張海山， 宮吉澤

(中海石油〈中國〉有限公司上海分公司，上海 200335)

東海盆地位于中國東部海域，屬大陸邊緣斷陷-坳陷盆地，是重要的油氣勘探領(lǐng)域[1]。近年來，東海盆地西湖凹陷勘探發(fā)現(xiàn)了大量致密油氣儲層，且儲量呈逐年增長的勢頭[2]，初步估算該地區(qū)致密油氣儲量占目前已發(fā)現(xiàn)油氣儲量的70%左右[3]。致密儲層主要埋藏在3500 m以下的深層[4]。“十二五”期間，東海鉆井平均井深為4652 m，最深達(dá)6370 m，已步入深井、超深井行列，并有多口大斜度井、大位移井、水平井等，而面臨的地層埋藏深、壓力體系復(fù)雜、地層可鉆性差、裸眼段長、井斜大等一系列難題，影響著東海致密儲層的勘探開發(fā)，迫切需要開發(fā)和應(yīng)用新型鉆井技術(shù)。2012年以來，通過應(yīng)用復(fù)雜地層井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、高效抗摩減阻劑、動力導(dǎo)向和復(fù)合沖擊提速技術(shù)、井口回注固井技術(shù)和隨鉆聲波固井質(zhì)量評價技術(shù)等，解決了上述難題，安全、快速的完成了45口深井、3口超深井的作業(yè)，取得了良好的應(yīng)用效果。

1 深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

東海常規(guī)深井探井井身結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要特點(diǎn)是利用下至600 m左右的?508.0 mm表層套管封固不穩(wěn)定地層并建立井口，提供充足的井控能力。?339.7 mm技術(shù)套管盡量下深至2400 m，降低?311.15 mm井眼作業(yè)難度，?244.5 mm技術(shù)套管下入深度4000 m，以確保?177.80 mm生產(chǎn)套管下至5000 m以深[5]。

圖1 東海深井井身結(jié)構(gòu)Fig.1 The deep well casing program in the East China Sea

常規(guī)井身結(jié)構(gòu)雖然較好地解決了東海高溫高壓、壓力體系復(fù)雜等問題，但作業(yè)效率低，費(fèi)用較高。隨著作業(yè)經(jīng)驗(yàn)積累、技術(shù)進(jìn)步，對此井身結(jié)構(gòu)進(jìn)行了進(jìn)一步優(yōu)化，省去?508 mm套管，并增加?244.5 mm技術(shù)套管下入深度至2500 m，使完鉆井深達(dá)到5000.00 m以深(見圖2)。此次優(yōu)化主要基于以下技術(shù)進(jìn)步：

(1)?444.50 mm井段的快速鉆進(jìn)：使用小彎角、高扭矩馬達(dá)配套新型PDC鉆頭復(fù)合鉆進(jìn)，采用海水鉆進(jìn)并輔以稠膨潤土漿攜砂，可在2 d內(nèi)快速鉆完含礫及軟硬交錯的地層，在地層坍塌前下入?339.7 mm套管封固該井段，為?311.15 mm井段鉆進(jìn)打好基礎(chǔ)。該技術(shù)同時可降低鉆井液費(fèi)用。

(2)鉆井液體系優(yōu)化改進(jìn)：東海地區(qū)薄煤層廣泛分布，節(jié)理微裂縫發(fā)育，膠結(jié)疏松，脆性大，同時與砂巖、泥頁巖以不等厚互層存在，通過對東海下部井段井壁失穩(wěn)機(jī)理分析，研發(fā)并優(yōu)化了低自由水鉆井液體系，能有效提高井壁穩(wěn)定性及起下鉆效率[6-8]。

圖2 東海深井井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化Fig.2 The deep well casing program optimization in the East China Sea

通過井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化，單井可節(jié)省?660.4 mm井眼作業(yè)時間38.5 h，節(jié)省作業(yè)費(fèi)用約280萬元。

2 高效抗摩減阻劑

在大斜度井及大位移井鉆井過程中，鉆柱摩阻過大，常常導(dǎo)致送鉆困難、頂驅(qū)能力超限、鉆柱和套管磨損嚴(yán)重等復(fù)雜情況, 給鉆井作業(yè)帶來很大困難。向鉆井液中添加優(yōu)質(zhì)潤滑劑降低井下摩阻，是預(yù)防和解決鉆井安全問題的主要技術(shù)手段之一[9-10]。東海西湖地區(qū)優(yōu)選使用高效抗摩減阻劑ARDR LUBE-100，在飽和鹽水無固相鉆井液中磨損速率降低300倍左右(見表1)，從室內(nèi)對ARDR LUBE-100與常用液體潤滑材料在基漿中進(jìn)行的潤滑性能對比實(shí)驗(yàn)來看，其潤滑性能更是優(yōu)于廣泛使用的液體抗摩減阻劑LUBE167和LUBE776，與其它固體高效抗摩減阻劑Steel Lube EP和Starglide潤滑性能基本相當(dāng)，潤滑性能良好(見表2)。

