張 強(qiáng)，饒志華，秦世利，金 勇

（中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518000）

近年來(lái)南海東部地區(qū)縱向深部古近系層系恩平組和文昌組的開(kāi)發(fā)是未來(lái)幾年油氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的重點(diǎn)。深層珠海組、恩平組和文昌組油藏埋藏深大于3 000 m，為中粗粒長(zhǎng)石石英砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖、少量泥質(zhì)粉砂巖和砂質(zhì)泥巖，辮狀河三角洲沉積，非均質(zhì)性強(qiáng)。古近系深部地層巖石抗壓強(qiáng)度高、研磨性強(qiáng)、夾層分布、泥頁(yè)巖易水化分散，導(dǎo)致開(kāi)發(fā)過(guò)程中出現(xiàn)諸多復(fù)雜情況[1-4]，面臨“鉆速慢、周期長(zhǎng)、成本高、風(fēng)險(xiǎn)大”的技術(shù)瓶頸。經(jīng)過(guò)多年的經(jīng)驗(yàn)積累和技術(shù)沉淀，南海東部逐步摸索出一套適用于深層古近系的高效開(kāi)發(fā)技術(shù)，并成功應(yīng)用于多口深井的實(shí)施，提效增速成果顯著。

1 古近系深部地層開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

1.1 井壁穩(wěn)定性差，復(fù)雜情況頻繁

古近系地層存在風(fēng)化殼、煤層，易發(fā)生井壁坍塌、井眼漏失等井壁失穩(wěn)現(xiàn)象[5，6]。在深部地層鉆井過(guò)程中面臨著諸多困難，頻繁出現(xiàn)井壁失穩(wěn)、井眼垮塌、縮徑、卡鉆、卡電纜等復(fù)雜情況。近些年來(lái)南海東部古近系開(kāi)發(fā)過(guò)程中因復(fù)雜情況造成的經(jīng)濟(jì)損失高達(dá)上億元。

1.2 機(jī)械鉆速低，制約勘探開(kāi)發(fā)效率

古近系深部地層包含珠海組下部、恩平組及文昌組。珠海組巖石抗壓強(qiáng)度不高，但下部存在多個(gè)硬夾層，抗壓強(qiáng)度最高達(dá)137.9 MPa，內(nèi)摩察角高達(dá)42°，恩平組、文昌組軟硬交錯(cuò)夾層頻繁，抗壓強(qiáng)度整體較高，達(dá)到48.3～82.7 MPa，恩平組、文昌組單軸抗壓強(qiáng)度和內(nèi)摩擦角的測(cè)井曲線（見(jiàn)圖1）。巖石壓實(shí)程度高導(dǎo)致地層可鉆性差，機(jī)械鉆速不足，且倒劃眼困難、起下鉆次數(shù)較多，這些嚴(yán)重制約了勘探開(kāi)發(fā)的速度與效率。

圖1 恩平組、文昌組單軸抗壓強(qiáng)度（左圖）和內(nèi)摩擦角（右圖）

2 深部古近系地層開(kāi)發(fā)提速策略

2.1 PDC鉆頭旋轉(zhuǎn)齒切削技術(shù)

古近系地層軟硬夾層多、抗壓強(qiáng)度高、研磨性強(qiáng)，常規(guī)PDC 鉆頭壽命短，鼻肩部、外排齒磨損嚴(yán)重，出井鉆頭甚至出現(xiàn)掉齒、崩齒、磨出明顯環(huán)形槽的現(xiàn)象[7-9]。據(jù)統(tǒng)計(jì)古近系地層單只鉆頭平均進(jìn)尺為230～550 m。機(jī)械鉆速表現(xiàn)也不理想，φ215.9 mm 井眼使用攻擊性強(qiáng)的七刀翼鉆頭，平均機(jī)械鉆速仍不足9.6 m/h。

