北部湾盆地开发井表层钻井模式

赵宝祥陈江华徐一龙郑浩鹏殷水平

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.中海油田服务股份有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

北部湾盆地开发井表层钻井模式

赵宝祥1陈江华1徐一龙1郑浩鹏1殷水平2

（1.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.中海油田服务股份有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

引用格式：赵宝祥，陈江华，徐一龙，等.北部湾盆地开发井表层钻井模式［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：23-26.

南海西部海域北部湾盆地地质条件复杂，进行开发井表层钻井时，存在井壁失稳、钻井液性能不易控制、井眼轨迹不易控制等问题，导致表层钻井井眼携岩困难、定向滑动钻进摩阻大效率低，还存在较大的防碰风险。而目前该盆地以低品位油气藏或边际油气田为主，油田开发效益低，因此需要进行有效的钻井成本控制。介绍了北部湾盆地开发井表层钻井的技术难点；通过优化井身结构、选用经济适用型海水膨润土浆钻井液体系、优化设计螺杆钻具组合及改进随钻测量系统，形成了一套提高该盆地开发井表层钻井效率、降低作业风险的方法。现场应用表明，该模式能在保障作业安全与质量的前提下，提高钻井效率，降低钻井成本，该模式也可为现场施工人员提供技术参考。

北部湾盆地； 开发井； 表层钻井； 作业模式； 钻井效率

在进行北部湾盆地开发井表层钻井过程中，钻遇的角尾组泥岩易水化膨胀缩径，导致起下钻阻卡；表层钻进排量大、含砂量高导致钻头冲蚀严重，影响钻头使用寿命；井深摩阻大、深层定向工具面不稳定导致钻进效率低；随钻测量工具稳定性差，导致定向钻进及随钻测量效率低等。而该盆地是一个开发程度超过30年老矿区，经过多年的持续开发，目前以低品位油气藏及边际油气田为主，油田开发效益低，因此需要进行有效的钻井成本控制。而海洋油气资源的开发受客观环境的制约，成本一直居高不下，提高作业时效对提高海洋油气田经济效益显得十分重要［1］。

根据北部湾盆地的地质特点，借鉴国内外快速钻井技术经验，不断优化开发井井身结构，采用海水膨润土钻井液体系快速钻进、高效率定向钻进等技术方案，形成了一套成熟的开发井表层钻井作业模式，在保障作业安全与质量的前提下，极大地提高了钻井效率，为北部湾盆地缩短建井周期、降低油田开发成本、开发边际油田提供了有力的保障。

1　钻井难点

北部湾盆地已开发的油田有涠11-4、涠12-1、涠11-1、涠11-1N及涠6-8等，常规开发井井身结构为：Ø609.6 mm隔水导管+ Ø444.5 mm井眼（Ø339.7 mm套管）+Ø311.1 mm井眼（Ø244.5 mm套管）+ Ø215.9 mm井眼（Ø177.8 mm尾管）。一般隔水导管由工程打桩锤入，钻井作业从Ø444.5 mm井段开始，因此习惯将该井段作业称为表层作业。

1.1易发生井壁失稳

北部湾盆地内存在3条大的断裂带，其中2号断裂带附近的涠洲组二段地层上部地层沉积了大段的灰色泥岩，该灰色泥岩微裂隙发育，极易吸水膨胀、垮塌，且坍塌压力高［2］。已开发油田的储层主要分布在涠洲组和流沙港组，因此，表层套管下深对于开发井井身结构的简化起到决定性作用。

位于2号断裂带附近的涠10-3油田、涠12-1油田是井壁失稳的“雷区”，2个油田开发井作业中井壁失稳、井漏、卡钻事故率高。经过分析，认为该区域开发井表层Ø339.7 mm套管下深浅（一般下在800 m左右），致使套管鞋附近地层承压有限，而在Ø311.1 mm井段钻井作业中为了平衡地层坍塌压力，使用较高密度的钻井液，导致上部地层发生漏失，处理井漏时间过长又可能导致下部涠二段地层垮塌。

