李 中 郭永賓 管 申 劉智勤 彭 巍

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

在潿洲12-2油田表層井段鉆進期間，角尾組的灰綠色泥巖容易遇水化縮徑膨脹，造成起鉆過程困難；同時,表層鉆進時通過排量來進行攜巖以保證井眼清潔，因此對排量的要求較高，但較高的含砂量會造成鉆頭嚴重沖蝕，極大地降低了鉆頭的使用壽命[1-5]。此外，在深層滑動鉆進時由于摩阻較大而帶來定向井工具面不穩(wěn)定，隨鉆工具穩(wěn)定性欠佳，造成隨鉆測量質量無法保證，一次測斜成功率較低。潿洲12-2油田所在的北部灣盆地歷經(jīng)30余年的開發(fā)，主要以邊際油田為主，而海洋勘探開發(fā)成本高昂，因此在保證作業(yè)安全的前提下提高鉆井時效對海上油田的開發(fā)至關重要[6-9]。

基于潿洲12-2油田的復雜地質條件，參考國內外優(yōu)快鉆井作業(yè)經(jīng)驗，通過持續(xù)簡化井身結構、改良牙輪鉆頭、使用新型海水聚合物鉆井液體系、提高定向鉆進效率等技術措施，形成了一套完善的表層優(yōu)快鉆井技術，在確保井下作業(yè)安全的前提下，鉆井效率大幅度提高，為潿洲12-2油田降低開發(fā)成本、減少建井周期提供了強有力的技術支持。

1 鉆井難點分析

1.1 井壁失穩(wěn)嚴重

潿洲12-2油田地質條件復雜，存在4條較大的斷層，其中3號斷層周圍的潿洲組二段上部存在大套的灰色泥巖，此段灰色泥巖的特征是層理和微裂縫發(fā)育，遇水后易膨脹、坍塌，同時具有較高的坍塌壓力。潿洲12-2油田已鉆開發(fā)井主要開發(fā)層位為流沙港組二段和流沙港組三段，所以表層套管的下入深度對井身結構的簡化有重要的影響[10]。

位于3號斷層附近的潿洲11-1油田、潿洲10-3油田、潿洲6-13油田是北部灣盆地鉆井雷區(qū)，實鉆過程中曾出現(xiàn)較嚴重的井壁失穩(wěn)、井下漏失、鉆具阻卡等問題。分析認為，已鉆開發(fā)井表層φ340 mm套管下深較淺(通常下入深度為900 m)，導致套管鞋附近承壓較低；但在φ311 mm井段鉆進時，為了平衡地層坍塌壓力而使用密度相對較高的油基鉆井液，造成φ340 mm套管鞋附近薄弱地層發(fā)生井下漏失，在處理井下漏失時已鉆裸眼井段暴露時間增加又會出現(xiàn)潿洲組二段井壁失穩(wěn)現(xiàn)象，二者并存加劇了井下復雜情況的處理難度[11]。

1.2 鉆井液性能控制困難

潿洲12-2油田表層井段巖石松軟，欠壓實程度高，成巖性較差。角尾組存在大套的灰綠色泥巖易水化造漿，同時固控設備能力受限，并且排量對定向井工具有影響，所鉆地層鉆屑無法被及時帶出，鉆屑在井筒內不斷地水化造漿，導致鉆井液性能不穩(wěn)定。期間，鉆屑在井筒內翻滾，容易積聚成泥球而不易被帶出井筒，影響循環(huán)系統(tǒng)正常工作。從前期已鉆開發(fā)井情況看，表層井段主要發(fā)生過下套管遇阻，起鉆不順暢，倒劃眼起鉆困難，環(huán)空不順暢憋泵發(fā)生井漏9井次，嚴重地制約了生產(chǎn)時效與作業(yè)安全[12]。

前期潿洲12-2油田開發(fā)井表層使用PLUS-KCl連續(xù)相鉆井液體系和海水般土漿非連續(xù)相鉆井液體系。PLUS-KCl體系主要是以KCl抑制泥巖水化分散，PLUS包被攜帶巖屑，但由于表層井眼體積大而造成鉆井液循環(huán)量高，同時體系以PLUS、PAC和KCl等主劑材料價格昂貴、加量大。連續(xù)相鉆井液體系密度會隨著鉆井過程中有害固相不斷增多而相應提高，導致井漏現(xiàn)象時有發(fā)生，出泥球現(xiàn)象頻繁發(fā)生。高固相含量導致鉆頭、井下馬達沖蝕嚴重與使用壽命低，平均每井段需要2～3只鉆頭和馬達，馬達斷裂現(xiàn)象時有發(fā)生，井下作業(yè)風險較高。海水般土漿體系是依靠頻繁清掃般土漿來攜帶巖屑，保證井眼清潔，具有較強的分散性，使出泥球的幾率大大降低，成本低廉；但由于此鉆井液體系濾失量難以控制，在深層井段滑動時摩阻較大，造成定向滑動造斜困難，同時難以形成高質量的濾餅穩(wěn)固井壁，導致燈樓角組疏松砂巖段垮塌埋鉆具；同時下洋組發(fā)育粗砂礫巖，容易發(fā)生地層漏失，造成環(huán)空返速低，井眼清潔受到影響，井下作業(yè)安全風險極高[13]。

