东方1-1气田浅层大位移水平井钻井技术

田宗强 鹿传世 王成龙 韩成

中海石油（中国）有限公司湛江分公司

东方1-1气田位于南海西部海域，主要开发浅层莺歌海组气藏。该区域地层分布稳定，上部地层为大套巨厚浅灰色泥岩夹薄砂层，泥岩软、黏，蒙脱石、伊蒙混层含量高，极易水化分散；储层为莺歌海组一段，莺歌海组岩性主要为粉砂岩、细砂岩，地层疏松，泥质含量高，属中孔、中渗地层［1-2］。

东方1-1气田已钻水平井典型轨迹为：造斜段—稳斜段—着陆段—水平段地质导向；典型井身结构为：Ø609.60 mm隔水管（入泥深度为60～70 m）+Ø444.50 mm 井眼（下 Ø339.73 mm 套管）+Ø311.15 mm井眼（揭开储层，下Ø244.48 mm套管）+Ø215.90 mm井眼（水平段，下Ø139.70 mm筛管）。

2002—2006年的一期、二期开发井是井深为3000 m左右的常规水平井，储层压力系数为1.01～1.03，Ø444.50 mm 井眼及 Ø311.15 mm 井眼常出现遇阻、憋压、憋扭矩等现象，中途循环也常返出大量泥团，井漏、卡钻、卡套管等复杂情况时有发生，钻井作业时效低于70%。

2010—2013年的一期、二期调整井项目，水平井井深增至3500～4000 m，储层压力系数降至0.56～0.85，对井壁稳定影响很大［3］，调整并优化钻井方案后，出现卡钻、卡套管等复杂情况的井数占比高达50%，其中，2013年A/B平台2口大位移水平井因在储层段钻进时发生恶性井漏而被迫提前完钻，加上井下其他复杂情况，2口井造成的经济损失极为严重，为此，进行了浅层大位移水平井钻井技术研究。

1 钻井技术难点

1.1 桩管鞋至海底井段易窜漏

前期开发项目采用锤入方式下入Ø762.00 mm隔水管，未固井，入泥深度为60～70 m，槽口布局2×3，槽口中心距仅2 m，受群桩效应影响，桩管鞋处承压能力下降，多口井钻出桩管鞋后即发生漏失，如A井Ø444.5 mm井眼从359 m钻至表层套管深度1105 m过程中井口一直失返，被迫在井口无返出情况下进行钻进、起下钻等作业，期间多次短起下验证漏失原因为桩管鞋至海底串通，因此对后续井亟需在作业前分析隔水管下入深度、纵横向稳定性，以降低受群桩效应及地层疏松等因素影响而发生井漏的风险。

1.2 轨迹控制难度大

在Ø444.5 mm井眼，需在乐东组的大套泥岩段造斜，并最终以高于70°的井斜角稳斜，直至着陆（含Ø311.15 mm井眼），稳斜长度近3000 m，该段泥岩极软、黏性强，0～20 kN钻压下机械钻速高达150～240 m/h，旋转钻进时地层对造斜率的影响为自然降斜率5～6（°）/30 m，在乐东组底部至莺歌海组两段泥岩段，旋转钻进时地层对造斜率的影响突变为微增斜。在Ø311.15 mm井眼稳斜和着陆段，莺歌海组泥岩仍表现出软、黏的性质，方位自然漂移严重。在Ø215.9 mm井眼，按地质要求，有些井需要寻找气藏“甜点”，实钻要求在垂深20 m左右的砂体内进行“摸底”和“探顶”。

1.3 井眼清洁难度大

浅层大位移井，稳斜角大、稳斜段长，同时地层又具有软、黏等特性，为维持井壁稳定、降低摩阻、减少黏卡钻具及套管的风险，前期在Ø444.50 mm井眼和Ø311.15 mm井眼，先用分散性较强的钻井液体系钻进，当钻进至特定地层时，钻井液由海水聚合物钻井液体系转换为全抑制或半抑制半分散的钻井液体系。钻至下套管深度后，部分井循环返出大量泥团，有时会堵塞回流槽，起钻过程也常出现遇阻、憋泵等情况，由此引发了几次井漏和卡钻事故，造成了严重的经济损失。

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1.4 压力衰竭储层漏失风险大

随着东方1-1气田开采年限的增加，莺歌海组气藏压力系数逐渐降至0.49～0.82，前期钻井过程中，由于对井壁失稳和防漏的认识不足，导致2口大位移水平井在储层段都发生了严重漏失，被迫提前完钻，如在2013年，A井钻进储层段28.5 m就发生钻井液失返性漏失，堵漏后控制排量钻进，之后又多次发生井漏，反复堵漏耗时10余天，最终被迫提前完钻，经济损失严重。

