渤海潜山油藏钻井配套技术的研究与应用

和鹏飞

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海潜山油藏钻井配套技术的研究与应用

和鹏飞

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

在海上某油田潜山裂缝性油藏钻井开发过程中，存在地层易漏失、可钻性差、钻具磨损严重、井眼轨迹控制困难等诸多挑战。在深入分析已钻探井资料的基础上，结合海上作业经验，以控压钻井技术配合水包油钻井液体系，通过优选先进钻井工具(钻头、EcoScope随钻测井工具、减阻器以及螺杆马达等)、优化钻井参数等一系列措施，最终有力保证了潜山井轨迹控制，顺利实现开发目的，成功避免复杂情况的发生。

海上油气田；潜山油藏；钻井；钻具选择；参数优化

0 引 言

海上某油田是渤海海域辽东湾水域的主力油田之一，开发层系为太古界变质岩潜山基岩和古近系沙二段砂岩。为了增加单井产量、提高采收率，潜山段多口井设计为水平井开发方式。但潜山地层普遍存在易漏失、岩石成分复杂、质地坚硬、可钻性差等问题，开发初期出现井漏严重、造斜困难等复杂情况[1-5]。针对以上情况，对作业难度进行了系统分析，采取了优选钻具提升适应性、改进关键工艺等一系列的举措，形成一套切实可行的技术手段，成功解决该区域潜山油藏的开发问题。

1 钻井作业难点分析

首先，储层裂缝发育，潜山易漏。整个油田地层自上而下可划分为第四系平原组(Qp)、上第三系明化镇组(Nm)和馆陶组(Ng)、下第三系东营组(Ed)、沙河街组(Es)及太古界，其中沙河街组二段及太古界为本油气田的主要含油气层系。太古界潜山地层储层具有孔(洞)缝并存、非均质程度较高的双重介质特点，承压能力弱。初期钻井作业采用常规过平衡钻井工艺，钻井液漏失严重且堵漏困难，如表1所示。该油田潜山段山顶海拔约为-1720m，孔隙度变化范围为1.0%～11.7%，平均6.9%；渗透率变化范围为0.07～351.0mD，多小于10mD。

表1 海上某油田严重漏失情况统计表

其次，地层质地坚硬，机械钻速低，工具易损坏。本区潜山段岩性成分主要由二长片麻岩、斜长片麻岩、变质花岗岩基体与花岗岩侵入体两部分组成，如图1所示。地层坚硬、研磨性高、可钻性差，以探井数据为例平均进尺1～5m/h，同时坚硬的地层与长时间钻进导致造斜工具支撑部位过早磨损、工具造斜失效。图2所示为某探井出井牙轮钻头情况，可以看出磨损严重。

图1 海上某油田某井岩屑样品Fig.1 Cuttings of buried hill

图2 某井潜山段出井钻头Fig.2 Bit out of the hole

此外，地层非均质化，轨迹控制造斜难度大。该油田潜山井多以水平井为主，完钻井斜在85°以上，同时要求命中双靶。但潜山井入山时的中完井斜普遍只有50°～60°，潜山段钻进要保证数百米进尺的同时，还有达到造斜和中靶精度要求，由此可见潜山轨迹要求难度大。并且由于地层可钻性差，旋转导向等先进设备不适合本区快速钻进，只能使用常规马达钻具滑动造斜，如此导致一方面摩阻大钻压施加困难，另一方面没有近钻头实时连续井斜数据，通过随钻测量(MWD)仪器测得的井斜数据，其测点到钻头的距离在20m以上，不利于井眼轨迹的控制。

