 mm liner running

φ244.5 mm套管下至設計井深4 200.00 m，下壓88.2 kN，套管懸掛器坐掛，裝排氣水泥頭，連接灌漿管線及排氣管線，累計泵入鉆井液84.2 m3，與漂浮段套管的容積基本一致，表明漂浮接箍正常工作。φ244.50 mm套管下入過程中僅在井深3 586.20 m遇阻，最大上提力1 597.40 kN，最大下壓至懸重176.4 kN后順利通過。全掏空將φ177.8 mm尾管下至設計井深5 772.00 m，下入過程中在4 650.00~5 700.00 m井段多次遇阻，依靠自身重量無法繼續下入，此時開泵建立循環，同時旋轉尾管，順利通過該井段，解決了長距離套管下不到設計井深的問題。

4 結論與建議

1）五開井身結構設計通過增加一層套管減小穩斜段的長度，以縮短裸眼穩斜段地層的浸泡時間，提高井壁穩定性。

2）采用連續循環閥鉆井技術及巖屑床破壞器，可有效減少井筒巖屑沉積，防止巖屑沉積造成當量循環密度升高引發的井筒漏失，提高井眼的清潔度。

3）大位移井垂深淺、裸眼段長，采用隨鉆擴眼、漂浮下套管技術及旋轉下尾管技術能有效解決套管下不到位的問題。

4）超大水垂比大位移井M井的成功為后續類似淺層大位移井作業積累了經驗，但仍存在作業期間連續循環短節主通道及側通道的單流閥不密封等問題，需進一步研究改進。