1.3 定向井軌跡難以控制

潿洲12-2油田屬邊際油田，因此以叢式井方式布井，但井網(wǎng)密度較高導致相應的防碰風險變得更加嚴峻；同時，潿洲12-2油田表層地層松軟，膠結性差，會導致定向井軌跡控制難度增加。所以，需要針對地層對定向井軌跡的影響規(guī)律對鉆具組合進行優(yōu)化，使用新工具與鉆井工藝，提高一次測斜成功率，保障表層井段定向井軌跡控制力度，降低與鄰近套管相碰的風險。

2 表層提效關鍵鉆井技術

2.1 井身結構優(yōu)化

潿洲12-2油田前期開發(fā)井表層井眼尺寸為φ445 mm，經(jīng)過優(yōu)化后縮小至φ406 mm，單位進尺產(chǎn)生的鉆屑量減小20% ，環(huán)空返速提高20%，大幅改善了鉆井效率和鉆井液對鉆屑的攜帶效果。

根據(jù)潿洲12-2油田巖石力學與井壁穩(wěn)定性研究規(guī)律，同時結合三壓力預測結果，對井身結構進行調整，從前期的常規(guī)三開次井身結構簡化至二開次井身結構(φ610 mm隔水管+φ406 mm井段(φ340 mm表層套管)+φ311 mm井段(φ245 mm技術套管))。通過優(yōu)化表層套管下入深度，從前期的900 m提高至1 900 m，表層φ406 mm井段鉆穿下洋組和潿洲組一段上部大套易漏砂礫巖層位，并下φ340 mm套管有效封固。表層套管下深加深后，φ340 mm套管鞋處承壓能力顯著提高，當量鉆井液密度從前期的1.40 g/cm3提高至1.70 g/cm3，二開φ311.15 mm井段的安全鉆井密度窗口得到大幅度提高，為后續(xù)使用高密度油基鉆井液鉆探潿洲組二段易垮塌灰色泥巖和二開套管層次完鉆奠定了堅實基礎，有效地降低了井下漏失與井壁失穩(wěn)等復雜情況發(fā)生的概率。

2.2 新型海水聚合物表層深鉆技術

潿洲12-2油田上部角尾組灰綠色泥巖可鉆性較好，但同時會出現(xiàn)泥巖縮徑、膨脹及出泥球情況，并且隨著表層套管下深增加，定向井滑動造斜效果和大井斜下的井眼清潔難度隨之增加。因此，在傳統(tǒng)的海水般土漿鉆井液基礎上，通過優(yōu)選FLOTRO(交聯(lián)淀粉)、PAC-LV(低粘聚陰離子纖維素)、聚合醇作為降濾失劑和泥頁巖抑制劑，能夠有效抑制泥頁巖縮徑，起到固化井壁的作用，同時提高了潤滑性。

表層鉆井液技術主要思路為：①在表層井段上部(海底泥線海拔-500 m)使用海水鉆進，通過多次泵入般土漿來攜帶巖屑。②燈樓角組(海拔-500～-900 m)為疏松黃砂段，從穩(wěn)固疏松砂巖段考慮，使用海水般土漿鉆井液體系，改善鉆井液的流態(tài)，提高其漏斗黏度在35 s左右，保證懸浮鉆屑能力；期間向井筒補充PAC-LV(低粘聚陰離子纖維素)膠液，降低鉆井液濾失量，確保井壁穩(wěn)定。③在進入角尾組后(海拔-900～-1 100 m)，需要控制鉆井液中的般土含量，使泥頁巖鉆屑盡量水化分散，期間向井筒補充預先配置好的聚合醇。聚合醇具有較好的抑制潤滑效果，可以通過在井筒泥頁巖表面形成膠乳狀顆粒來阻止鉆井液入侵，以達到抑制泥頁巖水化的目的。通過使用聚合醇，有效地抑制了角尾組地層的大套泥頁巖水化縮徑，同時提高了鉆井液體系的潤滑性，有效地解決了裸眼井段海水般土漿鉆井液體系滑動造斜摩阻大的問題，實現(xiàn)泥頁巖分散和抑制性的動態(tài)平衡，降低了鉆屑聚集成團形成泥球的概率，同時井段滑動摩阻小，定向造斜效率得到保證。

