劉彪 潘麗娟 王圣明 李小愛 李雙貴

1.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院；2.中國石油油田技術服務有限公司；3.中國石化西北油田分公司概預算中心

塔里木盆地地質構造特殊且復雜，其中順北油氣田埋深普遍大于8 000 m，于2019年2月25日完鉆的順北鷹1井完鉆井深 8 588 m，超越了2月14日完鉆的順北 5-5H 井 (完鉆井深 8 520 m)，刷新了亞洲陸上鉆井最深紀錄［1］。順北油氣田位于塔里木盆地順托果勒低隆起北緣，自上而下鉆遇層位多、巖性差異大，具有特殊地層發(fā)育、壓力系統(tǒng)復雜等特點，鉆井過程中普遍存在漏失、坍塌等復雜。針對上述地質環(huán)境和鉆井工程難點，研究優(yōu)化了井身結構，形成了順北油氣田井身結構系列。論述了順北油氣田井身結構的持續(xù)研究與演化過程，并重點闡述了鉆井、完井、開發(fā)一體化設計理念，為類似區(qū)塊高效鉆井提供了借鑒。

1 地質特征

(1)儲層埋藏深，地層層序多。埋深 7 400～8 600 m，地層層序基本一致，采用drillworks軟件與地震聲波數(shù)據(jù)模擬計算順北油氣田區(qū)域地層壓力，見表1。

表1 區(qū)域地層壓力分布Table 1 Regional formation pressure distribution

(2)輝綠巖侵入體［2］。石炭系、志留系間斷發(fā)育侵入巖，埋深 5 000～6 500 m，厚度 10～50 m，坍塌壓力系數(shù)約 1.4；桑塔木組侵入巖，埋深 6 500～7 000 m，厚度 10～40 m，坍塌壓力高。

(3)高壓鹽水層、高壓氣層發(fā)育。順北一區(qū)部分區(qū)域桑塔木組發(fā)育高壓鹽水層壓力系數(shù)1.47；志留系高壓鹽水層壓力系數(shù)約1.36。順北三、四區(qū)部分區(qū)域石炭系、志留系高壓鹽水層壓力系數(shù)達1.96。順北二區(qū)目的層奧陶系鷹山組、蓬萊壩組高壓氣層孔隙壓力系數(shù)1.48，部分區(qū)域達1.86以上。

(4)二疊系與奧陶系地層壓力窗口窄［3］。二疊系火成巖屬硬脆性地層，微裂縫發(fā)育，易漏，下部石炭系、志留系砂泥巖地層泥巖易水化，坍塌應力大，二疊系與之合揭易塌易漏；奧陶系一間房組、鷹山組以及蓬萊壩組碳酸鹽巖、白云巖儲層非均質性強，裂縫、溶洞發(fā)育，易漏、易涌。

(5)志留系、奧陶系局部發(fā)育斷裂帶，為破碎性地層，越靠近斷裂帶坍塌、漏失越明顯。

2 超深井鉆井技術難題

順北油氣田一般套管程序：?339.7 mm套管+?244.5 mm套管+ ?177.8 mm尾管，鉆頭程序：?444.5 mm 鉆頭+?311.2 mm 鉆頭+?215.9 mm 鉆頭+?149.2 mm鉆頭，適用于地質特征簡單區(qū)域，可以滿足成熟工具、工藝以及采油等方面的要求，但是，隨著開發(fā)領域向深層與周邊擴展，局限性明顯，難點有以下方面：(1)地質特征簡單區(qū)塊，如順北一區(qū)非侵入體區(qū)域以及順北三區(qū)、四區(qū)非高壓鹽水層發(fā)育區(qū)域，采用上述井身結構滿足安全開發(fā)要求，但存在鉆井周期長、機械鉆速低的問題；(2)地質特征相對復雜區(qū)塊，如順北一區(qū)奧陶系桑塔木組侵入體發(fā)育區(qū)域，需對侵入體之上地層封隔，為滿足高效鉆井、地質資料錄取、完井測試要求，對井身結構進行了持續(xù)優(yōu)化。順北三、四區(qū)石炭系、志留系高壓鹽水層發(fā)育，需以高密度鉆井液鉆揭后，采用厚壁套管封隔；(3)地質特征復雜區(qū)塊，如順北二區(qū)奧陶系鷹山組、蓬萊壩組高壓氣層發(fā)育，考慮井控風險、鉆井安全以及效率，持續(xù)優(yōu)化了井身結構；此外，順北一區(qū)部分區(qū)域志留系地層斷裂帶發(fā)育，存在漏、塌同層，導致鉆井復雜，需重新設計井身結構。