2 海上潜山油藏钻井关键技术分析

2.1 控压钻井配套技术

对于潜山油藏来说，储层保护是实现高产的首要前提，因此欠平衡或者微欠平衡钻井是潜山油藏的首选钻井方式。但海洋钻井不同于陆地钻井，特别是作业场地极其有限，不能实现大规模或者大量设备的摆放和联合作业的大规模开展。而与欠平衡钻井技术相比，压力控制钻井(或称控压钻井)不能实现钻井全过程的欠平衡状态，钻井结束后对钻井液适当加重后起钻。该技术可很好地适应海上场地小设备摆放困难、环保压力大等不利的作业条件，它继承了欠平衡钻井技术的大部分优点，同时又具有自身的技术优势： 有利于发现油气层、保护储层，提高油气产量，与常规钻井相比可提高产能2～10倍，最高可达几十倍。它有利于提高机械钻速，提高作业效率，节约钻完井成本。采用低密度钻井液，对于低压易漏失储层，具有非常好的防漏效果。对于特殊的海洋环境、特殊的海上钻井平台等作业条件要求严格的地区更便于组织实施，可顺利实施海洋钻井油层段“零排放”要求。可以通过控制排量实现近平衡条件下的安全钻进。完钻后对钻井液适当加重，不需要井下套管阀或不压井起下装置，设备简单[6-7]。

控压钻井技术在海上油田有过较多的应用实践，在渤海油田渤中28-1油田、渤中13-1油田以及锦州9-3油田均有控压钻井作业的成功经验[8-9]。海上所用控压钻井设备主要包括旋转控制头和液气分离器等地面处理设备。

旋转控制头主要技术参数如下。静止工作压力5000psi(1psi≈6.895kPa)；旋转工作压力2500psi；轴承总成通径φ178mm；最大旋转速度150r/min；底部连接符合美国石油学会(API)标准的13-5/8英寸×5M法兰(1英寸≈2.54cm)，BX160钢圈。其他辅助设备包括监控箱、动力站、备用胶芯(内径127mm)以及安装、操作辅助设备等。地面处理设备包括： 液气分离器1台，处理量200m3/h；节流管汇1套；燃烧臂2套。

防喷器组合方式为： 旋转控制头+升高短节+环形防喷器+双闸板防喷器(剪切闸板+φ127mm钻杆闸板)+钻井四通+闸板防喷器(φ127mm钻杆闸板)。

2.2 水包油钻井液

水包油钻井液是一种低密度欠平衡水基钻井流体，既保持了水基钻井液的特点，又具备了油基钻井液的特点，适合于井壁稳定地层的欠平衡钻井作业。水包油钻井液是将一定量的油分散在淡水或不同矿化度的盐水中，形成的一种以水为连续相、油为分散相的水包油乳状液。它由水相、油相、乳化剂和其他处理剂组成，其中水相是水包油钻井液的外相(分散介质)，油相为其内相(分散相)，以高闪点、高燃点和高苯胺点的矿物油，如柴油、原油和白油为主。

在该油田潜山钻井作业中，结合先前渤中28-2钻井作业经验，对水包油钻井液组分进行了优化。基本配方： 海水/气制油(或白油)70∶30+NaOH23kg/m3+PF-WOCOAT 10～15kg/m3+PF-WOEMUL 20～30kg/m3+PF-WOVIS 4～6kg/m3+PF-WODFL 10～15kg/m3。热滚条件： 110 ℃×16h。为了保证水包油钻井液在海上安全使用，室内分别就其热稳定性、与原油的配伍性、抑制性、润滑性、油层保护性进行评价。

2.3 钻井工具优选

2.3.1EcoScope随钻测井工具

鉴于本区块潜山地层可钻性差，钻具磨损情况严重，只能在使用常规马达和牙轮钻头的基础上，通过优选性能先进、适应性好的钻具来尽量提高钻具的整体能力。因此，项目首次引进斯伦贝谢新型EcoScope随钻测井工具，以辅助解决井眼轨迹控制、控压等问题，同时实时监测井下钻具动态。