2 技术措施

2.1 井身结构优化

东方1-1气田一期、二期开发井使用Ø762 mm隔水管，要求使用具有较高受力安全系数的隔水管。在钻井过程中因槽口间距小（中心距2 m）、入泥浅、锤入后偏斜严重（1～1.5°），多次因隔水管管鞋至海底串通导致井漏，甚至失返。为兼顾井口稳定和作业安全，对新增调整井使用的Ø508 mm隔水管（壁厚25.4 mm，材料D36）进行校核，并结合前期的作业经验，确定表层和生产套管的下入深度。

2.1.1 隔水管选型及下入

（1）隔水管横向稳定性。杨氏模量取值为210 GPa，泊松比取值为0.3，最小屈服强度取值为380 MPa，密度取值为7.85 g/cm3，建立隔水管有限元模型，将100年重现期海况条件数据、Morison风浪流计算模型等方式计算得到的作用力值［4-9］代入有限元模型，对隔水导管进行受力分析，得到隔水导管的应力分布情况（图1、图2），Ø508 mm隔水管最大应力为92.6 MPa。根据Q/HS 14009—2011《海上开发井隔水导管设计和作业规范标准》，用许用应力法进行隔水管横向稳定性分析，K55钢级的隔水导管许用应力为228 MPa，表明Ø508 mm隔水导管在东方海域100年一遇海况条件下强度安全系数满足安全要求（表 1）。

图1 导管有限元模型Fig. 1 Finite element model of conductor

图2 Ø508 mm导管应力图Fig. 2 Stress map of Ø508 mm conductor

表1 百年重现期海况下Ø508 mm隔水管最大应力及强度安全系数Table 1 Maximum stress and strength safetу coefficient of Ø508 mm conductor in the one-in-100-уear sea situation

（2）隔水管纵向稳定性。由隔水管轴向受力分析得出隔水管最小入泥深度为

式中，m为隔水管外径，m；δ为隔水管壁厚，m；γ钢为钢材密度，g/cm3；f为隔水导管侧壁单位摩擦力，kN；N土为海底土极限承载力，kN；N上为井口施加于隔水导管的轴向载荷，kN；L为隔水管长度，m。

根据东方1-1气田海域海底土底部承载力与入泥深度关系，可求得Ø508 mm隔水导管最小入泥深度为68.29 m，如图3所示。

图3 东方1-1气田海域海底土底部承载力与入泥深度关系Fig. 3 Relationship between driving depth and bearing capacitу at the bottom of seabed soil in the sea area of Dongfang 1-1 Gasfield

（3）隔水管下入方式及深度。采用避开急海流、增加钻柱质量的方式保证隔水管井眼（Ø660.4 mm）的防斜打直，并对钻柱配长以保证钻头入泥20 m以内海水中的钻柱全部为Ø241.3 mm钻铤，第一柱入泥不划眼。结合海底土资料及地层破裂压力情况，确定隔水导管入泥深度为90 m。钻至下隔水管深度后，井眼替满稠膨润土浆，起钻，下隔水导管，固井，隔水管坐底。

通过以上校核、计算和论证，Ø508 mm隔水管可满足东方1-1气田新增调整井作业工况要求。隔水管尺寸的减小增大了槽口间距，防斜打直措施规避了隔水管的偏斜，隔水管入泥深度的增加和隔水管固井方式的优化，确保了隔水管不偏不斜、受力稳定和封固有效。

2.1.2 表层套管下深 为满足轨迹控制要求，前期表层钻井作业时均采用“海水膨润土浆+马达钻进”的作业方式，开发井的表层套管一般下在造斜段，但对大位移井而言下深过浅，会为后续作业带来较大压力。2016年以前所钻井曾尝试随着井深的增加，将表层套管下深至进入稳斜段200～400 m，但受轨迹控制困难的影响，尤其是在乐东组底部地层易形成±4 （°）/30 m剧烈变化的全角变化率，造成套管难以下到位。研究认为，2016年新增调整井表层套管下至乐东组底部的地层岩性变化之前的某一深度更为合理。

2.1.3 生产套管下深和完钻井深 根据地质要求，并结合钻井液密度窗口数据及大位移井自身特性进行生产套管下深设计［10］，为增加泄流面积，水平段长度应尽可能长。鉴于前期2口大位移井均因储层压力衰竭，发生恶性井漏，不得不提前完钻（井底钻井液循环当量密度为1.52 g/cm3），2016年在新增井钻井时进一步加强了ECD的控制措施，并提高了钻井液屏蔽暂堵性能，同时将Ø127 mm钻杆抗扭能力、ECD不超过地层的漏失当量密度作为完钻井深的边界条件。