3 超深井井身結構優(yōu)化設計

基于勘探開發(fā)區(qū)域擴大，隨著對地質特征的不斷認識、鉆井技術的不斷進步以及國產套管質量的不斷提高，順北油氣田井身結構得以不斷優(yōu)化，體現(xiàn)為3個方面：一是簡化井身結構；二是優(yōu)化井眼與套管尺寸；三是非常規(guī)井身結構設計。

3.1 簡化井身結構

3.1.1 奧陶系桑塔木組含火成巖侵入體

順北一區(qū)奧陶系桑塔木組含有火成巖侵入體，前期基于對侵入巖坍塌特性［3-4］的認識，為確保安全鉆井，不能將承壓能力低的志留系、泥盆系地層與易塌的侵入體合揭?？紤]安全成井，分析了3個必封點，分別是二疊系底界、奧陶系桑塔木組侵入體頂界、奧陶系一間房組頂界，設計了六級井身結構，見圖1(a)，將易漏的二疊系地層、易塌的志留系地層分別揭示，滿足了安全鉆井要求，但鉆井周期長達286 d。

圖1 含侵入體區(qū)域井身結構優(yōu)化Fig.1 Optimization of casing program in the area with intrusive body

隨勘探區(qū)域擴大，井數(shù)增多，六級井身結構鉆井周期長、費用高，為實現(xiàn)降本增效，將必封點數(shù)量由3個減少至2個，將二疊系易漏地層與志留系易塌地層合揭，設計四級井身結構，見圖1(b)。為確保該結構滿足安全鉆進，針對二疊系漏失，將提高地層承壓能力的作法由承壓堵漏［5］轉變?yōu)閺娀@井液隨鉆封堵，控制鉆井液密度1.24～1.25 g/cm3。同時選用3%超細碳酸鈣+2%乳化瀝青封堵劑［5］，其形成的濾餅滲透率低、封堵效果好。

針對古生界深部泥巖地層易塌問題，采用“抑制水化+物化封堵+應力支撐”三元協(xié)同對策［6］，優(yōu)選聚胺、有機硅醇等處理劑，并評價了氯化鉀和有機硅醇的協(xié)同作用，形成了適用于古生界地層的防漏防塌鉆井液體系，確保了鉆井液密度在1.35 g/cm3以內，滿足了井壁穩(wěn)定要求。

應用效果：優(yōu)化井身結構已應用于12口井，實現(xiàn)了安全鉆井目的，平均井深7 850 m，鉆井周期縮短125 d。二開機械鉆速相比鄰井提高33%～42%，鉆井周期縮短32～44.5 d，志留系地層井徑擴大率6.95%～11.5%，固井質量合格率達90%以上；三開井段以密度1.60 g/cm3的鉆井液揭示輝綠巖地層未出現(xiàn)明顯掉塊，平均井徑擴大率約11.5%，輝綠巖井段井徑擴大率16.7%，鉆井周期較鄰井縮短10.1～12.2 d。

3.1.2 奧陶系桑塔木組不含火成巖侵入體

針對不含侵入體區(qū)域，考慮地質特征與塔河油田區(qū)塊類似，沿用了成熟的四級井身結構，二開?244.5 mm套管封隔易漏的二疊系地層，三開?177.8 mm套管坐于奧陶系一間房組之上，見圖2(a)。后期考慮降本增效，嘗試將四級井身結構優(yōu)化為三級井身結構，考慮二疊系與志留系壓力系統(tǒng)接近，將二、三開合并為1個開次，借鑒侵入體區(qū)域的設計思想，采用隨鉆防漏防塌的鉆井方式，實現(xiàn)安全合揭二疊系易漏層與志留系易塌層，見圖2(b)。

圖2 無侵入體區(qū)域井身結構優(yōu)化Fig.2 Optimization of casing program in the area without intrusive body

應用效果：優(yōu)化結構應用于順北5井，完鉆井深 7 950 m，鉆井周期較四級結構縮短 57 d；長裸眼井段平均井徑擴大率18.2%；固井質量優(yōu)良率85%。

3.2 優(yōu)化井眼與套管尺寸

3.2.1 滿足現(xiàn)有定向儀器應用要求

隨著開發(fā)井深逐步增加，圖1b井身結構逐漸呈現(xiàn)兩個問題：一是國內現(xiàn)有MWD［7］儀器額定抗溫175 ℃，實鉆表明，該儀器實際工作溫度最高165 ℃，經(jīng)循環(huán)降溫能力［4］分析，?120.6 mm 井眼最大排量 10 L/s，循環(huán)降溫僅8 ℃，不滿足在井溫175 ℃環(huán)境下工作要求。二是井眼尺寸小，底部鉆具震動較大，探管加速度傳感器室內檢測［8］正弦掃頻10 g，穩(wěn)定可靠，而實鉆監(jiān)測儀器震動波動達30 g，可靠性難以保證。因此，必封點不變，將各開次井眼尺寸放大，完鉆井眼尺寸由120.65 mm擴大至143.9 mm，優(yōu)化井身結構，見圖1c。該結構有兩個優(yōu)勢：一是最大排量達 15 L/s，循環(huán)降溫大于15 ℃，滿足耐溫175 ℃儀器工作環(huán)境要求；二是尺寸擴大，底部鉆具震動明顯降低，井下震動波動最大15 g，降低了儀器損壞概率。