EcoScope多功能随钻测井工具是斯伦贝谢公司2002年开始研发，并于2005年登陆中国市场的一款新型随钻测井仪器。它将全套地层评价、井眼轨迹确定和钻井优化测量组合在一根8～9m长的钻铤内(近钻头使用)，在保留地层评价参数传感器的基础上，增加了多项井下工具状态测量，除提供井斜、方位等数据外，还可以提供随钻环空压力测量(ECD)、实时连续井斜、钻具三轴震动(STICK值)等数据，从而在录取地层地质资料的同时，实时监测井下工具的作业状态。

图3 EcoScope仪器
Fig.3 Photo of EcoScope

实际应用表明，ECD值、STICK值以及近钻头井斜等参数对于提高对井眼轨迹的控制、及时调节钻井参数，减少井下危险情况发生、缩短钻井周期、保护油气层和降低钻井成本等方面有十分显著的效果。

2.3.2减阻器的使用

先期钻井过程中出现过扭矩过大、钻具损坏过快等情况。通过软件对井下情况进行模拟，钻台扭矩达到35kN·m左右，接近38kN·m的上扣扭矩，因此分析后使用减阻器(见图4)，以降低扭矩，改善此种状况。减阻器主要安放在第一造斜段，减少钻具同套管内壁的硬性摩擦，也可以改善受力及扭矩均很大的情况，所以此处安放能大幅降低钻具受力情况，便于力的传递，减小扭矩，保护钻具。

图4 减阻器Fig.4 Drag reducer

2.3.3钻头的选择

针对作业过程中出现的钻具蹩跳较严重、钻头轴承密封失效快的情况，优选Smith公司的GF20钻头。轴承寿命为35万转。折算可使用2.5～3天。

2.3.4螺杆钻具的选择

针对牙轮钻头的作用机理，认为“对比其他主动钻井参数，高转数对潜山地层钻速无明显影响”，从而放弃使用“5/6头常规马达”，改用“7/8头低转高扭马达”[10-11]。通过低转高扭螺杆马达和优选牙轮钻头的配合，降低了牙轮钻头的轴承转速，变相延长了牙轮寿命，减少起下钻次数，提高了机械效率。

3 技术成果应用

在上述关键技术的基础上，又针对单项作业特点和单井作业情况制订了更详细的技术举措。

以A21H井为例，该井为本区块一口潜山水平井，采用三开次井身结构，φ311.15mm段进潜山即着陆，之后采用φ215.9mm井眼完成水平段。该井φ215.9mm井眼在垂深1791m(斜深2270m)左右和垂深1904m(斜深2604m)左右分别钻遇断距为50m和30m的断层。实钻过程中，钻遇第一个断层时发生微漏，通过上述技术的使用以及提前加入随钻封堵剂等材料，处理得当，使循环池液面基本稳定。后续实施的6口潜山井也均未发生漏失，如表2所示。

表2 海上某油田后续潜山井实施情况

3.1 潜山段钻具组合

φ215.9mm牙轮钻头+φ171.45mm螺杆马达(0.75°单弯角)+φ171.45mm浮阀接头+φ203.2mm扶正器+φ171.45mm EcoScope+φ171.45mm MWD+φ171.45mm无磁钻挺×2根+φ127mm加重钻杆×12根+φ171.45mm随钻震击器+φ127mm加重钻杆×2根。

3.2 钻井参数的选择

结合钻头厂家6～18t的推荐钻压，钻进初始钻压在8t上下，待正常后逐步加压至13t左右。开钻前，通过软件对钻具井下受力进行模拟，在高扭高阻的井段加放减阻器，改善钻具受力、降低摩阻，同时保证钻压的有效传递。同时，使用EcoScope工具的STICK值实时了解钻具井下三轴震动状态，依据情况及时做出反应，避免工具不必要的损坏。

3.3 潜山段的轨迹控制

使用EcoScope工具，对泥浆排量比重、钻井参数、滑动位置进行检测，同时，在第一造斜段120～500m(即钻具侧向力最大处)使用减阻器减少钻具磨损，改善受力状况。