2.2 钻井液体系优化

上部非储层段地层为乐东组、莺歌海组一段。乐东组岩性主要为厚层灰色泥岩夹灰色泥质粉砂岩，莺歌海组一段为大套灰色泥岩及灰色粉砂质泥岩。乐东组、莺歌海组一段地层黏土矿物含量在50%左右，黏土矿物含量高，且组成以伊蒙混层为主，阳离子交换容量大，伊蒙混层吸附结合水能力强，泥岩钻屑表面易水化，导致泥岩钻屑之间相互粘结形成泥球［11］，常发生堵塞高架槽、振动筛糊筛、环空憋压、井漏、卡钻等复杂情况或事故，严重影响作业时效。

下部储层段为莺歌海组一段，岩性主要为泥质粉砂岩和细砂岩，含泥页岩夹层，经过长期开发，储层压力严重衰竭，部分井段地层压力系数降至0.49。在压力衰竭的砂岩地层钻进时，为稳定泥页岩地层，需使用较高密度的钻井液，从而产生较高的压差，易诱发井漏或压差卡钻。井漏是导致储层伤害的主要因素，东方1-1气田前期作业的A井和B井Ø215.9 mm水平段钻进时均发生恶性井漏，此时钻井液循环当量密度为1.52 g/cm3，分析认为主要原因是由于压力衰竭所致，2口井表皮因数测试结果显示，表皮因数最高达到127，储层伤害严重。

钻井液体系设计总体思路：针对上部地层易起泥球问题［12］，采用“分散+多扫稠浆”的思路，同时要有效预防泥岩井眼缩径和变形；对于压力衰竭地层易漏和泥页岩夹层井壁失稳问题，采用“预防为主，防堵结合”的思路。

（1）Ø444.50 mm井眼采用海水钻进，充分利用海水对泥岩钻屑的分散作用，每柱扫8～10 m3稠膨润土浆携砂；该井段完钻后扫60 m3稠膨润土浆清扫井眼，之后转换为聚合物钻井液体系，体系配方：海水+0.2%烧碱+0.15%纯碱+3%淀粉+1%降失水剂，加入KCl将钻井液密度提高至1.1 g/cm3，以提高井壁稳定性和润滑性，起钻完，下套管，固井。根据前期作业经验和现场钻井参数监控井眼清洁情况，机械钻速控制在150 m/h以内，排量为3500～4400 L/min，满足轨迹控制要求后尽快提排量至4400 L/min，马达钻具转速0～40 r/min。考虑地层大段泥岩的强造浆能力，稠膨润土浆对薄层泥质粉砂岩的护壁作用，快速完成下表层套管作业，以减少井眼裸露浸泡时间，稳定井壁。

（2）Ø311.15 mm井眼进入稳斜和二次造斜段，钻井参数不再受轨迹限制，尽可能采用高排量、高转速的方式钻进，以清洁井眼。开钻仍采用“海水+膨润土浆”的模式，因井眼尺寸变小和井深增加，作业时间增加，为防止井眼缩径或变形，在钻具中安装倒划眼扶正器以修整井壁。进入莺歌海组一段砂岩前，为使泥页岩井壁保持稳定，转换为PLUS-KCl钻井液体系，配方为：海水+0.2%烧碱+0.15%纯碱+3%淀粉+1%降滤失剂+1%提切剂+（0.4～0.6） %PF-PLUS。钻井液维护的要点为：以5～8 m3/h的速度用新胶液置换旧钻井液，维持钻井液黏度小于55 s，屈服值大于 10，φ3＞8，φ6＞10，PLUS 加量以“适度包被、适度抑制、不起球”为原则，密度控制在1.15 g/cm3以内，该井段完钻后，倒划眼短起至表层套管鞋过程中持续维护钻井液性能，使其保持稳定，下钻到底后裸眼替入高润滑性钻井液，加入KCl将密度提高至1.15 g/cm3，强化井壁稳定性，起钻完，下套管，固井。

（3）Ø215.9 mm水平井眼，该水平段应用改良型PRD屏蔽暂堵［13］钻井液体系，体系配方：钻井水 +（0.2～0.3）% 烧碱 +2% 淀粉 +3.5% Ezcarb（碳酸钙）+3% Greenseal（封堵剂）+（0.5～0.7）% 提切剂，用D90暂堵理论优选出合适粒度的Ezcarb，同时搭配软性封堵剂Greenseal配合使用，最后用隐形酸完井液破胶。室内钻井液封堵承压实验（岩心渗透率176 mD）表明，实验模拟井底的高压差（90 ℃、20 MPa、30 min，对应 ECD 值为 1.55 g/cm3）条件下，滤失量仅为0.4 mL，体系封堵性可满足作业要求。室内破胶返排实验结果表明，隐形酸完井液对滤饼的破胶率大于98%，见图4，岩心返排渗透率恢复值Rs大于87%，见表2。

