韓成 韋龍貴 陳浩東 林四元 許發(fā)賓

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海西部油田探井分為高溫高壓探井、深水探井及常規(guī)探井，其中常規(guī)探井鉆遇地層溫度、壓力、水深相對較低，因而鉆井風(fēng)險也相對較低，這也決定了海上常規(guī)探井作業(yè)需要更高的時效，更低作業(yè)成本［1-2］。南海西部油田常規(guī)探井主要集中在北部灣盆地及珠江口盆地，鉆遇地層復(fù)雜，北部灣盆地地層砂泥巖交替頻繁、地層傾角大、泥質(zhì)含量高、井眼易垮塌；珠江口盆地深部地層礫石含量高，地層研磨性強［3］。為持續(xù)提高常規(guī)探井的鉆井時效，經(jīng)過多年實踐與總結(jié)，在難鉆地層使用扭沖工具提速、結(jié)合地層特征優(yōu)選個性化鉆頭、靈活使用非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)、在高陡地層中使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)防斜打直以及優(yōu)化使用強封堵型水基鉆井液進行防塌防漏等一系列技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著，成功摸索出一套適用于南海西部常規(guī)探井鉆井提速技術(shù)及配套工藝，為類似探井鉆井作業(yè)提速提供參考。

1 根據(jù)地層特征匹配個性化鉆頭

南海西部油田珠江口盆地文昌區(qū)塊第三系珠海組和恩平組地層為砂泥巖不等厚互層，且含有4%～6%粒徑不等的礫石顆粒，可鉆性極差，研磨性強。前期常規(guī)PDC鉆頭抗研磨性較差，導(dǎo)致肩部切削齒磨損嚴(yán)重，破巖效率降低，珠海組、恩平組地層平均機械鉆速為10 m/h。為提高切削齒邊緣利用效率的角度，將鉆頭肩部高磨蝕區(qū)的固定PDC切削齒更換為360°旋轉(zhuǎn)切削齒，常規(guī)PDC鉆頭固定切削齒的切削面固定為某一部分，而旋轉(zhuǎn)切削齒是整個齒圓周，切削齒的轉(zhuǎn)動使復(fù)合片具備更長的切削邊緣，避免切削齒與巖石接觸部位產(chǎn)生嚴(yán)重的局部偏磨［4］。旋轉(zhuǎn)切削齒鉆頭在文昌區(qū)塊進行了應(yīng)用，選取了鉆遇深度相當(dāng)、層位及巖性相似的兩口井進行對比，見表1。

表1 固定切削齒和旋轉(zhuǎn)切削齒鉆頭應(yīng)用效果對比Table 1 Comparison of application effect between fixed cutting teeth and rotary cutting bit

由表1可知，研磨性中等偏強珠海組地層，旋轉(zhuǎn)切削齒PDC鉆頭機械鉆速22 m/h，固定切削齒PDC鉆頭機械鉆速15 m/h，研磨性極強恩平組地層，旋轉(zhuǎn)切削齒PDC鉆頭機械鉆速12 m/h，固定切削齒PDC鉆頭機械鉆速7 m/h，可見旋轉(zhuǎn)齒PDC鉆頭在文昌區(qū)塊硬地層中鉆進能顯著提高機械鉆速。

北部灣盆地定向井造斜及定向井段主要集中在下洋組及潿洲組地層。下洋組含砂礫巖，潿洲組上部地層砂泥互層，地層巖性交互頻繁，地層巖性復(fù)雜，非均質(zhì)性強。前期定向鉆井過程中使用PDC鉆頭配合螺桿鉆具時工具面易失穩(wěn)，頻繁調(diào)整工具面會導(dǎo)致時效低。針對該地層使用了牙輪-PDC復(fù)合鉆頭，該鉆頭結(jié)合了牙輪鉆頭沖擊壓碎及PDC鉆頭連續(xù)切削的優(yōu)點，尤其適用于軟硬交錯的地層鉆進，降低鉆進過程中振動，提高定向工具面的穩(wěn)定性［5-8］。WZ11-A井使用牙輪-PDC復(fù)合鉆頭配合螺桿鉆具進行定向鉆進，鄰井WZ11-B井使用了常規(guī)PDC鉆頭配合旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具進行定向鉆進，如圖1所示為2口井定向鉆進過程中的扭矩。由圖1可知，2口井鉆遇地層、井深、井斜角相差不大，使用牙輪-PDC復(fù)合鉆頭配合螺桿鉆具進行定向鉆進的扭矩波動明顯低于常規(guī)PDC鉆頭配合旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具，工具面更加平穩(wěn)，鉆井時效得到一定程度的提高。

