鄧建明 馬英文

中海石油（中國）有限公司天津分公司

渤中凹陷西南環(huán)帶深層含油氣構造是渤海灣乃至我國東部迄今發(fā)現(xiàn)最大的中深層天然氣田［1-2］，對我國華北地區(qū)冬季天然氣保供和綠色低碳發(fā)展具有重要意義。渤中凹陷包括渤中19-6、渤中21/22和渤中13-2三個含油氣構造，總體資源規(guī)模烴類氣1561 億m3、凝析油10 307 萬m3，開發(fā)潛力巨大［3-5］。渤海中深層天然氣以孔店組、太古界潛山為主要目的層，埋深均超過4 000 m3，具有儲層埋藏深、成藏地質復雜、地層壓力異常、可鉆性差等特點［6-8］，給鉆探作業(yè)帶來諸多挑戰(zhàn)，如何安全、環(huán)保、高效地開展鉆井作業(yè)成為攻關的方向。

自2010年渤海灣第1口深層科探井BZ21-2-1井開始鉆探，至2017年BZ19-6-4/5井測試獲得中深層天然氣重大勘探發(fā)現(xiàn)，近十年以來，針對渤海中深層的儲層特點和技術難題，借助國家科技重大專項、中國海洋石油集團有限公司重大科技專項、渤海油田穩(wěn)產(chǎn)3 000萬噸重大科技專項以及自主研究等平臺，渤海油田通過技術攻關逐漸形成一套中深層安全、環(huán)保、高效的鉆完井關鍵技術體系。實踐證明，該關鍵技術體系可為今后海上類似的中深層天然氣井鉆完井作業(yè)提供經(jīng)驗借鑒和參考。

1 氣藏地質特征

渤中19-6構造經(jīng)歷了加里東、印支、海西、燕山、喜山多期構造運動的改造，太古界變質巖潛山斷裂發(fā)育，主要發(fā)育3組斷裂體系，分別為近SN向的走滑斷裂體系以及NEE向的張性斷裂體系，局部發(fā)育NW向斷裂體系，形成了裂縫型儲集層［9］。太古界潛山儲層巖性主要為二長片麻巖、斜長片麻巖和混合片麻巖等，靠近大斷裂處可見斷層角礫巖，研磨性極強。儲層縱向分帶性明顯，儲集空間以裂縫為主，亦可見沿縫發(fā)育的溶蝕孔隙?？紫抖?.7%～12.8%，均值為5.3%，滲透率0.01～11.81 mD，均值為0.733 mD；在裂縫發(fā)育段孔隙度可達12.5%～12.8%，滲透率可達11.81 mD。已鉆探井在太古界潛山測試獲得的地層溫度和壓力資料表明，潛山構造壓力系數(shù)為1.15～1.26，屬弱超壓凝析氣田；地溫梯度為3.3～3.4℃/100 m，為正常的溫度系統(tǒng)，局部異常高溫可達150 ℃以上［9-10］。

潛山上覆地層自上而下分別為新近系明化鎮(zhèn)組、館陶組，古近系東營組和沙河街組，構造區(qū)南部局部發(fā)育孔店組。明化鎮(zhèn)組發(fā)育塑性泥巖，東下段及沙河街組均發(fā)育異常壓力，實測地層壓力系數(shù)最高1.52，孔店組厚層砂礫巖研磨性極強。

2 勘探鉆井歷程

渤海中深層勘探主要集中于渤中21/22、渤中13-2和渤中19-6等含油氣構造，作業(yè)時間開始于2010年，第1口鉆探井為渤海灣中深層科學探索井BZ21-2-1［11-12］。該井的成功鉆探，發(fā)現(xiàn)天然氣控制地質儲量497.74 億m3，原油控制地質儲量304.56萬t，天然氣探明儲量89.39 億m3，證明了渤中潛山地層具有良好的資源前景和開發(fā)潛力。同時，BZ21-2-1井也是渤海灣第1口典型的高溫高壓井，該井的成功實施創(chuàng)下渤海油田鉆探的多項記錄，為渤海中深層高溫高壓井作業(yè)奠定了堅實的基礎［10，13-14］。

