林四元， 張 杰， 韓 成， 胡 杰， 田宗強(qiáng)， 鄭浩鵬

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)湛江分公司，廣東湛江524057）

南海西部東方氣田主要開(kāi)發(fā)淺部鶯歌海組二段氣層，儲(chǔ)層垂深1 300.00 m 左右，非均質(zhì)性較強(qiáng)。前期二開(kāi)井段鉆井過(guò)程中使用包被抑制性鉆井液，鉆遇樂(lè)東組、鶯歌海組一段大套泥巖時(shí)泥巖碎屑易聚結(jié)成球；儲(chǔ)層埋藏淺、固結(jié)差，地層破裂壓力低，固井過(guò)程中極易發(fā)生漏失。為擴(kuò)大單井控制面積、提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，東方氣田淺部?jī)?chǔ)層多采用大位移水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)，水垂比大，導(dǎo)致技術(shù)套管下入摩阻大[1]。為了解決上述問(wèn)題，優(yōu)選了二開(kāi)井段鉆井液體系，使用分散型鉆井液代替包被抑制性鉆井液[2-5]，充分水化樂(lè)東組、鶯歌海組一段泥巖巖屑，避免巖屑聚集成泥球；目的層使用屏蔽暫堵型無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液，強(qiáng)化防漏及儲(chǔ)層保護(hù)性能；針對(duì)高水垂比井，引入漂浮接箍下套管技術(shù)，確保套管順利下入到位，形成了東方氣田淺部?jī)?chǔ)層大位移水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，并取得較好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果，為該氣田利用大位移水平井進(jìn)行高效開(kāi)發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

1 大位移水平井鉆井難點(diǎn)

東方氣田淺部?jī)?chǔ)層大位移水平井常采用四開(kāi)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，一開(kāi)φ762.0 mm 隔水導(dǎo)管采用樁錘打入泥線，用于支撐井口并建立閉路循環(huán)；二開(kāi)φ339.7 mm 表層套管封固上部薄弱地層；三開(kāi)φ244.5 mm 技術(shù)套管封固泥巖段并著陸；四開(kāi)φ215.9 mm 井眼鉆進(jìn)目的層至完鉆井深，并進(jìn)行完井作業(yè)（見(jiàn)圖1）。

圖 1 東方氣田開(kāi)發(fā)井井身結(jié)構(gòu)Fig. 1 Casing program of the production well in Dongfang Gas Field

東方氣田大位移水平井二開(kāi)井段主要鉆遇樂(lè)東組及鶯歌海組地層。樂(lè)東組上部為灰色粉砂質(zhì)泥巖、泥巖與灰色泥質(zhì)粉砂巖不等厚互層，下部為厚層灰色泥巖/粉砂質(zhì)泥巖；鶯歌海組一段主要為厚層灰色泥巖，局部夾粉砂質(zhì)泥巖及粉砂巖；鶯歌海組二段上部主要為灰色泥質(zhì)粉砂巖，夾薄層灰色粉砂質(zhì)泥巖。樂(lè)東組及鶯歌海組的大套泥巖中伊利石、蒙脫石含量高、極易水化分散，鉆井過(guò)程中存在以下技術(shù)難題：

1）淺層泥巖段伊利石、蒙脫石含量高，前期鉆進(jìn)過(guò)程中泥巖巖屑水化聚集成球并黏附在井壁上，致使井眼清潔困難、起下鉆遇阻等情況頻發(fā)；同時(shí)目的層埋深淺，地層疏松，鉆井過(guò)程中易發(fā)生井漏，導(dǎo)致儲(chǔ)層傷害。

2）淺部?jī)?chǔ)層大位移水平井水垂比高、摩阻大，技術(shù)套管下入困難；同時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中，為提高儲(chǔ)層鉆遇率，需要頻繁調(diào)整井眼軌跡，導(dǎo)致部分大位移水平井局部狗腿度較大，井眼軌跡復(fù)雜，進(jìn)一步增大了技術(shù)套管下入難度。

3）三開(kāi)井段長(zhǎng)達(dá)約2 600.00 m，上層套管鞋承壓能力低，固井安全密度窗口窄，存在固井漏失及氣竄雙重風(fēng)險(xiǎn)。

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)研究

針對(duì)東方氣田淺部?jī)?chǔ)層大位移水平井鉆井技術(shù)難點(diǎn)，從鉆井液體系、下套管工藝及固井技術(shù)等方面進(jìn)行技術(shù)攻關(guān)，形成了該氣田大位移水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)。結(jié)合該氣田DF-AH 井實(shí)際鉆井作業(yè)情況，詳細(xì)介紹該氣田大位移水平井鉆井所應(yīng)用的各項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 鉆井液體系優(yōu)化