表1 ARDR LUBE-100在飽和鹽水無固相鉆井液中不同加量下的磨損速率Table 1 Wear rate of ARDR LUBE-100 in saturated salt water solid-free drilling

表2 不同抗摩減阻劑的潤滑性能對比Table 2 Comparison of lubrication properties of different wear-resistant and drag reduction agents

某水平井井深5466 m，儲層使用無固相鉆井液，在鉆至5172 m時扭矩在51～53 kN·m，裸眼上提懸重為2450 kN，套管內(nèi)上提懸重2350 kN ，加入1%左右的ARDR LUBE-100高效抗摩減阻劑循環(huán)一周后，扭矩降至在45～47 kN·m，裸眼上提懸重為2000 kN，套管內(nèi)上提懸重1910 kN，扭矩降低11%，裸眼內(nèi)摩阻降低34%，套管內(nèi)降低37%，減阻效果明顯，且對鉆井液性能影響很小。

3 動力導(dǎo)向和復(fù)合沖擊提速技術(shù)

3.1 導(dǎo)向鉆井井下動力提速技術(shù)

東海西湖地區(qū)深部致密儲層可鉆性差、裸眼段長，鉆具的摩阻消耗了大部分頂驅(qū)輸出的能量，導(dǎo)致傳送到鉆頭的能量不足，破巖效果不理想，井眼軌跡調(diào)整困難，由此，優(yōu)選并試用Vortex動力導(dǎo)向鉆井技術(shù)，很好地解決了井下動力不足的問題，提速效果顯著。

Vortex動力導(dǎo)向工具是將旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)和等壁厚、耐高溫、高扭矩井下動力總成進(jìn)行整合，其中的動力總成是一種功率大、可靠性高的直螺桿鉆具，為鉆頭提供額外的轉(zhuǎn)速和能量，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具則用于井眼軌跡控制[11-12]。

某開發(fā)井開發(fā)層位埋深在垂深3800 m左右，鄰井資料分析該地層抗壓強(qiáng)度增高，研磨性強(qiáng)，使用常規(guī)的Xceed旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具機(jī)械鉆速偏低，更換Vortex動力導(dǎo)向鉆具后，機(jī)械鉆速明顯提高，提速1倍以上(見表3)。

表3 Vortex動力導(dǎo)向鉆具和Xceed旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具對比Table 3 Vortex power steering drilling tool and Xceed rotary steering drilling drilling tool

3.2 復(fù)合沖擊提速技術(shù)

PDC鉆頭在鉆硬地層時破巖效率低，鉆頭粘滑現(xiàn)象明顯，嚴(yán)重降低了機(jī)械鉆速和鉆頭的使用壽命[13-14]。東海西湖地區(qū)使用扭力沖擊提速工具，效果明顯[15]。為進(jìn)一步提高鉆井速度，縮短作業(yè)周期，降低鉆井費(fèi)用，試驗(yàn)應(yīng)用了新型復(fù)合沖擊提速工具，取得了良好的提速效果。該提速工具安裝在PDC鉆頭上部，可同時向PDC鉆頭施加高頻低幅的單向軸向沖擊和往復(fù)的扭轉(zhuǎn)沖擊，使鉆頭具有三維“立體破巖效果”，彌補(bǔ)了旋沖鉆井和扭沖鉆井技術(shù)的不足[16]。

H-2井?311.15 mm井段(2160～4039.76 m)總進(jìn)尺2079.79 m，共用6趟鉆完成該井段的作業(yè)，其中在第三趟鉆和第六趟鉆使用了復(fù)合沖擊提速工具，加放于XCEED(旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向)與PDC鉆頭之間，具體鉆具組合為：?311.15 mmPDC鉆頭+?203.20 mm復(fù)合沖擊器+?228.60 mmXCEED +?209.55 mm隨鉆電阻率+?209.55 mm隨鉆測量+?203.20 mm無磁鉆鋌 +?203.20 mm 濾網(wǎng)短節(jié)+?203.20 mm震擊器+變扣+?139.7 mm加重鉆桿×14。

表4 H-2井?311.15 mm井段不同鉆具組合機(jī)械鉆速Table 4 Drilling rate of different BHA in 311.15mm diameter well section of the well H-2