BZ21-2-1井實施后，在渤中21/22構造區(qū)內共發(fā)現(xiàn)6個油氣田和4個含油氣構造，證實為富油氣區(qū)帶。根據(jù)鉆探結果和成藏條件分析，渤中21/22構造區(qū)具有較大的儲量規(guī)模。其中渤中22-1構造位于渤中21-2含油氣構造的東部，T8層為一較大型的斷鼻構造，其潛山圈閉頂面前者相對后者高約500 m，為了揭示渤中22-1構造的含油氣性，進一步擴大整個渤中21/22構造的儲量規(guī)模，于2013年成功在渤中22-1構造實施科探井BZ22-1-2。BZ22-1-2井鉆遇奧陶系碳酸鹽巖古潛山，探明天然氣規(guī)模儲量約500 億m3，標志著渤海油田在渤中凹陷深埋古潛山天然氣勘探獲得重大突破［3］。

2016年12月，渤中19-6構造第1口探井BZ19-6-1井開鉆，在明下段、館陶組、東營組、孔店組和太古界均見油氣顯示。該區(qū)共部署探井11口，截止目前已累計完成7口探井的作業(yè)，已鉆和在鉆井中均發(fā)現(xiàn)良好的油氣顯示，尤其是在孔店組及太古界潛山測試獲得高產(chǎn)，喜獲大型整裝優(yōu)質凝析氣田，新增三級烴類地質儲量686.66 億m3，凝析油地質儲量6 804.03 萬m3，其中探明烴類氣地質儲量408.40億 m3，凝析油地質儲量4 085.21 萬m3，實現(xiàn)了渤海海域天然氣勘探新突破，為渤海油田持續(xù)上產(chǎn)奠定了堅實的儲量基礎［3，14］。

3 技術難點

從渤中19-6區(qū)域勘探鉆井實施效果來看，受區(qū)域地質特征復雜、儲層埋藏深、存在異常高壓、可鉆性差、太古界潛山裂縫發(fā)育等特點的影響，鉆井過程中井漏、井壁失穩(wěn)、憋壓、阻卡等復雜事故頻發(fā)，鉆井效率低，儲層保護難度大，同時井底高溫和地層壓力異常也造成較高的井筒安全風險和井控風險［15-18］。

3.1 儲層埋藏深，地層壓力系統(tǒng)復雜

渤中19-6區(qū)塊主要目的層埋藏較深，作業(yè)井深均超4 000 m，其中BZ19-6-9井設計井深近5 000 m，該區(qū)塊自東二下段發(fā)育異常，沙河街組實測壓力系數(shù)最高達1.52，孔店組砂礫巖實測均有超壓發(fā)育，但其垂直有效應力與速度交匯圖顯示加載曲線與實測壓力點投影不重合，超壓成因為非欠壓實成因，綜合其實測壓力點表現(xiàn)為明顯隨深度線性增加的特征，超壓來自于鄰近油氣充注傳導。潛山井段無法采用常規(guī)壓力預測手段對三壓力剖面進行有效預測，導致作業(yè)過程中多次發(fā)生溢流進行壓井［10，16，19］。

3.2 地層可鉆性差，鉆井效率低

該區(qū)塊自上而下鉆遇多套地層，巖性復雜多變，其中在館陶組中下部鉆遇厚層砂礫巖，對鉆頭磨損較大；東營組鉆遇火成巖，易垮塌、易漏失；孔店組鉆遇大套砂礫巖，抗壓實強度高達227.7 MPa，太古界潛山為致密花崗片麻巖，抗壓實強度高達276 MPa，可鉆性極差。渤海油田中部儲層巖石研磨性強，可鉆性差是導致平均機械鉆速和鉆井效率低的關鍵原因，同時鉆井過程中復雜事故頻發(fā)，作業(yè)時效低。對2010年以后中深層井鉆井效率進行分析，10口井平均井深4 094 m，平均鉆井工期64.5 d，平均生產(chǎn)時效71%，其中BZ13-1-A3井非生產(chǎn)時間高達2 462 h，生產(chǎn)時效僅為46%。因此，鉆井提速和提高作業(yè)時效是渤海中深層鉆井亟需攻克的關鍵難題。