2.1.1 旋轉(zhuǎn)齒鉆頭結(jié)構(gòu)及工作原理 根據(jù)出井鉆頭的磨損特征、地層與鉆頭的匹配性評(píng)估，優(yōu)化鉆頭切削齒結(jié)構(gòu)，優(yōu)選旋轉(zhuǎn)齒PDC 鉆頭。旋轉(zhuǎn)齒鉆頭主要組成部分包括碳化鎢套筒、PDC 切削片以及連接軸承。PDC切削片通過(guò)軸承與套筒密封相連，焊接在鉆頭本體上，切削片與套筒間存在一定間隙以保證切削片可以自由旋轉(zhuǎn)。

在大多數(shù)情況下，切削齒僅有10%～40%被用于實(shí)際的切削，剩余的60%～90%被鎖定在鉆頭體中，因此旋轉(zhuǎn)齒鉆頭的實(shí)際切削利用率可以達(dá)到100%。同時(shí)在不增加刀翼數(shù)量的情況下，通過(guò)鉆頭切削齒載荷及齒功率的分布，從而保證鉆頭攻擊性。

2.1.2 旋轉(zhuǎn)齒鉆頭的應(yīng)用 西江油田某平臺(tái)A1 及A2井均使用常規(guī)七刀翼PDC 鉆頭開(kāi)發(fā)φ215.9 mm 井眼恩平組，現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)過(guò)程中鉆井效率低，行程鉆速小于4.7 m/h，多次起鉆更換磨損鉆頭效果不明顯。A3 井中下入PDC 旋轉(zhuǎn)齒鉆頭，單只鉆頭實(shí)現(xiàn)1 421 m 的進(jìn)尺，行程鉆速也提升了一倍，取得較好提速效果（見(jiàn)表1）。通過(guò)評(píng)價(jià)分析，出井鉆頭磨損特征評(píng)價(jià)為1-2-WT-A-X-1/16-NO-TD，鉆頭磨損比較輕微。

表1 西江油田A1、A2 及A3 井作業(yè)效率對(duì)比

2.2 復(fù)合沖擊器提速技術(shù)

通過(guò)分析古近系地層應(yīng)力分布、抗壓強(qiáng)度、內(nèi)摩擦角等地層特征，結(jié)合已有水力震蕩器、扭沖類提速工具的使用效果，引入復(fù)合沖擊器提速工具[10-12]。為了更好的發(fā)揮復(fù)合沖擊器的特點(diǎn)，同時(shí)兼顧定向井造斜中靶要求，形成復(fù)合沖擊器+旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向一體化鉆井提速技術(shù)。

2.2.1 復(fù)合沖擊器工作原理 復(fù)合沖擊器不僅具備傳統(tǒng)扭沖工具扭力沖擊的特點(diǎn)，還開(kāi)創(chuàng)性的集成軸向沖擊功能，是一種復(fù)合沖擊的鉆井提速工具。工具的內(nèi)部結(jié)構(gòu)為純金屬機(jī)械結(jié)構(gòu)，無(wú)電子元器件和橡膠密封件，通過(guò)換向機(jī)構(gòu)將泥漿水力能量轉(zhuǎn)化為高頻、穩(wěn)定的周向沖擊和軸向沖擊能量，其中通過(guò)能量分配裝置將沖擊能量的80%轉(zhuǎn)化為扭向沖擊，20%轉(zhuǎn)化為軸向沖擊。鉆井過(guò)程中，復(fù)合沖擊器位于PDC 鉆頭的上部，利用鉆井液驅(qū)動(dòng)撞擊錘在高壓區(qū)和低壓區(qū)腔室內(nèi)做往復(fù)運(yùn)動(dòng)。通過(guò)撞擊錘不間斷的重復(fù)撞擊，將部分鉆井液流體能量轉(zhuǎn)換成一定頻率、一定強(qiáng)度的周向力，并直接傳遞給鉆頭，從而提高PDC 鉆頭的破巖能力。