從表4可以看出，在鉆頭保護(hù)方面：第一趟鉆使用馬達(dá)鉆進(jìn)，PDC鉆頭在高轉(zhuǎn)速下磨損嚴(yán)重，第三趟和第六趟鉆使用復(fù)合沖擊提速工具，起出鉆頭內(nèi)外排齒磨損較第四趟和第五趟均小，因此該工具對保護(hù)鉆頭方面有明顯的效果。機(jī)械鉆速方面：第三趟鉆使用復(fù)合沖擊提速工具，平均機(jī)械鉆速12.59 m/h，較第二趟鉆提速200%，后期由于旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具故障被迫起鉆，起鉆前機(jī)械鉆速仍有10～20 m/h；第五趟鉆平均機(jī)械鉆速僅2.27 m/h，尤其是后期鉆遇灰質(zhì)含量較高的地層時，鉆速僅0～1 m/h； 第六趟鉆再次使用復(fù)合沖擊器，剛?cè)刖畷r就獲得了較高的機(jī)械鉆速，并成功鉆進(jìn)至中完井深，平均機(jī)械鉆速高達(dá)7.80 m/h，較第五趟鉆及第四趟鉆分別提速344%和133%。降低粘滑方面：由表5可知，第三趟、第六趟與第四趟、第五趟，STICK值降低近550%～1300%。在減少鉆頭卡滑和鉆柱的扭轉(zhuǎn)震蕩方面效果顯著。

表5 ?311.15 mm井段各趟鉆鉆進(jìn)期間STICK值統(tǒng)計Table 5 STICK value of 311.15mm diameter well section drilling

4 井口回注固井技術(shù)

4.1 井口回注固井技術(shù)概述

海上對于?244.48 mm套管固井作業(yè)，一般采用單級全封或雙封[17]固井方式，但由于東海深井?311.15 mm裸眼段較長(2000～2500 m)，造成這2種固井方式限制較多。若采用常規(guī)的單級全封固井方式，則井底當(dāng)量密度較大，易發(fā)生漏失；若采用單級雙封固井方式，因環(huán)空附加量無法精準(zhǔn)確定，水泥返高位置不易把控，加之裸眼段過長，首漿在固井過程中混漿嚴(yán)重，達(dá)不到封固強(qiáng)度要求。為解決上述難題，設(shè)計了井口回注固井技術(shù)，即先單級固井封固油氣層，候凝結(jié)束后再進(jìn)行環(huán)空擠注水泥，精確封固上部套管重疊段和環(huán)空裸眼段，滿足了作業(yè)安全和生產(chǎn)要求，確保了井筒完整性?；刈⑹┕すに嚍椋核酀{配方化驗(yàn)、擠注水泥漿量設(shè)計、試擠、固井管線通水試壓、按設(shè)計擠入水泥、頂替、憋壓候凝。

井口回注技術(shù)有4個關(guān)鍵條件：

(1)通過分析，東海淺部地層易漏失，無竄漏至泥面風(fēng)險，在不擠毀套管的前提下可將水泥漿擠入地層。

(2)合理設(shè)計單級固井方案，通過使用聚合物防氣竄水泥漿體系、合理的壓穩(wěn)設(shè)計，確保單級固井有效壓穩(wěn)深部油氣層，不發(fā)生氣竄。

(3)綜合考慮上層套管抗內(nèi)壓，?244.48 mm套管抗外擠壓力，擠注結(jié)束后套管內(nèi)外壓差、地漏實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)等，并考慮70%的套管額定強(qiáng)度，確定環(huán)空擠注壓力。

(4)通過使用合理的排量、套管頭雙翼閥同時擠注、合理加放套管扶正器確保居中、憋壓候凝24 h防止上竄等措施，防止環(huán)空擠注水泥單邊固井，確保固井質(zhì)量。

4.2 技術(shù)套管井口回注固井技術(shù)應(yīng)用效果

H-1井井深4653 m，?244.48 mm套管下深3558.75 m，?339.73 mm套管下深1506.00 m，?311.15 mm裸眼段長達(dá)2057.32 m，采用井口回注固井技術(shù)進(jìn)行施工，后期對?244.48 mm套管單級固井封固段和環(huán)空擠注水泥段進(jìn)行CBL 固井質(zhì)量測井，結(jié)果顯示單級固井段評價為優(yōu)(見圖3)；環(huán)空擠注水泥漿段，?339.73 mm套管鞋以上250 m 總體上聲波幅度在30% 左右，說明第一界面與水泥膠結(jié)良好，通過套管頭翼閥對兩層套管環(huán)空進(jìn)行試壓，低壓2.1 MPa/5 min、高壓10.3 MPa/15 min 試壓合格，水泥封固良好(見圖4)。