3.3 井壁失穩(wěn)現(xiàn)象突出

從整個渤中區(qū)域前期鉆井實踐來看，井壁失穩(wěn)現(xiàn)象頻發(fā)，造成工期較長，非生產(chǎn)時間占比較高，井壁失穩(wěn)主要表現(xiàn)為井壁坍塌、頻繁憋壓、阻卡、井漏、溢流，其中井壁坍塌比例達63%。上部井段坍塌主要由于軟泥巖較為發(fā)育，其復雜情況主要是劃眼/倒劃眼頻繁，井徑擴大現(xiàn)象較明顯。中深層巖性復雜，廣泛存在硬脆性泥頁巖，部分發(fā)育火成巖，此類地層存在裂縫、微裂縫，鉆井液侵蝕后出現(xiàn)井壁坍塌，返出較多碎屑及掉塊，導致嚴重阻卡現(xiàn)象頻繁發(fā)生。此外，深部地層壓力體系復雜，部分區(qū)塊高壓分布廣泛，起壓快，壓力臺階多，過渡帶不明顯；高壓井井壁失穩(wěn)主要是發(fā)生在泥頁巖、火成巖和砂礫巖層段的坍塌［18，20-21］。

3.4 儲層保護難度大

渤海中深部儲層多屬于中低孔滲和裂縫型儲層，太古界潛山儲層裂縫發(fā)育，同時區(qū)塊斷層異常發(fā)育，平均每口井鉆遇2.5個斷層，BZ19-6-2井鉆探過程中曾發(fā)生過失返性漏失，儲層傷害機理比較復雜，傷害類型多，儲層保護難度較大。此外，中深部儲層鉆井液密度高、浸泡時間長，易造成水鎖性傷害，增加油氣返排阻力，返排困難［22-23］。

3.5 井筒安全風險和井控風險高

該區(qū)域儲層埋藏深，井底溫度高，對鉆井液材料、井下及井口設備、工具、儀器的密封件的耐溫等級要求高［15-16］。同時，對渤中19-6區(qū)塊已鉆井測壓數(shù)據(jù)進行分析，在古近系均發(fā)育異常高壓儲層，高壓的存在對該區(qū)鉆井井控措施和鉆井裝備要求更高。另外，中深部儲層流體含有CO2和SO2等腐蝕氣體，要求井下工具及鉆井裝備具備耐腐蝕性能，使得中深部儲層面臨的井筒安全風險和井控風險更高。

4 中深層鉆完井關鍵技術

基于以上技術難點，經(jīng)過“十二五”、“十三五”期間的技術攻關，形成了一套適合渤海中深層天然氣田勘探開發(fā)的鉆完井關鍵技術體系［11，14，24-29］。

4.1 地質工程一體化快速評價技術

為了解決就位困難區(qū)域鉆探難題，結合地質油藏目的、技術可行性、經(jīng)濟性等因素，地質工程緊密結合，優(yōu)化各井段資料錄取項目，減少工程裸眼暴露時間，實現(xiàn)了低成本勘探目的。針對潛山界面卡層深度預測誤差大、巖性預測誤差大、鉆井巖屑辨識難等難點，結合現(xiàn)場作業(yè)經(jīng)驗，形成了鉆、錄、巖、流四位一體深層潛山卡層技術：通過鉆井參數(shù)法（鉆）、元素衍射組合技術（錄）及時判斷巖石可鉆性、巖性界面；通過元素衍射組合技術、薄片鑒定及特征礦物指征法綜合判斷巖性界面的準確性；通過流體相指征差異法（三維熒光、氣測參數(shù)分析等）輔助判斷潛山界面。鉆前，油藏地質專業(yè)在實現(xiàn)自身專業(yè)評價目的基礎上，對鉆完井專業(yè)進行淺層氣、井漏等復雜情況風險提示，鉆完井專業(yè)合理優(yōu)化設計井身結構，規(guī)避復雜地層情況，同時做好鉆前風險應對預案和準備。鉆井過程中，鉆完井專業(yè)在保證鉆井作業(yè)安全、高效的同時，協(xié)助油藏地質專業(yè)進行資料錄取等作業(yè)，實現(xiàn)地質油藏專業(yè)快速評價的目的。