截至2019年1月底，已在6口井應用了新型井身結構，滿足了高溫定向要求，共應用24趟鉆，僅2趟鉆無信號，滿足了定向工具抗高溫要求，鉆井指標與優(yōu)化前基本相當，機械鉆速與鉆井周期見表2。

表2 含侵入體老四級與新四級鉆井指標對比Table 2 Drilling index comparison between the old four-stage casing program and the new four-stage casing program in the area with intrusive body

3.2.2 封隔古生界高壓鹽水層

順北油氣田三、四區(qū)，石炭系、志留系以及泥盆系間斷性發(fā)育高壓鹽水層，壓力系統(tǒng)見表1，最高地層壓力系數(shù)1.96，實鉆表明，二疊系之下地層承壓能力高，提高鉆井液密度可壓穩(wěn)高壓鹽水層，設計四級井身結構，見圖2(a)。不同點在于三開采用?177.8 mm+?184.2 mm套管封至奧陶系一間房組頂部。

該結構將高壓鹽水層上下500 m用?184.2 mm套管代替?177.8 mm套管，優(yōu)勢有兩點：一是最小環(huán)空間隙由8 mm增至10 mm，有利于提高固井質量；二是抗外擠強度由 120 MPa 增至 168 MPa，套管校核表明，高壓鹽水層產生的外擠力133 MPa，采用優(yōu)化后套管安全系數(shù)達1.26，性能參數(shù)見表3。

表3 高抗外擠強度套管參數(shù)Table 3 Parameters of the casing with high external collapse resistance

3.2.3 超高壓氣藏開發(fā)

奧陶系一間房組、鷹山組存在超高壓氣層，壓力差異大，系數(shù)有 1.48或 1.86，硫化氫含量 100～2 000 mg/L，非儲層地質環(huán)境相對簡單，設計了四級井身結構，見表4。井口套管受力分析表明，地層壓力系數(shù)取1.48、1.86，井口抗內壓載荷分別為 89.7、121.6 MPa。經(jīng)過調研、分析及研制，結合套管強度與經(jīng)濟性，優(yōu)選?206.4 mm、?219.6 mm 套管，分別滿足地層壓力對套管的抗內壓強度要求，安全系數(shù)分別為1.26、1.44，性能參數(shù)見表5。

表4 “干氣藏”井身結構設計Table 4 Casing program in the “dry gas reservoir”

表5 高抗內壓強度套管參數(shù)Table 5 Parameters of the casing with high internal pressure strength

3.3 非常規(guī)井身結構設計

隨著鉆井裝備組織到位以及鉆井技術的不斷提高，針對斷裂帶發(fā)育、超深層蓬萊壩組等地質復雜地層開展了超深井的實踐工作。

3.3.1 志留系斷裂帶

順北一區(qū)存在志留系斷裂帶，分布在井深6 700～6 800 m。實鉆表明，距離斷裂帶越近，密度高于1.40 g/cm3的鉆井液漏失越大，且極易出現(xiàn)漏塌同層，導致阻卡嚴重。前期共有3口井，采用圖2(a)四級井身結構，三開鉆遇志留系斷裂帶，處理阻卡、漏失，平均耗時248 d，最終1口井棄井，2口井三開被迫提前下入?177.8 mm 套管后，四開?149.2 mm井眼隨鉆擴孔為?165.1 mm井眼，見圖3(a)，平均鉆井周期達401 d，嚴重制約了勘探開發(fā)進程。

圖3(a)所示井身結構雖解決了志留系漏塌同層問題，但因古生界泥巖巖石強度高、軟硬交錯頻繁、可鉆性差，導致隨鉆擴孔螺桿扭矩小、機械鉆速低，平均機械鉆速為3.1 m/h，較常規(guī)鉆井低42%，鉆進周期較正常鉆進周期延長48 d。因此，二開用?273.1 mm 套管替代?244.5 mm 套管，用?193.7 mm套管替代?177.8 mm套管，見圖3(b)，從而實現(xiàn)了不需擴孔封隔志留系斷層的目的，該井身結構在順北一區(qū)志留系斷裂帶嘗試應用，未來單井鉆井周期可縮短 202 d。

