楊玉豪 張萬棟 王成龍 莫康榮 程利民 張雪菲

中海石油（中國）有限公司湛江分公司

0 引言

海上鉆井平臺空間狹小，為降低項(xiàng)目整體投資，通常采用叢式井方式進(jìn)行鉆探[1]。目前，南海高溫高壓氣田進(jìn)入大規(guī)模開發(fā)階段，已建成和在實(shí)施的高溫高壓開發(fā)平臺共3個（簡稱A、B、C平臺），儲層壓力系數(shù)介于1.68～1.97、平均溫度150℃、CO2含量介于4%～50%[2]。南海高溫高壓氣田壓力系統(tǒng)復(fù)雜，設(shè)計(jì)的套管層次較多，因此在上部需采用?762.0 mm大尺寸隔水導(dǎo)管和?508.0 mm表層套管來封固關(guān)鍵薄弱層位。南海高溫高壓氣田開發(fā)中除儲層面臨高溫高壓挑戰(zhàn)外，其表層作業(yè)中呈現(xiàn)隔水導(dǎo)管鞋易漏失、淺部地層造斜困難以及井眼碰撞風(fēng)險(xiǎn)高等難題，影響作業(yè)時效。經(jīng)過系列實(shí)踐，探索形成適合該區(qū)域密集型叢式井表層?660.4 mm井段安全鉆井關(guān)鍵工藝，固化了該區(qū)域表層?660.4 mm井段安全高效作業(yè)模式。

1 表層安全鉆井技術(shù)難題

A平臺井槽排列為4×4，16個槽口間距為2.286 m×2.000 m，實(shí)施7口井作業(yè)；B平臺井槽排列為3×4，12個槽口間距2.286 m×2.286 m，實(shí)施10口井作業(yè)；C平臺井槽排列為4×6，24個槽口間距2.286 m×2.286 m，實(shí)施19口井作業(yè)。

以B平臺某水平井井身結(jié)構(gòu)為例，采用了六開次井身結(jié)構(gòu)（圖1）[3]。?762.0 mm隔水導(dǎo)管由工程打樁錘入，最終下深185.3 m，入泥72.0 m。一開表層?660.4 mm井段設(shè)計(jì)井深500 m，表層鉆井面臨隔水導(dǎo)管鞋處漏失風(fēng)險(xiǎn)、造斜率難保證、防碰壓力大3大難題。

圖1 某水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖

1.1 隔水導(dǎo)管鞋處漏失風(fēng)險(xiǎn)

在氣田開發(fā)中，?762.0 mm大尺寸隔水導(dǎo)管通過打樁方式錘入海底，入泥深度72.0 m。該入泥深度是基于滿足作業(yè)井口穩(wěn)定性、下一開作業(yè)承壓要求的理論最小入泥深度[4]。由于隔水導(dǎo)管下入的地層，一般是海底土，常常是淤泥、黏土、粉砂及砂泥混層等海底淺層土質(zhì)，成巖性差。加之，隔水導(dǎo)管錘入后破壞了管鞋附近及以上地層，隔水導(dǎo)管管鞋處地層承壓能力低，承壓當(dāng)量約1.10～1.12 g/cm3。表層?660.4 mm井段作業(yè)中鉆井液可能漏失失返。2013年，該區(qū)域有2口調(diào)整井表層作業(yè)時發(fā)生樁管鞋處漏失，最終采取起鉆擠水泥提高管鞋承壓處理，損失鉆機(jī)時間。

氣田開發(fā)中井槽多而密集，隔水導(dǎo)管和一開表層井眼尺寸大。假設(shè)在保證完全垂直的理想情況下，鄰井?762.0 mm隔水導(dǎo)管間僅1.24 m，?660.4 mm井眼間僅1.34 m，間距很小[5]。表層?660.4 mm井段作業(yè)中若鉆參控制不當(dāng)會擾動鄰井管鞋處的薄弱地層，造成井間竄漏。

1.2 淺部地層松軟，造斜率難保證

一開表層?660.4 mm井段設(shè)計(jì)深度500 m，主要鉆遇該區(qū)域第四系更新統(tǒng)樂東組的淺部地層。第四系更新統(tǒng)樂東組上部為灰色泥巖夾灰色細(xì)砂巖，下部為灰色粉—細(xì)砂巖與灰色泥巖呈不等厚互層。上部成巖性較差，地層松散。海水鉆進(jìn)時井眼擴(kuò)大率高，難以保證造斜率[5-6]。