1.2钻井液性能不易控制

北部湾盆地表层砂泥岩互层，压实程度低，成岩性差。而角尾组沉积大段绿灰色泥岩，水化造浆严重，固控设备处理能力有限，加上定向井工具限制了排量，岩屑不能被及时有效地携带出井筒，在井筒内水化导致钻井液性能恶化。同时岩屑在环空“滚雪球”式的发展，形成泥团不易被携带出井筒造成起下钻困难，甚至堵塞循环系统，对作业效率和安全产生较大影响。这需要在钻井液体系方面进行针对性的改进［3-5］。

北部湾盆地表层主要用2种钻井液体系：聚合物体系和海水膨润土浆体系，这2种体系都有自己的优缺点。聚合物体系是以KCl抑制泥岩水化、PLUS抑制包被携带岩屑的，该体系抑制性强、滤失量低，但由于表层井眼容积大、钻井液循环量大，客观条件限制体系维护难度大，易出泥球，角尾组易缩径，且成本较高。海水膨润土浆体系主要靠稠膨润土浆携岩来保持井眼清洁，分散性强，不易起泥球，成本低；但是其滤失量大，深井滑动摩阻大，定向滑动钻进困难，不能形成有效的滤饼维护井壁稳定，疏松砂岩易发生井壁坍塌，下洋组砂砾岩发育，地层易漏失，井下安全风险高。

1.3井眼轨迹不易控制

海上油气田开发井基本都是丛式井，井网密集，存在相对严峻的防碰风险；同时，北部湾盆地开发井的造斜段几乎均在表层，由于表层地层胶结疏松，影响井眼轨迹的控制。因此需要根据地层对井眼轨迹的影响规律，采用新工艺与工具，使得表层井眼轨迹的控制更加优质、高效，防碰措施更加安全有效［3-6］。

2　钻井技术措施

2.1井身结构优化

根据开发井井壁失稳机理和地应力分布规律研究结果，并结合地层三压力分析结果，对开发井的井身结构进行优化，合理设计表层套管下深，表层套管下深从800 m到超过1 300 m，将下洋组易漏砂岩封隔。提高表层套管下深后，易垮塌井段上部地层的承压能力大幅提高，为钻开易垮塌井段留足了钻井液密度窗口，避免了后续井段井下漏失与垮塌并存的风险，使易垮塌井段钻井事故率降为0。

2.2钻井液优化

上部地层可钻性虽好，但存在角尾组泥岩膨胀缩径及出泥球等问题，同时，表层套管深度增加，会增加大尺寸斜井井眼清洁难度和大井眼定向滑动钻进难度，因此，在已有海水膨润土浆体系基础上，通过实验优选了聚合醇、PAC-LV、FLO作为泥岩抑制剂和降失水剂，抑制了泥岩段井壁缩径，增强了钻井液润滑性，维护了井壁稳定。主要思路是：（1）在该井段的上部（600 m以上）采用海水钻进、稠膨润土浆段塞携岩的措施。（2）600～800 m属于疏松砂岩段，从防止疏松砂岩垮塌方面考虑，使用海水膨润土浆钻进，提高钻井液的流态，调整其黏度在32 s左右，提高悬浮性；向循环系统补充0.5%的PAC-LV胶液，控制失水，维护井壁稳定。（3）进入角尾组后，控制钻井液体系的膨润土含量，使泥岩钻屑能够充分水化分散，同时向循环系统补充聚合醇胶液。聚合醇胶液润滑性好，“浊点效应”的特点使其具有较强的抑制能力，其分子在井壁泥岩表面聚集形成乳状颗粒，阻止流体的侵入实现抑制泥岩水化的效果。通过聚合醇的使用，抑制了角尾组泥岩水化膨胀缩径，同时也提高了体系的润滑性，解决了长裸眼段海水膨润土浆滑动摩阻大的难题，达到了抑制性和分散性的平衡，有效防止了泥球的产生，同时整个井段的摩阻小，定向钻进效率高。由于钻井液在维护方面的优化，降低了循环系统的含砂量，减少了钻头的冲蚀。待钻进至下洋组后，通过向循环系统补充高浓度的PAC-LV胶液或FLO胶液，转化为海水聚合物钻井液体系，达到降低滤失、稳定井壁的作用，保证后续下套管作业的顺利［7-8］。钻井液性能见表1。