4.2 井身結構優(yōu)化與安全控制技術

渤海中深層天然氣田鉆探初期一直沿用中海油常用的深井六開制井身結構，使得井身結構冗余，嚴重制約了鉆探的提速提效。在充分分析隔水導管入泥及支撐能力等因素基礎上，結合已鉆探井經(jīng)驗，基于地震速度場采用Eaton法進行超壓預測，結合三壓力剖面、井控、固井當量、提速等因素優(yōu)化井身結構設計，調整各層套管下深，封固復雜地層，降低作業(yè)難度，提高作業(yè)時效［16-17］。使用?609.6 mm隔水導管代替?762 mm隔水導管+?508 mm表層套管組合，將六開井身結構優(yōu)化至五開；將原先的?444.5 mm井眼優(yōu)化為?406.4 mm井眼，并同時優(yōu)化該井眼中完深度，不鉆塑性泥巖層，減少了單位進尺的破巖能量，提高了鉆井效率，優(yōu)化前和優(yōu)化后的井身結構見圖1所示。

圖1 渤中19-6區(qū)塊井身結構持續(xù)優(yōu)化過程Fig.1 Sustained optimization process of casing program of BZ19-6 Block

實鉆過程中，采用Prevue結合EDrilling系統(tǒng)對所鉆地層進行實時壓力監(jiān)測。鉆后，根據(jù)測井數(shù)據(jù)對真實地層壓力系數(shù)進行反演，用以指導后續(xù)井鉆井作業(yè)。因此，通過技術攻關形成了一套鉆前預測、鉆中修正、鉆后回歸的地質卡層與壓力評價技術體系，實現(xiàn)了異常壓力地層的精準識別，保證了鉆井設計和施工作業(yè)的安全。

4.3 中深層鉆井提速關鍵技術

為解決中深層地層可鉆性差、機械鉆速低的難題，將已鉆井地層巖石力學參數(shù)與鉆井參數(shù)、鉆頭磨損、地層巖性等因素相結合，通過鉆頭優(yōu)化選型、針對不同地層采用配套鉆井提速工具，優(yōu)化鉆井參數(shù)控制和現(xiàn)場作業(yè)管理，形成了一套與地層特性相匹配的鉆井提速工藝技術體系［24-26］，鉆井提速獲得重大突破，砂礫巖地層機械鉆速提高114%，潛山地層機械鉆速提高142%、單只鉆頭進尺增加139%。

鉆頭優(yōu)化選型方面，針對太古界潛山花崗片麻巖，創(chuàng)新了PDC鉆頭針對性設計，選用抗沖擊性更強的忍者齒，在不減少鉆頭攻擊性的情況下，增加鉆頭整體抗沖擊性。同時，針對上部?406.4 mm井段明化鎮(zhèn)地層特點，采用強攻擊性鉆頭配合3.4頭?285.75 mm大馬達鉆進、海水膨潤土漿深鉆、優(yōu)化鉆井參數(shù)等措施，機械鉆速提高至57.79 m/h，機械鉆速提高80%。配套鉆井提速工藝方面，針對明化鎮(zhèn)下段綠灰色泥巖夾薄層砂巖和東二段大套泥巖與細砂巖互層地層，采用PV VOTEX工具提速［24-25］，在保證井斜解放鉆壓至120 kN，平均機械鉆速提高57%。針對東三段、沙河街組（薄層）及厚層孔店組砂礫巖鉆井提速，采用復合沖擊器或扭沖工具提速，使用抗研磨新型鉆頭，優(yōu)化組合和參數(shù)，砂礫巖平均機械鉆速提高114%。根據(jù)鉆機作業(yè)能力，優(yōu)化鉆井參數(shù)，最大化利用設備，也是提速的關鍵。