2.1.1 海水聚合物鉆井液體系

樂(lè)東組、鶯歌海組泥巖地層中黏土礦物及伊利石、蒙脫石含量高，采用常規(guī)鉆井液鉆進(jìn)時(shí)巖屑極易水化成球，影響井眼清潔，嚴(yán)重時(shí)堵塞環(huán)空通道，甚至憋漏地層。前期認(rèn)為是鉆井液抑制性不夠，主要對(duì)鉆井液抑制性進(jìn)行了優(yōu)化；后來(lái)借鑒其他海上油田鉆井液分散置換的經(jīng)驗(yàn)，鉆進(jìn)泥巖段時(shí)采用海水聚合物鉆井液體系[6-8]，配方為：海水+3.5%～4.0%膨潤(rùn)土+0.2%～0.3%NaOH+ 0.1%～0.2% Na2CO3+0.5%～0.7% 聚陰離子纖維素+0.3～0.5% 改性淀粉+0.1%生物聚合物。鉆井過(guò)程中根據(jù)實(shí)際情況，用稠漿清掃井眼，同時(shí)配合采用固控設(shè)備及鉆井液置換等措施，維護(hù)鉆井液使其性能穩(wěn)定。

2.1.2 無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系

目的層埋藏淺、非均質(zhì)性差，鉆井液難點(diǎn)是儲(chǔ)層保護(hù)、防漏及良好的鉆井液滑潤(rùn)性，常規(guī)鉆井液往往不能兼顧儲(chǔ)層保護(hù)、防漏及潤(rùn)滑等需求。為此，借鑒前期鉆井液應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)，儲(chǔ)層井段采用無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系鉆進(jìn)[9-12]，并采用多級(jí)顆粒級(jí)配封堵的方法，優(yōu)化了儲(chǔ)層暫堵劑EZCARB，同時(shí)配合新型流型調(diào)節(jié)劑EZVIS 與胺基抑制劑UHIB-L，并通過(guò)室內(nèi)評(píng)價(jià)，研制了一種新型無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系，其配方為：海水+0.1%NaOH+0.2%Na2CO3+0.4% 流型調(diào)節(jié)劑EZVIS+2.5% 降濾失劑EZFLO+5.0% 儲(chǔ)層暫堵劑EZCARB+2.0% 聚合醇JLX-A+2.0%新型胺基抑制劑UHIB-L+KCl（加重劑）。

室內(nèi)試驗(yàn)表明，無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系中碳酸鈣酸溶率為98.5%；濾餅室內(nèi)破膠試驗(yàn)結(jié)果表明，濾餅失重率為98.2%。為評(píng)價(jià)該體系對(duì)儲(chǔ)層的保護(hù)效果，取天然巖心，測(cè)得滲透率為99.6 mD，然后依據(jù)石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》（SY/T 6540—2002）對(duì)無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，巖心滲透率恢復(fù)值為88.5 mD，滲透率恢復(fù)率由原來(lái)的80.0%左右上升至88.9%，說(shuō)明儲(chǔ)層保護(hù)效果較好。

大位移水平井裸眼井段長(zhǎng)、位移大，鉆進(jìn)和起下管柱的摩阻問(wèn)題嚴(yán)重，尤其是下管柱時(shí)幾乎沒(méi)有多余的懸重。因此，該井段作業(yè)成功的關(guān)鍵是鉆井液的潤(rùn)滑性。室內(nèi)采用EP 極壓潤(rùn)滑儀評(píng)價(jià)鉆井液的潤(rùn)滑性，計(jì)算得到摩阻因數(shù)為0.09，表明其潤(rùn)滑性較好，能夠有效降低摩阻。

2.2 漂浮接箍下套管技術(shù)

DF-AH 井φ311.1 mm 井眼鉆至井深4 100.00 m，水平位移為3 494.80 m，裸眼段長(zhǎng)度2 595.00 m，井斜角78°～87°。理論計(jì)算表明，φ244.5 mm 技術(shù)套管下至設(shè)計(jì)位置時(shí)剩余懸重僅為39.1 kN，套管采用常規(guī)作業(yè)模式難以下至設(shè)計(jì)井深。