圖1 不同定向組合方式鉆進的扭矩Fig. 1 Torques of drilling with different directional BHAs

2 難鉆地層使用扭沖工具提速

南海西部油田地層復(fù)雜，非均質(zhì)性強，前期鉆進過程中PDC鉆頭受力不平衡，出現(xiàn)卡滑，機械鉆速低，且部分地層含礫，PDC鉆頭切削片易崩齒，一個井段需要更換多個鉆頭，鉆井效率低。針對這種情況，現(xiàn)場在PDC鉆頭上面安裝扭沖工具，旋轉(zhuǎn)鉆井過程中扭沖工具利用鉆井液驅(qū)動內(nèi)部沖擊錘做反復(fù)的扭轉(zhuǎn)沖擊，將部分流體能量轉(zhuǎn)換成一定頻率、周向扭轉(zhuǎn)、沖擊型的井底機械破巖能量，并直接傳遞給鉆頭。這樣一方面能解決PDC鉆頭的卡滑問題，提高從旋轉(zhuǎn)驅(qū)動系統(tǒng)到鉆頭的能量傳遞效率，同時保護鉆頭，另一方面，該裝置在PDC剪切破巖的基礎(chǔ)上增加了扭轉(zhuǎn)沖擊破巖方式，使PDC鉆頭的破巖能力更強［9］。

南海西部油田多口常規(guī)探井使用了扭沖工具，以北部灣盆地烏石區(qū)塊幾口鄰井為例，扭沖工具應(yīng)用效果對比見表2，鉆進過程中的井眼大小、排量、鉆壓、機械轉(zhuǎn)速、井深、鉆井液均保持相同。前期沒有使用扭沖工具，使用1顆鉆頭鉆完整個井段的機械鉆速只有26～28 m/h，為提高機械鉆速，頻繁更換鉆頭，一個井段最多使用了3顆鉆頭，機械鉆速提高到35～38 m/h。WS17-E井使用了扭沖工具后機械鉆速提高到49 m/h，且使用1顆鉆頭即完成本井段作業(yè)，可見應(yīng)用扭沖工具提速效果顯著。

表2 扭沖工具應(yīng)用效果對比Table 2 Comparison of application effect of torsional and flushing tools

3 優(yōu)化非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)

南海西部常規(guī)探井井身結(jié)構(gòu)一般為?444.5 mm+ ?311.2 mm + ?215.9 mm 井眼，對應(yīng)下入 ?339.7 mm +?244.5 mm套管。為進一步提高表層鉆井速度，使用?405.6 mm鉆頭替代?444.5 mm鉆頭，?405.6 mm井眼環(huán)空間隙小，相對于?444.5 mm井眼環(huán)空返速高，井眼清潔能力強，利于表層深鉆。南海西部油田多口常規(guī)探井表層使用了?405.6 mm鉆頭替代常規(guī)?444.5 mm鉆頭鉆進。如表3所示，在鉆遇地層及井深相同的情況下，WS23-A與WS23-B井?405.6 mm井眼平均機械鉆速超過80 m/h，顯著高于WS23-C與WS23-D井常規(guī)?444.5 mm井眼的機械鉆速，且加深了表層鉆進深度。同樣部分井?444.5 mm井眼完鉆后，不使用常規(guī)?311.2 mm鉆頭進行二開作業(yè)，直接使用?215.9 mm鉆頭進行二開鉆進作業(yè)。使用小井眼機械鉆速對比結(jié)果見表3。如表3所示，在鉆遇地層及井深相同的情況下，WZ14-A井?215.9 mm井眼機械鉆速達18.6 m/h，高于WZ14-B井、WZ14-C井?311.2 mm井眼機械鉆速，這種非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)相對于常規(guī)井身結(jié)構(gòu)在一定程度上提高機械鉆速。

表3 使用小井眼機械鉆速對比結(jié)果Table 3 Comparison of penetration rates of small holes

另外，某些常規(guī)探井根據(jù)實鉆情況優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，不下?244.5 mm套管直接進行?215.9 mm鉆進作業(yè)，可顯著提高鉆井時效及建井周期。以北部灣烏石區(qū)塊WS11-A井為例，?311.2 mm井段實鉆過程中主要目的層油氣顯示不理想，取消測試計劃?，F(xiàn)場通過分析以往該區(qū)塊所鉆鄰井資料，該區(qū)塊?311.2 mm井段所鉆地層井壁穩(wěn)定，現(xiàn)場不下入?244.5 mm套管，直接進行一開?215.9 mm井眼鉆進，井身結(jié)構(gòu)如圖2所示；?215.9 mm井眼實鉆過程通過控制鉆井參數(shù)，盡量減少上部鉆具對?311.2 mm井壁的撞擊與拍打，?215.9 mm井眼順利鉆進至目的深度，該井工期從18.50 d縮短至13.25 d，可見通過靈活優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，顯著提高了建井周期。

圖2 WS11-A井優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)Fig. 2 The optimized well profile of Well WS11-A