1.3 井眼碰撞風(fēng)險(xiǎn)，防碰壓力大

表層?660.4 mm井段井眼間距小、防斜打直難、表層井眼海水鉆進(jìn)擴(kuò)徑嚴(yán)重，碰撞風(fēng)險(xiǎn)高[5]。除此以外，部分新增井還面臨其他特殊防碰壓力。以B平臺新增井為例，圖2為B平臺淺層軌跡投影圖。其中，綠色標(biāo)識代表井槽，B9H為外排井，?660.4 mm井眼設(shè)計(jì)造斜點(diǎn)250.00 m，與多個鄰井在不同深度存在井眼碰撞風(fēng)險(xiǎn)。利用COMPASS軟件防碰掃描分析，B9H井設(shè)計(jì)軌跡在283.57 m處與鄰井B1H最近距離2.34 m，在325.00 m達(dá)到3.18 m中心距。在180.00 m與B3最近距離2.14 m，在250.00 m達(dá)到3.33 m中心距。在193.11 m處和B5H最近距離21.80 m，在288.00 m達(dá)到3.00 m的中心距；在180.00 m處和B8H最近距離2.14 m，在231.00 m處中心距達(dá)3.00 m。

圖2 B平臺淺層軌跡投影圖

B9H井樁管偏斜情況未知，同時B9H井的4口鄰井樁管鞋實(shí)測后均存在不同程度偏斜，將對B9H井表層?660.4 mm井段防碰產(chǎn)生較大影響，如表1所示。

表1 B9H井鄰井井斜及偏斜情況展示表

2 表層安全高效鉆井關(guān)鍵技術(shù)

結(jié)合區(qū)域前期高溫高壓開發(fā)井表層鉆井作業(yè)經(jīng)驗(yàn)，針對新增井的實(shí)際情況，形成表層安全高效鉆井關(guān)鍵技術(shù)，主要包括大樁管密集型井槽表層防竄漏工藝、表層大尺寸井眼預(yù)斜鉆具組合優(yōu)化、基于隔水導(dǎo)管偏斜角度的表層防碰設(shè)計(jì)及鉆進(jìn)控制工藝[7-15]。

2.1 表層大尺寸密集型井槽防竄漏工藝

表層大尺寸密集型井槽防竄漏貫穿表層?660.4 mm作業(yè)全過程。以B平臺為例，?660.4 mm井段鉆井考慮“跳打”，順序?yàn)锽2H→B8H→B3→B6H→B4H→B1H→B7H→B5H→B9H→B10H（圖3）。鉆進(jìn)中的防竄漏措施為：①?762.0 mm樁管內(nèi)清淤泥鉆進(jìn)采取20～30 rpm小轉(zhuǎn)速、1～2 t小鉆壓，逐步提排量至4 500 L/min；②在鉆頭出?762.0 mm樁管前5 m，降排量至2 800 L/min；③在鉆頭出樁管鞋時，關(guān)注出口流量變化，若返出流量減小應(yīng)立即停止鉆進(jìn)、降排量循環(huán)；在鉆頭出樁管鞋5 m后，掃20 m3稠膨潤土漿清掃井眼，循環(huán)，墊10 m3膨潤土漿于井底，鉆頭提至樁管后實(shí)施陀螺測斜及定向；④在裸眼段鉆進(jìn)過程中，控制鉆井液密度小于1.10 g/cm3。在滿足繞障預(yù)斜情況下，盡快提高排量至4 400 L/min鉆進(jìn)；⑤在固井作業(yè)中，合理選擇中間液附加量，控制循環(huán)排量以滿足頂替要求。

圖3 B平臺表層?660.4 mm井段鉆井順序示意圖

2.2 表層大尺寸井眼預(yù)斜鉆具組合優(yōu)化技術(shù)

針對淺層松軟、造斜率難保證的難題，?660.4 mm井段采用?241.3 mm馬達(dá)作為導(dǎo)向造斜工具，優(yōu)化原A平臺鉆具組合[5]：?241.3 mm馬達(dá)彎角由1.2°調(diào)整為1.35°；新增Mob Stab工具，增強(qiáng)MWD工具測量穩(wěn)定性。

優(yōu)化后的鉆具組合：?660.4 mm銑齒牙輪鉆頭 +?241.3 mmBHI馬 達(dá)（ 彎 角 1.35°、?647.7 mm馬達(dá)扶正套）+配合接頭+?657.2 mm扶正器+配合接頭+?203.2 mm短無磁鉆鋌1根+配合接頭 +?241.3 mm OnTrak+?393.7 mm MoB Stab+?241.3mm BCPM+配合接頭+?209.55 mm濾網(wǎng)短節(jié)+?203.2 mm定向接頭+?203.2 mm鉆鋌3根+?203.2 mm震擊器+配合接頭+?149.225 mm加重鉆桿11根+?149.2 mm鉆桿[5]，一趟鉆滿足預(yù)斜、穩(wěn)斜、防碰要求[5，7-8]。

2.3 基于隔水導(dǎo)管偏斜角度的表層防碰設(shè)計(jì)及鉆進(jìn)控制工藝

根據(jù)井槽分布、隔水導(dǎo)管偏斜和下部井眼軌跡的要求，采取“一井一策”思路確定馬達(dá)工具面。防碰井段按照防碰繞障方案鉆進(jìn)作業(yè)的同時，密切關(guān)注鉆井參數(shù)變化以及測斜數(shù)據(jù)磁干擾程度，及時使用實(shí)測數(shù)據(jù)開展防碰分析和實(shí)施軌跡前瞻性掃描，向有利方向鉆進(jìn)[9-15]。以B平臺某新增井為例。