通常情況下，井斜角越大，套管浮重與井壁之間的正壓力越大，下放過(guò)程中的摩擦阻力越大。一般使用滾動(dòng)套管扶正器、優(yōu)化鉆井液潤(rùn)滑性能等常規(guī)減阻措施減小摩阻系數(shù)，使用漂浮接箍降低正壓力及摩擦阻力等[13]。考慮采用海水聚合物鉆井液鉆進(jìn)時(shí)存在井眼擴(kuò)徑及大小眼的實(shí)際情況，并且埋深淺、地層軟，在優(yōu)化鉆井液潤(rùn)滑性的同時(shí)，優(yōu)選使用漂浮接箍，以解決大位移水平井技術(shù)套管下入困難的問(wèn)題。

確定漂浮接箍的安放位置時(shí)，應(yīng)滿足既能有效降低下部管柱與井壁之間的摩阻、又能使上部管柱保持足夠的重量將下部套管送至設(shè)計(jì)井深的目的。采用Landmark 軟件對(duì)套管底部單漂浮長(zhǎng)度進(jìn)行模擬計(jì)算，鉆井液密度為1.12～1.15 kg/L，套管內(nèi)摩擦系數(shù)為0.25，裸眼摩擦系數(shù)為0.35，模擬結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖 2 懸重與套管漂浮長(zhǎng)度關(guān)系曲線Fig. 2 Relationship between hanging weight and casing floating length

由圖2 可知：漂浮套管長(zhǎng)度大于1 000.00 m 時(shí)，在上部井段漂浮套管下入過(guò)程中，懸重開(kāi)始減小并且剩余懸重余量不多，繼續(xù)增加漂浮套管長(zhǎng)度，會(huì)引起剩余懸重不足導(dǎo)致漂浮套管下入困難；而漂浮套管長(zhǎng)度分別為800.00 和1 000.00 m 時(shí)，套管下至設(shè)計(jì)位置后，剩余下放懸重分別為122.8 和139.2 kN，能滿足施工作業(yè)要求。因此，漂浮套管長(zhǎng)度800～1 000.00 m 較為合適。

2.3 防漏固井技術(shù)

實(shí)施φ244.5 mm 套管固井裸眼全封，以保障氣井全井在生命周期內(nèi)井筒完整，避免后期生產(chǎn)過(guò)程中環(huán)空帶壓；同時(shí)，為滿足中國(guó)海洋石油總公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《海洋固井設(shè)計(jì)與作業(yè)要求》（Q/HS 14004—2016）的要求，水泥漿需返至上層套管鞋內(nèi)不低于100.00 m 的位置。但分析已鉆井地層承壓數(shù)據(jù)可知，φ244.5 mm 套管鞋（入砂）處承壓能力約為1.50～1.55 kg/L，裸眼段長(zhǎng)、承壓能力低，固井防漏是難點(diǎn)之一。為此，制定了如下防漏技術(shù)措施：1）通過(guò)優(yōu)化高、低密度水泥漿柱結(jié)構(gòu)，合理設(shè)計(jì)水泥漿柱靜態(tài)當(dāng)量密度；2）通過(guò)軟件計(jì)算，優(yōu)化頂替排量，控制施工過(guò)程中的井底動(dòng)態(tài)當(dāng)量密度，以達(dá)到防漏的目的，從而保障措施的順利實(shí)施及施工安全。

DF-AH 井固井方案設(shè)計(jì)采用單級(jí)首尾漿封固：尾漿采用膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系，密度1.90 kg/L，封固至φ244.5 mm 套管鞋以上800.00 m處（泥巖段）；首漿采用密度1.55 kg/L 的膠乳微膨脹防竄緩凝水泥漿體系，從φ244.5 mm 套管鞋以上800.00 m 封固至φ339.7 mm 套管鞋以上200.00 m。膠乳微膨脹防竄水泥漿體系的乳膠懸浮液含有約40%～50%的固相膠粒，其粒徑為0.05～0.50 μm。膠乳水泥漿體系有以下優(yōu)點(diǎn)：1）減小水泥石體積收縮，改善水泥石與套管、地層間的膠結(jié)情況；2）水泥石韌性好，降低射孔時(shí)水泥環(huán)的破裂度；3）具有良好的防氣竄性能；4）降低水泥漿失水量；5）水泥石抗腐蝕能力強(qiáng)，能延長(zhǎng)油井壽命[14-15]。