由于鉆井液體系的優(yōu)化，有效地減少了井筒的含砂量，降低了鉆頭的沖蝕。在鉆進至下洋組后，向井筒補充高濃度的FLOTRO以及PAC-LV，轉換為海水聚合物鉆井液體系，減少體系的濾失量，達到固化井壁的目的，確保后續(xù)起鉆及下表層套管作業(yè)的順利。潿洲12-2油田表層鉆井液體系性能對比見表1，可以看出，海水般土漿與海水聚合物鉆井液塑性黏度與密度相對較低，可以滿足表層井段低承壓的要求，降低井下漏失的風險。

表1 潿洲12-2油田表層鉆井液性能對比Table 1 Comparison of drilling fluid rheology in WZ12-2 oilfield

鑒于表層鉆井液用量較大，傳統(tǒng)鉆井液體系成本較高，因此要實現(xiàn)以上功能，需要尋找適合的鉆井液體系。在表層易水化泥巖井段，使用海水般土漿鉆井液體系開路鉆進，保證泥巖有足夠水化的空間，降低巖屑聚集成團出泥球的概率，有效地提高了井眼清潔程度；在易縮徑泥巖地層，通過使用抑制劑聚合醇，改善井筒縮徑的問題；在易垮塌疏松砂巖段，提高鉆井液的流變性，降低對井筒四周的沖刷程度，使用降濾失劑以維護井壁；在易漏失滲透性較好的砂巖段，使用降濾失劑并將鉆井液轉化為聚合物體系，減少鉆井液的濾失量，避免因地層漏失導致環(huán)空返速低而造成沉沙卡鉆埋鉆具等井下復雜情況；在滿足井眼清潔條件下，提高鉆井液體系的濾餅質量和潤滑性，降低了馬達鉆具在深層滑動帶來的摩阻，保障了定向造斜的效率。

2.3 加長型強攻擊鑲齒牙輪鉆頭設計

對常規(guī)φ406 mm鑲齒鈍鉆頭失效形式進行分析，認為鉆頭攻擊性與穩(wěn)定性仍有進一步提高的空間。改進前與改進后的鑲齒牙輪鉆頭對比如圖1所示。圖1中：a為原設計露齒高度，b為改進后露齒高度，改進后露齒高度增加1.65 mm；x1為原設計齒頂寬度，x2為改進后齒頂寬度，改進后齒頂寬度增加1.2 mm。改進后的鉆頭可以在不降低切削齒強度和保證牙輪基體空間的條件下通過提高主切削齒出齒高度、增加齒頂寬度等改進設計來提高鉆頭切削效率，達到提速的目的。

圖1 鑲齒牙輪鉆頭改進前后對比圖Fig.1 Contrast of cone bit before and after optimization

1) 特制保徑齒。圖2為特制保徑齒示意圖，可以看出，在外排與背錐齒排之間增加設計特別保徑齒排，其目的是減少牙輪殼體磨損，修整井壁，改善鉆井質量。

圖2 特制保徑齒示意圖Fig.2 Diagram of exclusive gauge cutter

2) 特制加強掌背。圖3為特制加強掌背示意圖，可以看出，在牙掌掌背添加合金齒可以有效保護掌尖和密封，增強鉆頭抗縮徑能力。

圖3 特制加強掌背示意圖Fig.3 Diagram of exclusive enhancement of blade

2.4 表層高效定向鉆井技術

潿洲12-2油田開發(fā)井在表層開始定向造斜，但由于表層井段地層疏松,井深導致滑動摩阻大，造成井眼軌跡難以控制。因此，通過優(yōu)選新工具與新工藝，降低表層定向井軌跡控制難度，使表層鉆井作業(yè)更加高效、安全。

2.4.1鉆具組合優(yōu)化

依據(jù)表層作業(yè)的需求優(yōu)化設計鉆具組合：φ406 mm加長型鑲齒牙輪鉆頭+φ241 mm馬達(彎角1.25°)+φ387 mm扶正器+φ203 mm非磁扶正器+φ241 mm MWD+φ280 mm扶正器+φ209 mm濾網(wǎng)短節(jié)+φ209 mm浮閥+φ203 mm定向接頭+φ203 mm震擊器+φ149 mm加重鉆桿。優(yōu)化后鉆具組合具有以下特點：①使用φ149 mm加重鉆桿取代常規(guī)鉆鋌，在表層鉆井液濾失相對較大的情況下，減少了鉆具與地層的直接接觸面積，可以降低滑動造斜時的摩阻，同時能夠有效地規(guī)避鉆具粘卡的風險，提高定向鉆井效率。②弱化鉆具剛性強度，方便起下鉆作業(yè)，有效地防止劃眼下鉆時產(chǎn)生新井眼。③使用高輸出扭矩馬達鉆具，可以在深層定向造斜過程中克服較高的反扭矩，深層滑動的機械鉆速與鉆進效率能夠得到明顯改善，有效地降低井下馬達鉆具發(fā)生復雜情況的概率。