5 隨鉆聲波固井質(zhì)量評價技術(shù)

5.1 隨鉆聲波測固井質(zhì)量基本原理

固井質(zhì)量的好壞直接影響油氣田的開發(fā)效果，大斜度及水平井的固井質(zhì)量對測井提出了更大的挑戰(zhàn)，常規(guī)評價方法采用聲幅測井(CBL)[18]，測井儀器送入方式有爬行器和鉆桿傳輸，而這2種方式風(fēng)險較高，有較多缺點(diǎn)。為解決以上難題，在國內(nèi)首次應(yīng)用了斯侖貝謝的隨鉆聲波測井儀(SonicScope)進(jìn)行大位移井的固井質(zhì)量評價，取得了良好的應(yīng)用效果。

該技術(shù)基本原理是：傳統(tǒng)的電纜測量固井質(zhì)量主要是通過套管聲幅值的大小來確定水泥固井質(zhì)量[19]，通過對隨鉆聲波測量首波聲幅值進(jìn)行分析處理，一定范圍內(nèi)也可以反映固井質(zhì)量情況。但是由于隨鉆測井儀器的鉆鋌設(shè)計，聲波在鉆具中的傳播會與在套管中的傳播相混合，鉆具直達(dá)波的存在會限制隨鉆聲波在固井質(zhì)量評價中的應(yīng)用范圍，尤其是在固井質(zhì)量較好的情況下。在此情況下，采用基于聲幅衰減的固井質(zhì)量評價方法。通過計算聲波幅度在接收器陣列內(nèi)的衰減，確定套管波的視衰減速率。然后將視衰減速率基于相關(guān)的數(shù)學(xué)模型(同時考慮套管中的衰減和鉆具中的衰減)轉(zhuǎn)化成膠結(jié)指數(shù)[20]，最終形成在固井質(zhì)量較差情況下采用聲幅方法、在固井質(zhì)量較好的情況下使用聲幅衰減的綜合評價方法(QBI)。

圖3 H-1井?244.48 mm套管單級固井封固質(zhì)量Fig.3 Single-stage cementing quality of ?244.48mm casing in the well H-1

圖4 H-1井環(huán)空擠水泥后?339.73 mm管鞋處的固井質(zhì)量Fig.4 Cementing quality of ?339.73mm casing shoe after annular cement squeezing in the well H-1

5.2 應(yīng)用效果

P-1井為一口大位移井，井深6866 m，水平位移5350 m，水垂比1.70，井斜角最高71°，?244.48 mm套管下至7000 m，?177.8 mm套管下至6866 m。采用隨鉆聲波測井技術(shù)進(jìn)行固井質(zhì)量檢測，結(jié)果顯示總體數(shù)據(jù)采集質(zhì)量良好，信噪比較高，基于SonicScope QBI的固井質(zhì)量評價成果見圖5，該井順利實(shí)施了4個氣層的射孔作業(yè)。

6 結(jié)論

(1)基于?444.5 mm井段快速鉆進(jìn)，鉆井液體系優(yōu)化改進(jìn)等技術(shù)進(jìn)步，優(yōu)化了常規(guī)深井井身結(jié)構(gòu)由五開簡化至四開，在滿足作業(yè)安全的情況下，節(jié)省了?660.40 mm井段作業(yè)時間和?508.00 mm套管材料及固井費(fèi)用，縮短了作業(yè)周期，降低了作業(yè)成本。

圖5 P-1井SonicScope QBI固井質(zhì)量評價成果圖Fig.5 Cementing quality evaluation of SonicScope QBI in the well P-1

(2)使用新型抗摩減阻劑，大幅降低了大斜度井及大位移井作業(yè)過程中的摩阻，有效地保護(hù)了套管，確保了深井、超深井等高難度鉆井作業(yè)的成功實(shí)施。

(3)新型Vortex動力導(dǎo)向工具和復(fù)合沖擊提速工具配合，在精確控制井眼軌跡的前提下，機(jī)械鉆速明顯提高，并保護(hù)了鉆頭、延長了鉆頭使用壽命，減少了起下鉆時間，縮短了鉆井周期。

(4)針對長裸眼井段常規(guī)單級雙封和全封固井的局限性，設(shè)計并實(shí)施了技術(shù)套管井口回注固井工藝，滿足了標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范要求，有效地封固了套管環(huán)空，防止了油氣泄漏。

(5)國內(nèi)首次使用隨鉆聲波測大斜度井固井質(zhì)量，克服了爬行器和鉆桿傳輸2種方式的難題，使用綜合評價方法(QBI)定量評價了P-1井固井質(zhì)量，為后續(xù)射孔作業(yè)提供了可靠的實(shí)施依據(jù)。