勝利灘淺海復雜地層鉆井關鍵技術研究與應用

2024-01-20 12:25:50曹繼飛

石油機械 2024年1期

曹繼飛

(中石化勝利石油工程公司鉆井工藝研究院)

0 引言

渤海灣勝利灘淺海探區油氣資源量約有8億t，已發現明化鎮組、館陶組、東營組、沙河街組、中生界、古生界、太古界等多套含油氣層系。隨著勘探開發逐漸轉向邊際、深層油氣藏，工程地質特征越來越復雜，如何有效“安全快速建井、提高單井產能”成為灘淺海探區實現高質量發展的關鍵。

針對勝利灘淺海油氣藏復雜地質特征和鉆井技術難題，圍繞“安全提效、提速提效、提產增效”目標，通過密集井組磁測距主動防碰技術、潛山復雜地層快速穿越技術、油泥巖多元封堵鉆井液技術、高強恒定低密度水泥漿技術的研究與應用，形成了灘淺海復雜地層鉆井關鍵技術。這些技術在勝利灘淺海地區得到規模化應用，累計推廣應用于200余口井，形成了重點區域標準優快鉆完井施工模式，有力保障了埕島油田的持續效益增產，提高了勝利灘淺海油氣資源的整體開發效益。

1 技術分析

1.1 工程地質特征

勝利灘淺海探區構造演化經歷了前中生代基底形成、中生代裂谷演化和新生代斷坳演化3個階段，具有獨特的石油地質特征。受地層分布和沉積發育的影響，該探區縱向上主要分為3大儲集層系，即前第三系的古生界和太古界、下第三系的超覆-披覆層、上第三系。深層油氣藏勘探開發過程中從上至下鉆遇第四系、新近系、古近系、中生界、古生界及太古界地層。中生界以深地層以礫巖、灰巖、白云巖、片麻巖為主，地層較為堅硬、裂縫及溶蝕孔洞較為發育，給安全高效鉆井施工帶來較大的影響。

1.2 技術難點

勝利灘淺海探區高質量發展要求和復雜的工程地質條件導致勘探開發鉆井工程技術難題突出，主要體現在以下幾方面[1-6]。

(1)密集井組安全高效施工技術要求高。受平臺、地面空間限制，單個井組覆蓋開發井數量要求高，槽口密集、井間距小(<2 m)，加密井數量多，鉆井過程中防碰繞障、安全高效施工要求高。

(2)深層、邊際開發比例增大，地層堅硬、裂縫發育、提速提效手段單一。深部潛山地層巖性復雜(含礫灰巖、白云巖、變質巖等)，可鉆性級值>5.5，部分層段的機械鉆速不足1 m/h；儲層發育縫、洞、孔等，漏失問題突出、復雜時效高，缺乏有效的井筒工況監測手段。

(3)油泥巖井壁失穩嚴重，潛山溫度高，儲層保護需求迫切。大斜度井(井斜>50°)油泥巖地層坍塌嚴重，鉆井周期長；Z129-P10井在井斜77°～82°鉆遇油泥巖，側鉆2次，損失時間65 d，采用油基鉆井液實現鉆探目的。潛山油氣藏埋深4 500～5 500 m，井底溫度超過170 ℃，對無固相鉆井液性能提出更高要求。

(4)固井過程壓穩、防漏以及儲層保護矛盾突出。中深部儲層以次生孔隙、構造裂隙和溶蝕洞縫為主，80%以上裂縫為0.25～1.00 mm中細微裂縫，連通性及張開程度好，固井漏失風險高；多層系儲層厚度大(300～500 m)、跨度大(500～700 m)，空間上分布廣、非均質性強，極易引起固井層間竄流，固井質量難以保證。

2 關鍵技術研究

2.1 密集井組磁測距主動防碰技術

2.1.1 套管周圍剩磁場計算模型

石油鉆井過程中已鉆井套管周圍受剩磁的影響，剩磁對套管周圍磁場的影響稱為靜磁感應場。靜磁感應場在套管的徑向和軸向呈周期性變化，在現有剩磁模型基礎上，通過建立空間坐標系，得到套管周圍的剩磁場計算模型：

(1)

式中：Bx為x軸方向剩磁分量，Gs；By為y軸方向剩磁分量，Gs；Bz為z軸方向剩磁分量，Gs；an和bn為傅里葉系數；K0為零階第二類修正貝塞爾函數；K1為一階第二類修正貝塞爾函數；z為距離套管截面坐標系所取原點的軸向距離，m；L為單根套管長度，m；x為距離套管截面坐標系所取原點沿x軸方向距離，m；y為距離套管截面坐標系所取原點沿y軸方向距離，m；r為距離套管截面坐標系所取原點的半徑，m。