復(fù)合沖擊器將鉆井液的水力能量轉(zhuǎn)換為扭轉(zhuǎn)周向沖擊的同時(shí)，部分轉(zhuǎn)換成軸向沖擊。依靠泵入的鉆井液的能量，觸發(fā)軸向沖擊模塊，利用壓力差帶動(dòng)軸向撞擊錘上下往復(fù)運(yùn)動(dòng)，從而實(shí)現(xiàn)復(fù)合沖擊器的軸向沖擊。軸向沖擊增強(qiáng)了PDC 鉆頭的吃入能力，改善了跳鉆現(xiàn)象，消除了鉆壓峰值，保持了鉆壓的穩(wěn)定，從而使得鉆頭平穩(wěn)的切削地層，既延長(zhǎng)PDC 鉆頭的壽命，又與周向沖擊相耦合，提升破巖效率。

2.2.2 復(fù)合沖擊器的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 番禺油田B2 井目標(biāo)靶點(diǎn)均在珠海組、恩平組、文昌組等古近系深部地層。地層巖石單軸抗壓強(qiáng)度最大超過(guò)131 MPa，研磨性強(qiáng)，PDC 鉆頭齒難以吃入地層，無(wú)法對(duì)巖石形成剪切破壞。若一味的提高鉆壓，井內(nèi)管柱振動(dòng)劇烈，鉆頭切削齒不斷硬性碰撞地層巖石，內(nèi)外排齒易崩齒脫落，鉆頭磨損嚴(yán)重。該區(qū)塊初期一口探井在文昌組鉆進(jìn)，φ215.9 mm井段共計(jì)進(jìn)尺683 m，平均機(jī)械鉆速僅為6.37 m/h，出井鉆頭磨損嚴(yán)重，多次出現(xiàn)內(nèi)外排齒崩齒，保徑縮小，沒(méi)有進(jìn)尺的現(xiàn)象，共起鉆三次，鉆進(jìn)工期顯著增加。

為了應(yīng)對(duì)鄰井出現(xiàn)的難題，B2 井設(shè)計(jì)在鉆井管柱中加入復(fù)合沖擊器鉆進(jìn)。實(shí)鉆階段該井段共計(jì)兩趟鉆完鉆：（1）第一趟鉆累計(jì)進(jìn)尺201.5 m，在珠江組鉆進(jìn)，機(jī)械鉆速15.8 m/h，由于游車自由下滑起鉆；（2）第二趟鉆累計(jì)進(jìn)尺1 282.1 m，鉆完珠江組以及部分珠海組設(shè)計(jì)井深后起鉆，機(jī)械鉆速16.53 m/h。

由表2 看出，B2 井在文昌組累計(jì)進(jìn)尺1 483.6 m，平均機(jī)械鉆速16.43 m/h，兩趟鉆完成了該井段的鉆進(jìn)作業(yè)，與同層位鄰井相比較，平均機(jī)械鉆速提速155.8%，鉆頭磨損程度低，節(jié)約起下鉆次數(shù)，作業(yè)效率得到提升。

表2 B2 井與鄰井古近系地層鉆進(jìn)概況

通過(guò)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具的地面Stick-Slip 監(jiān)控系統(tǒng)可以發(fā)現(xiàn)，B2 井使用復(fù)合沖擊器后，鉆具井下振動(dòng)明顯得到有效改善，井底Stick-Slip 數(shù)值大于200%的累計(jì)百分比不足5%，井底鉆進(jìn)過(guò)程平穩(wěn)，這表明復(fù)合沖擊器能夠有效降低井底的鉆頭在硬質(zhì)地層的黏滑效應(yīng)，井內(nèi)鉆具平穩(wěn)（見(jiàn)圖2）。