根據(jù)軟件模擬結(jié)果，控制固井施工時(shí)的井底水泥漿循環(huán)當(dāng)量密度。φ244.5 mm 套管鞋處承壓能力約為1.50～1.55 kg/L，利用軟件模擬施工最大頂替排量，使井底循環(huán)當(dāng)量密度不大于1.50 kg/L，模擬結(jié)果見(jiàn)圖3。以排量2.2 m3/min 頂替至水泥漿剩余60.17 m3后，多次降低排量并控制循環(huán)當(dāng)量密度直至碰壓，最大循環(huán)當(dāng)量密度為1.47 kg/L，現(xiàn)場(chǎng)固井過(guò)程中未出現(xiàn)漏失現(xiàn)象。

圖 3 φ244.5 mm 套管固井時(shí)井底ECD 軟件模擬結(jié)果Fig. 3 Bottomhole ECD simulation results of φ244.5 mm casing cementing operating

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

東方氣田淺部?jī)?chǔ)層大位移水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果較好，解決了淺層泥巖段出泥球，目的層易漏、儲(chǔ)層污染嚴(yán)重，下技術(shù)套管困難，以及窄壓力窗口固井等難題，顯著降低了大位移水平井井下故障的發(fā)生概率。下面以DF-AH 井為例，詳細(xì)介紹該技術(shù)的應(yīng)用情況。

DF-AH 井井深4 709.00 m，水平位移4 103.00 m，水垂比3.35，是東方氣田中開(kāi)發(fā)難度較大的一口井。該井設(shè)計(jì)采用四開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，φ508.0 mm 隔水導(dǎo)管入泥97.00 m，φ339.7 mm 表層套管下深1 505.00 m，φ244.5 mm 技術(shù)套管著陸并下深至4 100.00 m，φ215.9 mm 井眼鉆至完鉆井深4 709.00 m。

DF-AH 井φ311.1 mm 井眼上部泥巖段采用海水聚合物鉆井液快速鉆至井深3 500.00 m 處砂巖地層后，替入聚合物/KCl 鉆井液體系，鉆至井深4 100.00 m，鉆進(jìn)中無(wú)泥球出現(xiàn)，且起下鉆及下套管過(guò)程中井壁穩(wěn)定，無(wú)垮塌掉塊現(xiàn)象。φ215.9 mm 井眼采用無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系鉆進(jìn)，鉆進(jìn)中井底循環(huán)當(dāng)量密度隨著井深增大而緩慢增大，井底循環(huán)附加當(dāng)量密度為0.10～0.18 kg/L，鉆井液攜砂性能良好。完井清噴結(jié)果顯示，單井產(chǎn)能超配產(chǎn)約50%，無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)效果良好。φ244.5 mm套管采用800 m 漂浮套管，入井管柱組合為套管漂浮專用浮鞋+浮箍+下部套管+漂浮接箍+上部套管，將φ244.5 mm 套管順利下至預(yù)定位置。

φ244.5 mm 套管固井封固裸眼段長(zhǎng)達(dá)2 595.00 m，首漿采用膠乳微膨脹防竄慢凝水泥漿體系，封固至φ339.7 mm 套管以上200.00 m；尾漿采用膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系，封固至φ244.5 mm 套管鞋以上800.00 m 處。膠乳微膨脹防竄快凝水泥漿體系能夠降低水泥石的滲透性及收縮性、提高韌性，提高水泥石的綜合性能；同時(shí)，配合應(yīng)用濾餅清洗及扶正器優(yōu)化技術(shù)，提高套管居中度及水泥漿的頂替效率，提高固井質(zhì)量。目前，該井已投產(chǎn)1 年，未出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象，表明該固井方案的封隔能力較好，避免了后期生產(chǎn)中由于固井封隔不良導(dǎo)致的環(huán)空帶壓現(xiàn)象。

4 結(jié) 論

1）通過(guò)優(yōu)化鉆井液體系，采用簡(jiǎn)易海水聚合物鉆井液體系解決了東方氣田淺層泥巖段易水化成球問(wèn)題；儲(chǔ)層段采用無(wú)固相有機(jī)鹽鉆井液體系，并采用顆粒級(jí)配的封堵方法，有效保護(hù)了儲(chǔ)層，提高了儲(chǔ)層段的承壓封堵能力，降低了漏失風(fēng)險(xiǎn)。

2）使用漂浮接箍技術(shù)，解決了大位移水平井因套管摩阻大而引起的套管下入困難問(wèn)題。

3）通過(guò)固井技術(shù)研究，優(yōu)選膠乳微膨脹防竄水泥漿體系、優(yōu)化漿柱設(shè)計(jì)方案、提高套管居中度等技術(shù)措施，保障了φ244.5 mm 技術(shù)套管固井的防竄、防漏問(wèn)題，避免了生產(chǎn)過(guò)程中出現(xiàn)環(huán)空帶壓現(xiàn)象。