2.1.2 任意姿態下套管周圍磁場分布空間變換

密集井組鉆進過程中，正鉆井鉆具與鄰井套管的空間關系可以分為3種，即平行、共面但不平行和異面；需要建立鉆具與套管的空間變換模型，以確定鉆具與鄰井套管的空間位置關系。以鉆具鉆進方向為基準，建立鉆進過程中與鄰井防碰的鉆具坐標系，該坐標系用于正鉆井與鄰井相對姿態、位置計算；套管坐標系用于確定套管剩磁在空間的分布情況，表示不同位置處套管周圍剩磁的大小、方向；鉆井過程中測得的磁場數據和重力場數據由傳感器坐標系統到鉆具坐標系，再經過相對位置變換后轉換至套管坐標系(見圖1)。

2.1.3 密集井組隨鉆磁測距主動防碰技術

鉆井施工過程中利用MWD儀器三軸磁通門測得的磁場信息包括測量點處的地磁場、鄰井剩磁套管在測點處的磁場以及干擾磁場。為了得到測點處套管剩磁產生的磁場，需要計算測點的地磁場及鉆桿等產生的干擾磁場大小，利用總測量磁場減去地磁場和干擾磁場即可得到測點處套管剩磁產生的磁場大小[7-8]。

圖1 共面條件下坐標系變換示意圖Fig.1 Schematic diagram of coordinate system transformation under coplanar conditions

隨鉆磁測距主動防碰技術路線如圖2所示。

圖2 隨鉆磁測距主動防碰技術路線圖Fig.2 Route map for active anti-collision technology of magnetic ranging while drilling

通過將鄰井套管參數代入建立的套管周圍磁場分布模型，同時結合套管剩磁強度地面試驗修正的磁場強度衰減因子等關鍵參數，可得到該套管周圍理論磁場分布情況。將實鉆過程中不同測點處套管剩磁產生的磁場與套管周圍理論磁場對比，能夠得到每個測點理論模型與實際測量的差值；調整模型和姿態參數再次對比，得到下一組差值；如此循環直到該差值處于較小的誤差范圍，即可得到鄰井套管與施工中鉆井段的距離、相對姿態參數，從而確定空間相對位置關系。由此，可以計算分析密集井組井眼碰撞風險，確定不同位置正鉆井與鄰井發生井間碰撞的概率，進而優化調整軌跡，實現防碰繞障、安全施工的目標。基于該技術開發了隨鉆磁測距主動防碰軟件，保障了灘淺海地區超小井距(1.6 m×1.8 m)密集叢式井組軌跡的安全施工。

2.2 潛山復雜地層快速穿越技術

2.2.1 多級混合切削異形齒PDC鉆頭

勝利灘淺海潛山深部地層巖性以礫巖、灰巖、白云巖、變質巖等為主，針對PDC鉆頭使用過程中存在的由吃入困難、工作穩定性差等所導致的先期損壞嚴重、機械鉆速慢等問題，從提高破巖能量利用率出發，采用室內試驗和數值模擬相結合的方法，優選切削齒類型、優化鉆頭結構設計。在此基礎上，基于“預破碎+應力釋放+剪切”組合破巖理論研制的個性化PDC鉆頭(見圖2)，使用高抗沖擊?16 mm脊形切削齒，搭配錐齒切削結構設計，通過點載荷接觸降低破巖門檻，鉆頭工作狀態穩定[9]。以ZG473區塊為例，通過個性化鉆頭不斷優化及應用，潛山層段的平均機械鉆速提高至4.0 m/h左右，潛山層段鉆井周期較前期縮短35%。

圖3 潛山地層個性化PDC鉆頭Fig.3 Individuation PDC bit for buried hill formations

2.2.2 潛山復雜井筒工況監測評價技術

基于瞬態流動方程，研究建立了井筒復雜壓力場計算模型[10-11]，自主開發了井筒工況監測評價系統，形成了基于錄井+井下工程參數的工況識別方法，可實時分析井涌、井漏等復雜情況。研發的井筒工況監測評價系統，利用錄井和隨鉆數據實時分析井筒風險對應的特征參數的變化情況；同時結合建立的風險模擬和評價模型，確定不同風險條件下對應的閾限值。潛山地層鉆井過程中根據實鉆采集的數據，實時計算分析各個特征參數值的變化情況，鄰近或大于閾限值時，進行風險報警。相關工藝流程如圖4所示。通過該技術的應用，實鉆過程中不斷優化各項鉆井工藝技術措施，有效降低了潛山地層鉆井復雜時效，CB30、CBG7等區塊深部地層復雜時效降低了50%。