4 高陡地層使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)防斜打直

南海西部油田北部灣部分區(qū)塊地層傾角大，一般在20°左右，有的達到40°，而且?guī)r性多變，砂泥巖互層頻繁，在高陡構(gòu)造等復(fù)雜地層垂直鉆井過程中，井斜問題一直是制約南海西部油田易斜地層鉆井作業(yè)。以往采用防斜打直鉆具組合，通過控制鉆壓來被動地控制井斜；或者采用鉆井液馬達加MWD，通過不斷測斜及滑動糾斜，這些方法機械鉆速得不到有效的提高。北部灣高陡地層嘗試使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)POWER-V進行防斜打直，POWER-V儀器主要由電子控制部分和機械導(dǎo)向部分組成。POWER-V在井下工作后，電子控制部分的內(nèi)部傳感器（磁力儀和重力加速儀等）測量到井底的井斜和方位，與所測的工具面進行比較，控制引鞋的方向，使機械導(dǎo)向部分的3個導(dǎo)向/推力塊在每個轉(zhuǎn)動周期當(dāng)轉(zhuǎn)到上井壁（高邊）時在鉆井液液壓作用下伸出，作用于上井壁（高邊），改變鉆頭作用方向，切削下井壁（低邊），實現(xiàn)降斜的目的［10-11］。如圖3所示，針對?311.2 mm、?215.9 mm井眼大小，各自選取了2口鄰井對比了機械鉆速，由圖3可知，使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)后，機械鉆速顯著提高。

5 使用強封堵型鉆井液防塌防漏

南海西部北部灣盆地潿西南地區(qū)地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，尤其是潿洲組潿二段和流沙港組流二段泥頁巖地層斷層多、地層破碎，微裂縫發(fā)育、水敏性強，在鉆井過程中極易發(fā)生井壁坍塌、漏失，甚至發(fā)生卡鉆事故，為鉆井工程的雷區(qū)，嚴(yán)重影響鉆探速度。開發(fā)井一般使用PF-MOM油基鉆井液體系，但油基鉆井液成本高，不易及時發(fā)現(xiàn)油氣層，常規(guī)探井通過多年的研究與探索，形成了一套強封堵水基鉆井液體系及鉆井液作業(yè)經(jīng)驗。針對潿二段巖性硬脆、易吸水碎裂和垮塌，引入成膜封堵劑LSF，配合使用強包被劑PLUS有效快速實現(xiàn)對微裂縫、微層理和破碎帶的封堵，提高膜效率，降低濾餅滲透率。進而阻止壓力傳遞，達到有效支撐井壁，提高井壁穩(wěn)定性。室內(nèi)在120 ℃、3.5 MPa條件下測定油基鉆井液與強封堵水基鉆井液體系的HTHP濾失量，保留濾餅，并在相同條件下測定濾餅的白油滲透率及清水滲透率，以滲透率的大小來反應(yīng)鉆井液的封堵能力。

實驗結(jié)果如表4所示，強抑制性水基鉆井液API濾失量及HTHP失水均較小，濾餅的滲透率與生產(chǎn)井使用的MOM油基鉆井液濾餅的滲透率相當(dāng)，可減少濾液滲入微裂縫的深度，延長鉆井液對井壁浸泡的垮塌周期。

圖3 使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)與未使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)機械鉆速對比結(jié)果Fig. 3 Comparison of penetration rates between using and not using vertical guidance system

6 整體應(yīng)用效果

這些提速技術(shù)在南海西部百余口常規(guī)探井鉆井作業(yè)中得到應(yīng)用，作業(yè)范圍涵蓋南海西部北部灣盆地和珠江口盆地，建井生產(chǎn)時效持續(xù)提升，建井生產(chǎn)時效由88 %提高到98 %，平均機械鉆速由24 m/h提高到40 m/h。

7 結(jié)論

（1）對于深部難鉆地層，旋轉(zhuǎn)齒PDC鉆頭可避免切削齒與地層之間局部偏磨提高機械鉆速；對于軟硬交互頻繁地層，牙輪-PDC鉆頭可降低鉆進過程中振動而提高機械鉆速；扭沖工具在PDC剪切破巖的基礎(chǔ)上增加扭轉(zhuǎn)沖擊破巖方式提高機械鉆速。

表4 強封堵水基鉆井液與PF-MOM油基鉆井液性能對比Table 4 Performance comparison between plugging water based drilling fluid and PF-MOM oil based drilling fluid

（2）優(yōu)化非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)、高陡地層直井鉆進通過使用垂直導(dǎo)向系統(tǒng)防斜打直、在容易發(fā)生井壁坍塌、漏失的地層使用強抑制、強封堵型鉆井液防塌防漏均能顯著提高常規(guī)探井鉆井時效。