由于潜山地层坚硬、趋势明显，一旦增斜形成，后续调整十分困难；所以对该地层来说，井轨迹控制的重点在于先期处理，将不良趋势抑制在初始阶段，可达到事半功倍的效果。EcoScope仪器带有近钻头井斜方位传感器，可先于MWD提供参考数值，便于数据分析和先期处理，为后续操作留下空间。

EcoScope近钻头传感器距钻头位置14m；MWD传感器距钻头23m，两者相距9m，通过对这9m数据的分析，可看出地层趋势，及早采取下一步措施。A21H井的三开设计狗腿度2.1°/30m，即每9m的变化率应该在0.6°～0.8°，现场经验是井斜增长控制在0.8°/9m以内。对比分析数据如表3所示。

从2832m开始井斜呈现加速增长趋势，并在2855m 附近达到0.8°/9m。鉴于此，在2858m处进行了滑动作业，工具面放在左150°～180°，将这一过快增长趋势抑制住了。A21H井钻进过程中，密切关注井斜方位变化，经数次滑动，轨迹基本与设计吻合，达到了油藏目的。

3.4 控压技术的实施

现场所用水包油钻井液原浆密度为0.95g/cm3，经由专业软件进行模拟不同排量下的循环当量密度，得出表4数据。海上某油田的潜山压力系数为0.98g/cm3，现场所需循环当量密度越接近该值越好，对照表4可知，钻进时排量应控制在1500～1750L/min为宜。同时，通过EcoScope工具对ECD值进行实时检测。对起下钻产生的压力激动或岩屑堆积浓度过大引起的压力激动起到提示作用，以及时对钻井液密度及排量进行调整，确保ECD控制在1.08g/cm3以下，从而达到避免井漏的目的。

表3 MWD和EcoScope测斜数据对比分析

表4 不同排量下的井底循环当量密度

4 结 语

辽东湾太古界潜山油藏开发正在逐步成为渤海油田增产的主要目标点。近几年太古界潜山油藏开发技术也在不断发展，尽管潜山地层存在地质坚硬、研磨性高等特点，但通过对轨迹的优化、工具的选择以及参数的使用可以解决上述情况带来的问题，最终达到对井眼轨迹的良好控制，成功达到作业要求。以A21H井为例的太古界潜山水平井轨迹控制技术的成功实施，为后续潜山压控钻进积累了宝贵经验，也为今后勘探和开发潜山裂缝性地层提供了新的开发思路。同时可知，控压钻井技术、水包油钻井液技术、先进钻井工具优选等技术的配套使用是海上某潜山油气层的开发中的首要选择，EcoScope等先进工具的使用，可更好地控制井眼轨迹，了解井下动态，与太古界潜山油藏的高效、安全开发形成了配套技术。

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ResearchandApplicationofDrillTechniqueinBohaiOilfieldBuriedHillReservoir

HE Peng-fei

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

Different problems such as presence of formation leakage, poor drillability, drilling tool wear, difficult well trajectory control exist in offshore oilfield buried hill reservoir drilling development process. To solve these problems, first of all, an in-depth analysis of the drilling, is made. Based on the analysis results, combined with the experience of offshore operations, several measures are applied, including managed pressure drilling (MPD), oil in water mud system, optimization of tools (especially bit, EcoScope, drag reducer and screw motor) and parameters optimization. With the application of these measures, trajectory control is achieved for all buried hill wells, the reservoir development purpose is attained, and no drilling accident happens. The use of these technologies forms a series of supporting solutions to the development of offshore oil field in buried hill wells.

offshore oil and gas field; buried hill reservoir; drilling; tools selection; parameter optimization

TE53

A

2095-7297(2017)01-0019-06

2017-01-06

和鹏飞(1987—)，男，工程师，主要从事海上钻完井监督技术工作。