圖4 井筒工況監測與分析流程Fig.4 Monitoring and analysis process of wellbore working conditions

2.2.3 裂縫地層抗高溫無固相鉆井液技術

針對灘淺海潛山裂縫地層漏失特征和快速穿越施工要求，在構建抗高溫無固相鉆井液體系過程中選用甲酸鈉作為基礎加重材料，同時充分利用甲酸鈉的抑制性和熱穩定性提高鉆井液體系的綜合性能。使用過濾海水配漿，根據室內試驗研究，確定了甲酸鈉加量為6%～12%；在此基礎上，以海水+0.3%燒堿+5%無水聚合醇+8%甲酸鈉為基礎配方，通過室內試驗分析不同類型增黏劑對鉆井液流變和濾失性能的影響，優選出了適合灘淺海無固相鉆井液的抗高溫增黏劑。

以海水+0.3%燒堿+0.5%黃原膠+0.25%抗溫增黏劑+0.5%無固相增黏劑+0.5%降濾失劑+5%無水聚合醇+3%防水鎖劑+8%甲酸鈉為基礎配方[12]，通過室內試驗分析優選抗氧化劑的類型，結果見表1。從表1可以看出，亞硫酸鈉能明顯提高增黏劑的抗溫能力，黏度保持率達到75.68%。

表1 抗氧化劑類型對鉆井液性能的影響Table 1 Influence of antioxidant type on drilling fluid performance

基于理論分析和室內試驗，構建了適用于灘淺海地區潛山油藏抗高溫無固相鉆井液配方：海水+6%～12%甲酸鈉+1%～2%抗溫增黏劑+0.5%～1.5%抗溫降濾失劑+0.5%抗氧化劑+0.3%～0.5%燒堿+4%～5%鉆井液用無水聚合醇+3%～5%防水鎖劑。無固相鉆井液黏度與動切力保持情況見圖5。

圖5 無固相鉆井液黏度與動切力保持情況Fig.5 Viscosity and dynamic shear force retention of solid free drilling fluid

從圖5可以看出，該體系具有良好的抗高溫性能，180 ℃熱滾后表觀黏度保持率良好，黏度、動切力無明顯降低。在灘淺海ZH10、ZG473等區塊推廣累計應用15口井，單開次潛山地層鉆進井段最長1 340 m，較好地滿足了抗溫、攜巖、安全鉆進及儲層保護要求。

2.3 油泥巖多元封堵鉆井液技術

通過對灘淺海地區沙河街組油泥巖地層微觀結構進行分析，發現普遍存在微裂縫，形狀多變不規則，一般寬1～25 μm，最大達200 μm。鉆井過程中，鉆井液的液柱壓力大于地層壓力，在正壓差的作用下，鉆井液中的水相會沿微裂縫逐漸侵入地層，導致礦物水化和分散，進而使得強度降低，出現井壁失穩等復雜情況[13-14]。

在油泥巖地層裂縫分布情況研究基礎上，提出了固相粒度優化+協同封堵的鉆井液優化理念。實鉆過程中通過監測鉆井液固相粒度分析，根據暫堵劑粒度優選方法確定加入的超細碳酸鈣粒度和比例，使得鉆井液中固相粒度與裂縫尺寸保持一致(見圖6)。同時，為進一步提高對油泥巖地層微裂縫的封堵效果，優選了膠乳瀝青、納米乳液和鋁基聚合物3種封堵材料，利用3種材料的表面改性、變形封堵和化學固化作用協同提高鉆井液濾餅的質量，強化微裂縫封堵和井壁穩定作用。

圖6 鉆井液優化前、后粒度分布曲線Fig.6 Particle size distribution curve of drilling fluid before and after optimization

同時，優選甲酸鉀強化鉆井液的抑制水化性能，減緩鉆井過程中水基鉆井液對油泥巖地層的滲透水化。基于室內試驗，同時考慮使用成本等因素，研究確定了鉆井液中甲酸鉀占比為15%。在此基礎上，通過配方優化，確定了適用于灘淺海地區油泥巖的多元封堵鉆井液體系。通過開展壓力傳遞試驗，評價分析多元封堵鉆井液體系的封堵性能。壓力傳遞評價試驗結果如圖7所示。從圖7可以看出，油泥巖地層中，被研發的多元封堵鉆井液體系作用后，傳遞1 MPa壓差所需時間較基漿延長6倍以上，表明該體系具有良好的封堵微裂縫性能。以CB32井組為例，該體系的使用較好地保障了油泥巖地層的安全鉆進，有效減少了油泥巖層段失穩導致的電測不順暢，平均建井周期縮短至36.4 d，較初期縮短了15%。