此外，還需要根據(jù)具體井況來針對性選擇扶正器尺寸的大小，對地層增降斜、扭方位的趨勢進行提前預判，留足軌跡井斜與方位余量，實現(xiàn)對表層作業(yè)的井眼軌跡進行精細化控制。

2.4.2使用高精度隨鉆測量工具

前期表層井段作業(yè)時選用Arrow-2200 MWD操作系統(tǒng)，使用國內自主研發(fā)零部件，配合RRKW解碼系統(tǒng)。此系統(tǒng)在前期表層作業(yè)期間表現(xiàn)欠佳，容易受到立管壓力、泥漿泵噪音等因素影響，經(jīng)常出現(xiàn)測斜成功率不高的現(xiàn)象(一次測斜成功率為70%)，導致在作業(yè)過程中要多次在同一個測斜點進行二次測斜，馬達在定向滑動時若失去工具面的指導，則會導致井眼軌跡難以控制，進而降低作業(yè)時效。

為了提高測斜率、保證鉆井時效，提出使用地面雙解碼系統(tǒng)，在使用RRKW系統(tǒng)的同時增加1套BCPM系統(tǒng)。第1套系統(tǒng)對脈沖信號解碼，第2套系統(tǒng)對泥漿泵高低頻噪音進行過濾處理。在使用雙解碼系統(tǒng)后，一次測斜成功率達到99.5%，滑動造斜時可以及時參考工具面數(shù)據(jù)，在提高作業(yè)時效的同時也提高了井眼軌跡控制的精度；同時在高排量4 500 L/min下，此工具的井下使用時間可長達120 h，較前期工具使用時間多一倍，能夠滿足兩口井表層作業(yè)需求。

3 現(xiàn)場應用

潿洲12-2油田位于潿西南凹陷東南斜坡帶，經(jīng)歷了張裂、斷陷和拗陷等3個構造演化階段，受正斷層控制。潿洲12-2油田鉆遇地層從上到下依次為：新近系角尾組、下洋組，古近系潿洲組、流沙港組，油層主要分布在流沙港組。流沙港組上部為褐灰色泥巖蓋層，下部以細砂巖、粉砂巖為主，發(fā)育少量礫巖，同時夾雜油頁巖，易剝落失穩(wěn)。已鉆開發(fā)井的三開次井身結構為：φ610 mm隔水管+φ445 mm井段(φ340 mm表層套管)+φ311 mm井段(φ245 mm技術套管)+φ216 mm井段(φ178 mm生產(chǎn)尾管)。隔水管由工程船錘樁下入，正常鉆井作業(yè)從φ445 mm井段開始，所以此井段的鉆井作業(yè)稱為表層鉆進。該油田在使用優(yōu)化前的表層鉆井技術時通常會遇到鉆井液性能惡化，造成泥球與卡鉆等井下復雜情況，同時出現(xiàn)機械鉆速慢、井眼軌跡難以控制和一次測斜成功率較低，導致鉆井時效受限。因此，通過進行持續(xù)技術攻關，形成了一套適用于潿洲12-2油田的表層提效關鍵鉆井技術。該油田表層井段的鉆井時效對比見表2。結合應用效果來看，應用表層提效關鍵鉆井技術后，潿洲12-2油田開發(fā)井的綜合機械鉆速和起鉆速度較前期相比分別提高了169%和87%，平均單井鉆井工期可以節(jié)省2 d(折算當量井深)，顯著地降低了油田的開發(fā)成本，經(jīng)濟效益得到了較大的提升。

表2 潿洲12-2油田表層井段鉆井時效對比Table 2 Comparison of drilling efficiency while drilling in top-hole section in WZ 12-2 oilfield

4 結論

1) 經(jīng)過對表層鉆井液體系的持續(xù)優(yōu)化，有效地解決了潿洲12-2油田表層大尺寸井段起泥球、攜巖困難等問題，達到了易漏砂巖段、松散砂巖段的安全高效鉆井，同時極大地降低了單井鉆井液成本。

2) 新型加長型強攻擊鑲齒牙輪鉆頭、高扭矩輸出馬達鉆具和高精度隨鉆測量工具在潿洲12-2油田的綜合應用，在降低定向井井眼軌跡控制難度和提高測斜成功率的同時，提高了綜合機械鉆速，形成了一套適用于該油田開發(fā)井表層提效關鍵鉆井技術，作業(yè)安全與時效得到了大幅度提升，減少了油田的建設周期，開發(fā)成本也得到了有效控制。