3.3.2 奧陶系蓬萊壩組超深層

隨著勘探開發(fā)向奧陶系超深層拓展，面臨一間房組、鷹山組、蓬萊壩組3個儲層總長達1 500 m的問題，考慮奧陶系碳酸鹽巖、白云巖儲層非均質性強，存在無規(guī)律的裂縫、氣層、巖性轉變問題，導致漏失、坍塌風險大。為降低施工難度，優(yōu)化為兩個開次分別揭示儲層段，縮短裸眼長度。

因油井、氣井儲層壓力系數(shù)分別為1.20、1.48，考慮套管柱安全，需優(yōu)選套管封隔，強度校核計算表明，儲層之上套管承受的最大外擠力約53.84、102.7 MPa，結合套管串結構經(jīng)濟性與可靠性，針對油井優(yōu)選?177.8 mm+?244.5 mm+?250.8 mm 套管，抗外擠系數(shù)1.1；針對氣井優(yōu)選?193.7 mm氣密扣套管，抗外擠系數(shù)1.1，見圖4。

圖3 斷裂帶區(qū)域井身結構設計Fig.3 Casing program in the faulted zone

圖4 超深層井身結構設計Fig.4 Casing program in the ultradeep layer

(1)油井。設計?149.2 mm井眼完鉆的五級井身結構，見圖4(a)，主要特點：一是將?250.8 mm+?244.5 mm套管下至一間房組頂界；二是采用?177.8 mm尾管封隔一間房組、鷹山組。

應用2口井，其中順北鷹1井創(chuàng)造了十幾項陸上油田亞洲紀錄，如應用“PDC鉆頭+?286 mm螺桿+?279 mm鉆鋌”鉆具組合配套單扶鐘擺鉆具，將?444.5 mm 井眼深度由 3 200 m 增至 5 395 m；采用7 200 kN 卡盤將?339.7 mm、?244.5 mm+?250.8 mm套管分別下至 5 393、7 615 m，凈重達 5 450、5 800 kN，并完成了雙級固井，固井質量優(yōu)；在?215.9 mm井眼采用“混合鉆頭+1.75°彎螺桿”定向工藝，刷新側鉆點最深紀錄7 630 m，一次側鉆出原井眼；首次應用壁厚 14.22 mm、鋼級 G105、外徑 139.7 mm 防硫化氫腐蝕鉆桿，相比API鉆桿抗拉強度由3 098 kN增至 4 056 kN，極限深度由 8 000 m 延伸至 9 400 m；完鉆井深達8 588 m，創(chuàng)亞洲陸上油田最深鉆井紀錄。

(2)高壓氣井。設計?165.1 mm井眼完鉆的五級井身結構見圖4(b)，主要特點：一是采用?273.1 mm套管下至一間房組頂界；二是采用?206.4 mm+?193.7 mm套管封隔一間房組、鷹山組。

順南蓬1井首次應用該結構安全鉆至寒武系完鉆，鉆進周期較設計縮短42 d。 儲層之上應用“垂直鉆井系統(tǒng)+PDC鉆頭”為主的防斜打快技術，井斜小于 3°，機械鉆速 3.58 m/h，較設計提高 28%；儲層段應用控壓鉆井、抗高溫(200 ℃)鉆井液體系以及配套壓力級別105 MPa的芯軸式雙級套管頭確保了安全鉆井；儲層段應用防氣竄水泥漿體系、優(yōu)化替漿參數(shù)以及井口控壓2 MPa，固井質量優(yōu)良率84.2%。

大尺寸套管深下的五級井身結構，挑戰(zhàn)了鉆井行業(yè)的裝備、工具以及配套工藝的極限，所獲取的一系列鉆井參數(shù)、鉆井指標以及應用的多元技術，為順北油氣田高效開發(fā)積累了寶貴經(jīng)驗，并為即將開發(fā)的特深井鉆井工作做好了良好的鋪墊。

4 結論與建議

(1)通過逐步認識地層特征與油氣藏性質，不斷優(yōu)化和完善地質條件相對簡單區(qū)塊的井身結構，實現(xiàn)了鉆井安全、提速、提效的目的，滿足了順北油氣田經(jīng)濟高效開發(fā)要求。

(2)充分考慮地質復雜區(qū)域、深層可能出現(xiàn)的地質風險和鉆井復雜，合理設計井身結構，確保安全鉆達地質目標。

(3)地層壓力預測不夠準確是束縛井身結構設計的難題，建議進一步加強對地質構造、地層壓力預測及鉆前預測技術研究，為井身結構合理設計提供依據(jù)。