圖7 壓力傳遞評價試驗結果Fig.7 Pressure transmission evaluation test results

2.4 高強恒定低密度水泥漿技術

2.4.1 無機固化復合型實心減輕劑

提出了“球-棍預橋聯模型”，優選雙酚環氧樹脂作為有機相，增強了減輕劑的力學性能、耐溫性能；優選含高活性SiO2硅藻土作為無機相，使有機樹脂兼具無機材料的性能，通過參與漿體水化、強化減輕劑的水化活性，達到提高水泥石強度的目的；優選出的鈦酸酯交聯劑，使無機相、有機相通過“橋梁”緊密結合。同時，利用化學合成手段將有機樹脂和無機活性材料結合在一起，開發出無機固化復合型實心減輕劑，由此能夠有效保證井底高壓條件下水泥漿密度的恒定。采用比重法，對無機固化復合型實心減輕劑進行了密度測試，其密度達到0.98 g/cm3。

2.4.2 長鏈聚合物大溫差緩凝劑

大溫差緩凝劑所含官能團需具備耐高溫、強吸附、溫度敏感等特點，優選2-甲基-2丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、衣康酸(IA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨(DMC)以及具有長側基的聚醚類單體(NB)作為合成緩凝劑的單體。

同時，利用響應面分析、多元回歸等方法研究各因素與響應值之間的對應關系，優化緩凝劑的最佳合成條件。選取高溫150 ℃、低溫120和90 ℃進行水泥漿稠化試驗，評價分析緩凝劑的溫差適應性。室內試驗結果表明，150/120 ℃條件下水泥漿稠化時間為342 min，150/90 ℃的稠化時間為439 min，均能夠達到深部高溫地層固井要求，又可以避免低溫層段的超緩凝問題，保障水泥石強度發展。150 ℃水泥配方(各成份占比)為：G級水泥+35%硅砂+0.8%降失水劑+1.8%緩凝劑。120 ℃水泥配方(各成份占比)為：G級水泥+35%硅砂+0.6%降失水劑+1%緩凝劑。

2.4.3 高強恒定低密度水泥漿體系

高強恒定低密度水泥漿體系研究過程中利用顆粒級配方法[15]，優化水泥、減輕材料和填充材料的配比，適當降低液固比，解決沉降穩定性的難題；優選了激活作用較強的強度激活劑，與開發的長鏈聚合物大溫差緩凝劑協同保障低密度水泥石的強度發展。研究過程中對水泥漿添加劑的配比進行多次優化，開發了相對體積質量1.35～1.40的高強恒定低密度水泥漿體系，綜合性能見表2。通過室內承壓能力試驗，水泥石在60 MPa條件下密度變化≤0.01 g/cm3，24 h抗壓強度>14 MPa，高溫下7 d抗壓強度無衰退，滿足灘淺海深層裂縫型油藏固井要求。該泥漿體系在ZG區塊累計應用10口井，固井合格率100%，最高應用溫度達195 ℃。

表2 高強恒定低密度水泥漿綜合性能Table 2 Overall performance of high strength constant low density cement slurry

3 現場應用效果

通過灘淺海復雜地層鉆井技術的集成和應用，形成了標準優快鉆井施工模式，有力支撐了灘淺海油氣資源的增儲上產，提高了灘淺海油氣資源的整體開發效益。以埕島油田為例，密集井組軌跡安全高效控制技術在SH201等多個大型井組應用，最小井間距1.6 m×1.8 m，大斜度穩斜段的復合進尺比例達到95%以上；主動防碰技術、油泥巖多元封堵鉆井液技術在CB32等井組應用，保障了鉆井軌跡的安全施工，確保了油泥巖層段的井壁穩定，井徑擴大率均小于10%，電測一次成功率100%，減少了因井壁失穩導致的電測不順、儲層浸泡時間長等問題的出現，有效保護了儲層、應用井，投產初期日產達50 t以上。

潛山復雜地層快速穿越技術、高強恒定低密度水泥漿技術的集成應用保障了灘淺海潛山油氣資源的高效勘探與動用。ZG473區塊潛山層段機械鉆速提高至4 m/h，固井質量合格率100%(最高溫度195 ℃)；潛山層段復雜時效縮短50%以上。ZG473、CB309等探井獲得100 t以上工業油氣流。同時，通過集成應用灘淺海鉆完井技術，成功完成B25低滲油氣藏水平井，利用水基鉆井液實現了大斜度長井段油泥巖穿越，首次實現區塊沙河街組水平井建井目標。