4.4 鉆井液及油氣層保護技術

該區(qū)域潛山屬于裂縫性花崗巖凝析氣層，屬于低孔低滲儲層，易漏失，氣層易受到水鎖性傷害，造成返排壓力增加。針對潛山裂縫性氣層，采用抗高溫低密度無固相鉆井液HSD體系［27-28］，有機鹽/無機鹽復合加重，不引入其他固相，在鉆井液/測試液中都加入0.5%防水鎖劑PF-SATRO-1，預防作業(yè)過程中的水鎖性傷害。開鉆前，清洗所有循環(huán)系統(tǒng)，保證開鉆鉆井液的清潔，合理利用固控設備控制鉆井液中固相，防止有害固相污染油氣層。潛山鉆進中，在發(fā)生輕微漏失的情況下，使用可酸溶的封堵材料PF-HTC進行堵漏作業(yè)。此外，針對上部沙河街地層加強封堵提高鉆井液承壓能力，減少高壓差下鉆井液濾液的侵入深度，在體系中加入增強劑PF-STRH以提高井壁承壓能力。同時進行中途測試，減少潛山上部油氣層的暴露時間，降低上部油氣層受污染概率。

4.5 深層潛山裸眼中途測試技術

渤中19-6構造儲層埋藏深，地層溫度高，對測試工具耐溫性和測試液穩(wěn)定性的要求高，同時潛山微裂縫發(fā)育，儲層保護難度大，地層流體性質復雜，含有毒有害氣體。針對深層潛山測試難題，通過優(yōu)化管柱結構，簡化非目的層地質資料錄取，加強潛山裂縫性儲層保護，優(yōu)化低滲儲層射孔工藝，形成了一套“坐套測裸”潛山裸眼測試技術，即在測試中采用全通徑壓控測試閥，封隔器坐封于套管內，對整個裸眼段進行測試，解決了常規(guī)潛山測試工藝存在的一些問題和不足。該套測試工藝的應用將測試周期縮短59%，生產(chǎn)時效提高100%［11，29］。

為了防止測試過程中管柱卡阻的發(fā)生，通過優(yōu)化測試液體系，采用無固相鉆井液體系，在封隔器坐封后，替入10 m3新配置鉆井液至封隔器坐封位置以上；同時，在測試管柱方面，采用APR工具坐套測裸，可實現(xiàn)多次開關井、管柱試壓、替測試液墊，且管柱不進入裸眼段，避免了潛山花崗巖地層因出砂導致的測試管柱遇卡。為了最大限度降低激動壓力的影響，在誘噴工藝方面，采用0.86 g/cm3柴油灌至井口，管柱不掏空；同時，開關井制度采用兩開兩關井制度，開井時用油嘴控制井口壓力，緩慢調整。另外，反洗井方面，先反洗出油氣后繼續(xù)大排量反洗井不少于2個管柱容積，且期間不停泵，保證管柱中雜質不進入環(huán)空。經(jīng)過不斷改進，測試工藝日趨成熟，形成了一套成熟的坐套測裸的管理模式，建立了現(xiàn)場太古界潛山的現(xiàn)場精細化作業(yè)管理流程。

5 技術發(fā)展方向

隨著渤海中深層天然氣田勘探領域的拓展，呈現(xiàn)出新的特點和挑戰(zhàn)，如面臨儲層埋藏更深、地質環(huán)境更為復雜、地層溫度壓力更高、壓力窗口變窄等地質條件，作業(yè)難度更大，安全環(huán)保風險更高。總體而言，未來渤海中深層天然氣開發(fā)鉆完井技術發(fā)展方向主要有以下幾個方面。

（1）隨著渤海中深層天然氣勘探的逐步深入，鉆井深度逐漸增加，必然會面臨更高溫度和壓力的考驗。針對未來溫度和壓力等級更高的井，作業(yè)難度快速上升，亟需進一步從井身結構設計、套管選材、井控能力、安全控制、應急救援等方面開展系統(tǒng)研究，做好技術儲備，在保證安全高效鉆井的同時，降低勘探開發(fā)綜合成本。

（2）中深部地層井壁穩(wěn)定仍然是研究的重點，渤海中深部儲層會鉆遇硬脆性泥頁巖、部分鉆遇火成巖和砂礫巖，常規(guī)井壁穩(wěn)定分析方法已不滿足深部儲層坍塌壓力、破裂壓力的預測需求。未來應以中深部易坍塌地層為研究對象，通過易坍塌地層巖石理化性質及應力-化學-滲流耦合作用機理研究，建立井壁穩(wěn)定分析模型，揭示井壁失穩(wěn)機理，建立一套可以合理計算的安全鉆井液密度窗口，精確預測安全鉆井周期系統(tǒng)的井壁穩(wěn)定預測方法，為現(xiàn)場制定相應的工程對策提供技術支撐。