2.3.1 樁管鞋位置井斜小于0.5°的情況

該情況可立即實(shí)施造斜，其軌跡如表2所示。鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)：183.5～212.0 m，第1柱滑動排量2 800 L/min、馬達(dá)工具面125°，整立柱采用稠漿滑動鉆進(jìn)并且不提拉，保障造斜效果；212.0～241.0 m，第2柱滑動排量3 200 L/min、馬達(dá)工具面125°，采用半柱稠漿、半柱海水滑動鉆進(jìn)，4 000 L/min排量提拉一遍；241.0～270.0 m，第3柱滑動排量4 000 L/min、馬達(dá)工具面125°，整立柱采用海水滑動、4 000 L/min排量倒劃眼一遍；270.0～500.0 m，每個立柱滑動18.0～20.0 m，按照前期井參數(shù)維持整體造斜率1.5°/30 m左右。

表2 樁管鞋位置井斜小于0.5°情況下的設(shè)計(jì)軌跡展示表

2.3.2 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝20°方位B8H井偏移的情況

該情況下設(shè)計(jì)軌跡如表3所示。鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)基本同樁管鞋位置井斜小于0.5°的情況，主要差別為：第1柱的馬達(dá)工具面130°，第2柱馬達(dá)工具面130°。

表3 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝20°方位B8H井偏移情況下的設(shè)計(jì)軌跡展示表

2.3.3 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝190°方位B3井偏移的情況

該情況朝B3井及B1H井偏移0.58 m，和B3井最近距離1.10 m，設(shè)計(jì)軌跡如表4所示。

表4 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝190°方位B3井偏移情況下設(shè)計(jì)軌跡展示表

鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)基本同樁管鞋位置井斜小于0.5°的情況，主要差別為：第1柱馬達(dá)工具面100°，第2柱馬達(dá)工具面120°。

2.3.4 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝290°方位B5H井偏移的情況

該情況朝B1井及B5H井偏移0.88 m，和B5H井最近距離1.06 m，設(shè)計(jì)軌跡如表5所示。

表5 樁管鞋位置井斜0.8°、井斜朝290°方位B5H井偏移情況下的設(shè)計(jì)軌跡展示表

鉆井參數(shù)設(shè)計(jì)基本同樁管鞋位置井斜小于0.5°的情況，主要差別：第1柱馬達(dá)工具面120°，第2柱馬達(dá)工具面125°。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

該套表層鉆井技術(shù)在3個高溫高壓開發(fā)平臺累計(jì)應(yīng)用36口井，未發(fā)生竄漏，有效化解了表層防碰壓力，提高了表層作業(yè)時效。其中，A平臺表層?660.4 mm井段實(shí)際工期較基本設(shè)計(jì)提前9.53 d、提效53.60%，B平臺提前10 d、提效54.50%，C平臺提前32.4 d、提效52.06%。

4 結(jié)論

1）?660.4 mm井段的鉆井順序采用“跳打”方式，在隔水導(dǎo)管內(nèi)清淤，出隔水導(dǎo)管后進(jìn)行鉆進(jìn)參數(shù)控制，固井時實(shí)施中間液附加量和排量控制，成功解決了表層大尺寸井眼、槽口密集環(huán)境下的井間竄漏問題，實(shí)現(xiàn)南海高溫高壓氣田開發(fā)中表層?660.4 mm井段作業(yè)零漏失。

2）優(yōu)選大尺寸馬達(dá)導(dǎo)向工具，根據(jù)預(yù)斜情況調(diào)整馬達(dá)彎角至1.5°，提高了在淺部松軟地層海水鉆進(jìn)作業(yè)的預(yù)斜效果。鉆具組合中配套MWD工具、新增Mob Stab工具，滿足一趟鉆預(yù)斜、穩(wěn)斜、防碰要求，MWD工具測量穩(wěn)定性顯著提高，進(jìn)一步優(yōu)化形成該區(qū)域表層大尺寸井眼預(yù)斜鉆具組合。

3）基于隔水導(dǎo)管不同偏斜角度的表層防碰設(shè)計(jì)及鉆進(jìn)參數(shù)控制方案，其安全控制包括2個關(guān)鍵點(diǎn)：①在第1個至第3個立柱中滑動鉆進(jìn)時進(jìn)行合理的鉆井液類型選擇（稠膨潤土漿或海水）、提拉與劃眼操作的選擇以及不同位置的高低排量選擇，確保造斜效果；②該井段后續(xù)每個立柱采用旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)9 m左右、滑動鉆進(jìn)18～20 m左右的方式保持整體造斜率和確保軌跡的相對平滑。