表1　3种钻井液体系性能的对比

由于表层钻井液使用量大，常规钻井液成本高，要实现上述功能，必须寻求经济适用的钻井液体系。对大井眼易水化泥岩，采用海水膨润土浆体系钻进，给予岩屑充分的水化空间，避免了岩屑抱团出泥球现象，实现了井眼清洁；在易水化缩径地层，优选抑制剂，解决井眼缩径问题；对于疏松砂岩，提高钻井液流态，降低对井壁的冲刷，通过补充降失水剂达到维护井壁稳定的目的；对于易漏失砂岩地层，优选降失水剂并转化为海水聚合物体系，降低钻井液的滤失，避免沉砂卡钻等复杂情况的发生；在实现井眼清洁的基础上，提高体系润滑性及滤饼质量，降低了大井眼螺杆钻具深井定向滑动钻进摩阻，提高了定向钻进效率。

2.3表层优快定向技术

北部湾盆地开发井的造斜段绝大部分在表层，由于表层地层胶结疏松、井深造成摩阻大，影响井眼轨迹控制。通过采用新工艺与新工具，使表层井眼轨迹控制更加优质、高效，防碰措施更加安全有效［7，9］。2.3.1 优化钻具组合 根据表层井段作业难点及特点优化钻具组合。目前该区域常用的表层定向井钻具组合为：Ø444.5 mm牙轮钻头+ Ø 244.48 mm螺杆钻具（1.5°弯角）+ Ø 393.7 mm扶正器+ Ø 203.2 mm浮阀+ Ø 203.2 mm 无磁钻铤+ Ø 203.2 mmMWD+ Ø 203.2 mm短无磁钻铤+ Ø 203.2 mm定向接头+ Ø 203.2 mm变扣接头+ Ø 139.7 mm加重钻杆。

优化后的钻具组合的优点：

（1）减少了钻铤的使用，减小了钻具和井壁的接触面积，减小了定向滑动摩阻，有利于定向钻进；

（2）降低了钻具刚性，有利于起下钻作业，减小了在疏松地层出新井眼的概率；

（3）采用铣齿牙轮钻头，有助于螺杆钻具定向钻进工具面的稳定，同时有利于对邻井套管碰撞风险的控制；

（4）选用高扭矩的螺杆钻具，克服定向钻进时钻头的反扭矩，大幅提高了机械钻速及定向钻进效率，降低了螺杆钻具的井下事故［5］。

该钻具组合对井眼轨迹的控制也非一劳永逸，在实际作业过程中，对于不同的构造，通过调整扶正器尺寸、合理利用地层增降斜规律，实现在高效作业情形下对井眼轨迹的有效控制。

2.3.2提高随钻测量系统的稳定性 在表层钻井作业过程中普遍使用Sperry-Sun 1200 MWD系统，采用国产化配件，并配合PCWD解码系统。该系统前期在表层钻进过程中受高低频噪音、管道压力等因素影响，经常出现数据解码成功率较低的工况，导致作业过程中测斜一次成功率偏低（一次成功率仅有75%左右），螺杆钻具定向滑动时没有实时工具面参考，对轨迹控制造成了不利影响，同时也降低了作业效率［9］。

为了提高解码成功率，保证随钻测量稳定性，提出使用2套地面解码系统的方案，在使用PCWD的同时，增加了1套INSET解码系统。第1套对高低频噪音进行滤波处理，第2套对压力脉冲信号进行解码［9-10］。采用双解码系统后，测斜成功率达到了99%以上，定向钻进时有了实时工具面数据，提高了轨迹控制质量，同时也极大地提高了作业效率。

2.3.3采用多点陀螺测斜技术 海上油气田开发井多是丛式井，井槽间距小，井网密集，存在碰撞风险。目前使用的随钻测量系统多为磁性测量，利用磁通门传感器测量大地磁场强度的方式定向。这种工具在表层井网密集的情况下通常受到临井套管磁场影响，无法真实地反映井眼轨迹走向，需要采用陀螺测斜仪来进行定向和防碰绕障作业。