（3）根據(jù)目前中深部地層研磨性強、可鉆性差、平均機械鉆速偏低、鉆井效率偏低的情況，結合渤中沙河街泥巖、硬質砂礫巖、潛山花崗巖地層特性及可鉆性特點，研究提高對應地層破巖效率的新型鉆頭設計思路，基于深井鉆具受力模擬優(yōu)化鉆具結構，進一步攻關提速工藝及應對措施。結合鉆具結構受力分析，開展軌道設計優(yōu)化、鉆井參數(shù)敏感性等研究，提高機械鉆速，減少鉆具疲勞。

（4）太古界潛山地層主要由砂巖、碳酸鹽巖等組成，承壓能力較低，鉆井過程中經(jīng)常發(fā)生井漏問題，影響作業(yè)安全和進度。壓力控制鉆井（MDP）是保障潛山地層安全鉆井的一項關鍵技術［30-31］，在渤海中深層天然氣田潛山地層鉆井的適用性高。利用控制壓力鉆井技術鉆開潛山地層儲層，可以提高油氣產(chǎn)量，減少復雜情況和事故的發(fā)生，縮短作業(yè)時間，降低作業(yè)風險。

（5）鉆完井液方面，未來更強調高密度、抗高溫、無固相的鉆完井液體系的研究，進一步提高體系的抗溫性能和儲層保護性能?；谀壳皣覍︺@完井液“零排放”的要求，環(huán)保型仿油基鉆井液體系是未來攻關研究方向。同時，由于渤海中深部儲層鉆井液密度高，儲層浸泡時間長，易造成水鎖性傷害，因此中深層防水鎖降壓助排儲層保護技術亟需攻關。

（6）隨著未來面臨的地質條件和溫壓條件更為嚴苛，完井測試工具和防噴器、阻流管匯及控制系統(tǒng)壓力等級應做相應的提升，在安全控制方面更強調系統(tǒng)性、全局性。同時，隨著作業(yè)風險的增加和事故后果的嚴重，需要發(fā)展成熟的應急救援技術和海上應急救援快速反應裝備。

（7）中深井作業(yè)難度大，工期長，費用高，為了節(jié)約開支，保持效益最大化，保留探井轉生產(chǎn)井是未來的發(fā)展方向。如何再利用已經(jīng)棄置的井恢復生產(chǎn)是海上油田一大難題，必須通過技術創(chuàng)新，突破難題。

6 結論

渤海淺層勘探歷經(jīng)50年，獲得了一批大中型油田，但隨著勘探程度的增加，勘探難度越來越大，渤海深層勘探勢必成為渤海未來重要的儲量增長領域。渤海中深層勘探歷經(jīng)10余年的發(fā)展，通過不斷的科研攻關和鉆井實踐經(jīng)驗的積累，成功發(fā)現(xiàn)渤中凹陷凝析氣田，是渤海灣乃至我國東部迄今發(fā)現(xiàn)最大的中深層天然氣田，開發(fā)潛力巨大。面對中深層天然氣田的鉆探難題與挑戰(zhàn)，通過技術和管理創(chuàng)新，持續(xù)開展井身結構優(yōu)化、工藝技術創(chuàng)新、工具優(yōu)選改型、鉆井參數(shù)精算，實施精準鉆井，實行項目精細化管理，形成了一套中深層安全、環(huán)保、高效鉆完井關鍵技術體系和項目管理經(jīng)驗，最終實現(xiàn)了渤中19-6深層鉆探提速提效的重大突破。然而，隨著渤海中深層天然氣田勘探領域的拓展，勢必將面臨更多挑戰(zhàn)，現(xiàn)有技術水平亟待升級完善。面對未來嚴峻的鉆探形勢，應進一步加強中深層鉆完井技術攻關，研發(fā)適應更復雜條件下的設備、材料和新工藝技術，完善海上應急救援體系，保障中深層鉆井作業(yè)安全，降低勘探開發(fā)成本，提高勘探開發(fā)效果。