圖2 B2 井井內(nèi)鉆具的Stick-Slip 數(shù)值（2 890～3 978 m）

2.3 新型硅酸鹽防塌鉆井液體系構(gòu)建

深層古近系泥巖黏土礦物含量高，部分地層存有風(fēng)化殼、多套煤層，井壁不穩(wěn)定，易掉塊坍塌，同時(shí)古近系地層的井眼斜深大，作業(yè)周期跨度大，裸眼長(zhǎng)時(shí)間浸泡，進(jìn)一步加劇了井眼的不穩(wěn)定程度[13]。為了保持井眼穩(wěn)定，常規(guī)做法是提升井筒內(nèi)鉆井液密度。由于探井作業(yè)電纜測(cè)井項(xiàng)目多，高鉆井液密度多次導(dǎo)致卡電纜復(fù)雜情況。通過(guò)專項(xiàng)研究古近系地層失穩(wěn)機(jī)理及影響因素，優(yōu)化鉆井液配方，研發(fā)出較低密度下具有強(qiáng)抑制性和封堵性能的新型硅酸鹽鉆井液體系。

2.3.1 硅酸鹽體系性能評(píng)價(jià) 硅酸鹽鉆井液的防塌抑制性能，接近油基鉆井液。硅酸根與巖石表面或地層水中的鈣、鎂離子反應(yīng)生成沉淀，封堵巖石孔隙。硅酸鹽本身具有一定顆粒分布，能夠封堵地層孔喉及裂縫。硅酸鹽與微裂縫微裂隙二翼巖石的表面鍵合及自身凝膠化，起到對(duì)巖石弱面的膠結(jié)作用，大量的膠結(jié)，宏觀增強(qiáng)巖石整體強(qiáng)度。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)采用古近系地層掉塊樣品在不同單劑中90 ℃條件浸泡24 h，觀察不同單劑對(duì)地層巖石的影響。結(jié)果表明：清水浸泡巖石樣品24 h 后，產(chǎn)生很多裂縫，整塊巖石幾乎全部破碎；KCl 溶液浸泡后，效果比清水好，但依然存有很多裂縫；硅酸鹽鉆井液浸泡后，巖石相對(duì)完整。

2.3.2 硅酸鹽體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用 陸豐油田一口探井C1井使用硅酸鹽防塌鉆井液進(jìn)行四開(kāi)φ215.9 mm 井段鉆進(jìn)，本井段施工過(guò)程中，起下鉆順利，均無(wú)掛阻現(xiàn)象出現(xiàn)，同時(shí)電測(cè)四趟過(guò)程順利，無(wú)卡電纜等現(xiàn)象。該井段低密度鉆進(jìn)，最高鉆井液密度為1.20～1.26 g/cm3，鉆井液密度較鄰井降低0.10 g/cm3。整個(gè)鉆井期間黏切穩(wěn)定，鉆屑侵入對(duì)黏切影響較小。

從圖3 看出，C1 井密度一直維持在1.22 g/cm3以下，中途由于起泡問(wèn)題，為了井下安全，逐步提高密度到1.26 g/cm3。

圖3 C1 井與鄰井鉆井液密度對(duì)比

3 結(jié)論

（1）南海東部古近系深部地層前期開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)較少，鉆井提速面臨井壁穩(wěn)定性差、機(jī)械鉆速低等諸多難題，探索出旋轉(zhuǎn)齒鉆頭、復(fù)合沖擊器及新型硅酸鹽體系等系列提速技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)多口井的實(shí)鉆結(jié)果表明這些技術(shù)有效提升機(jī)械鉆速，減少非生產(chǎn)時(shí)間，提升作業(yè)效率。

（2）可旋轉(zhuǎn)的PDC 切削齒增加切削效率和鉆頭使用壽命，復(fù)合沖擊器配合和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向配合在提速的同時(shí)精確制導(dǎo)，硅酸鹽鉆井液有效提升封堵性和抑制性，針對(duì)古近系的地質(zhì)理化特征，取得良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

（3）雖然南海東部在陸豐和惠州低滲油藏古近系探井作業(yè)積累了一定經(jīng)驗(yàn)，但是仍有部分井段擴(kuò)徑問(wèn)題、泥漿性能穩(wěn)定周期不足等許多核心技術(shù)需要繼續(xù)攻關(guān)。