前期采用单点陀螺测斜仪进行测量。单点陀螺测量每次只能测量1个深度的井斜和方位，在防碰严峻的开发井项目中使用时，测量次数较多，效率低。针对这一情况，引进了SRM多点自寻北陀螺仪，其优点在于：

（1）多点测量，每次入井可以测量多个测点，对井眼轨迹实现更精准的控制，也给后续井的防碰扫描提供连续准确的数据；

（2）通过传感器敏感、钻头线速度、井深测量值对误差进行评估，提高了测量的准确性；

（3）高速、多通道可编程数据采集单元可以实现多传感器数据实时采集，然后通过通讯单元直接传输到地面系统；

（4）地面系统直接读取数据，相比单点陀螺需要通过读胶片的方式获取数据，避免了人为误差，提高了测量精度与效率［11-12］。

受仪器工作原理及结构影响，在现场使用中，要保证仪器的居中度及避免管柱的震动。因此，仪器带有扶正翼，测量时仪器必须坐落于定向接头内。

3　现场应用

该作业模式在涠11-1N、涠6-8及涠6-9等油田进行了现场应用。从应用效果看，应用该模式后的开发井起下钻速度和平均机械钻速（表2）都有显著提高。通过时效对比分析，发现平均每口井可以节省大约1.5 d的时间（折算成相同的井深），相当于每口井节省钻井费用220万元，在一定程度上降低了油气田开发成本，提高了经济效益。

表2　各油田表层起钻效率对比

4　结论

（1）通过钻井液体系的改进，解决了大井眼岩屑携带困难、出泥团的问题，实现了疏松砂岩、易漏失砂岩井段的安全钻井，且降低了钻井液成本；采用铣齿牙轮钻头配合高扭矩螺杆钻具，不仅有利于定向钻进轨迹控制，还有利于机械钻速的提高。通过技术改进，形成了北部湾盆地开发井表层高效钻井作业模式，不仅提升了作业安全，还提高了钻井效率，缩短了油田建产周期，降低了开发成本。

（2）表层钻井采用的经济适用型随钻测量仪器抗冲蚀性有限，正常钻进排量下循环50 h即冲蚀严重，存在井下工具失效的风险，需要进一步提高随钻测量仪器配件的抗冲蚀性。

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（修改稿收到日期 2015-08-12）

〔编辑 景 暖〕

The pattern of surface drilling in development wells of Beibu Gulf Basin

ZHAO Baoxiang1，CHEN Jianghua1，XU Yilong1，ZHENG Haopeng1，YIN Shuiping2
（1. Zhanjiang Branch of CNOOC，Zhanjiang 524057，China；2. Zhanjiang Branch，CNOOC Energy Technology & Serνices Limiled，Zhanjiang 524057，China）

The geological conditions of Beibu Gulf Basin in the western South China Sea are very complex. When drilling the surface layers of development wells，there existed such problems as wellbore instability，difficulty in controlling drilling fluid properties，difficulty in controlling wellbore trajectory，and so no，which led to difficulty in sand carrying in surface drilling hole，large friction and low efficiency in directional slide drilling，and there also existed great risk of borehole collision. Now this Basin is mainly dominated by low quality oil/gas reservoirs or marginal oil/gasfields and the oilfield has low development benefit，so drilling cost must be controlled effectively. This paper presents the technical difficulties in surface drilling in development wells in Beibu Gulf Basin. A set of method which improves surface drilling efficiency in development wells in this Basin and reduces drilling risks has been developed by optimizing the wellbore configuration，using economic and applicable seawater bentonite drilling fluid system，optimizing the design of positive displacement motor assembly and improving the measurement while drilling system. The field application shows that this pattern can increase drilling efficiency and reduce drilling costs while guaranteeing drilling safety and quality. This pattern can also provide technical

for field workers.

Beibu Gulf Basin； development well； surface drilling； operation mode； drilling efficiency

TE242

B

1000-7393（ 2015 ） 06-0023-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.006

赵宝祥，1981年生。2005年毕业于中国石油大学（北京）石油工程专业，现主要从事海洋钻井技术研究工作。电话：0759-3911492。E-mail：zhaobx@cnooc.com.cn。