图4 改良型PRD屏蔽暂堵钻井液体系破胶实验Fig. 4 Gel breaking experiment on the modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

表2 改良型PRD屏蔽暂堵钻井液体系渗透率恢复实验Table 2 Permeabilitу recoverу experiment on modified PRD drilling fiuid sуstem of shielding and temporarу plugging

2.3 定向钻井技术优化

2.3.1 钻井轨迹设计 根据靶点分布选择井槽，从方位和垂深两个方面做好浅层邻井防碰。与邻井的隔水管管鞋垂深上错开之后，尽快造斜与邻井分离，并在乐东组底部的地层岩性变化前完成第一造斜段。根据储层砂体垂厚，结合井眼清洁需求，设计各井稳斜角为70～76°，各井水平段裸眼长度1000～1200 m。为减小摩阻，与地质方面沟通调整，避免深层大幅度扭方位，见图5。最大井深设计要同时满足安全钻井液密度窗口和摩阻扭矩窗口要求，即当顶驱扭矩达到Ø127 mm钻杆上扣扭矩和井眼清洁排量（1800 L/min）时ECD值不大于1.40 g/cm3，此为完钻井深的边界条件。

2.3.2 定向井工具的选择 Ø444.5 mm井眼所处地层软，旋转钻进时地层自然降斜严重（5～6 （°）/30 m），旋转导向工具难以满足轨迹控制要求，参考前期作业经验，选择1.25～1.5°等壁厚马达，预计滑动造斜率在 3～5（°）/30 m，可满足作业要求。

图5 调整井井眼轨迹平面投影图Fig. 5 Plane projection of hole trajectorу of adjustment well

Ø311.15 mm井眼及Ø215.9 mm井眼所处地层为乐东组底部和莺歌海组一段，地层砂岩增多，强度有所增强，从前期作业情况来看，旋转导向工具可以实现稳斜和二次造斜［14-15］，根据近钻头地质导向要求，两个井段选用旋转导向工具。目前行业常用的旋转导向工具有支撑肋板+非旋转衬套式、支撑巴掌式、支撑滚轮式、内置偏心弯角式4种，其中仅支撑巴掌式旋转导向工具在黏、软地层具有外套与钻具一起旋转、过流面积大、对井壁的压强适中和经济性好等优势，因此从安全和高效方面考虑采用支撑巴掌式旋转导向工具。

2.3.3 轨迹控制对策 在造斜段使用马达钻具，MWD的测点距离钻头约19 m，充分参考前期轨迹控制经验，掌握地层的漂移规律，适当调整钻井参数。初始造斜前使用多点陀螺测斜仪测量井斜、方位等数据，按设计摆对工具面后滑动钻进，前两柱钻进和划眼均不转动，适当控制钻进排量，尽快与邻井实现轨迹分离。利用MWD工具测得的数据确定滑动效果理想后，采用旋转钻进和滑动钻进相结合的方式，以获得整体顺滑的2～3（°）/30 m的全角变化率，一般每30 m内滑动2～5 m。在稳斜段和水平段根据近钻头（距钻头约1.2 m）数据，及时对轨迹进行微调，确保井眼轨迹平滑。

2.4 固井方案优化

Ø508 mm隔水管和Ø339.73 mm套管分别采用盲替、首尾浆双封法固井。Ø244.48 mm生产套管固井难度较大：裸眼段长度约1500 m，经过上部气层并揭开储层，井眼摩阻系数较大。

井眼处理过程：在钻至下Ø244.48 mm套管深度后，在裸眼段全程倒划眼修整井壁直至进入上层套管内，下钻通井到底后，循环垫入高润滑性钻井液，起钻，下套管（管串中安装低摩阻系数的树脂扶正器）。

Ø244.48 mm套管固井采用微膨胀水泥浆体系，体系配方：G级水泥+钻井水+0.4%消泡剂+1%分散剂+3.5%降失水剂+0.35%缓凝剂+1.5%膨胀剂，通过加入一定量的膨胀剂PC-B10以防止水泥石收缩、改善第二界面的胶结状况，达到防气窜和套管环空带压的目的。

2.5 工程操作注意事项

东方1-1气田地层黏、软，储层压力衰竭，为防止出现新井眼、井漏、黏卡钻具或管柱等复杂情况，在工程操作方面也采取了相应措施。

（1）严格控制遇阻量。向下遇阻时，提活，之后采用适当的钻井参数向下划眼，防止钻出新井眼，上提遇阻时，遵循反向运动原则，逐步建立循环之后，再进行后续操作。

（2）采用连续置换钻井液方案。每小时向循环池补充3～5 m3新胶液，同时充分利用固控设备，配合适当的钻井参数，保证井眼清洁及钻井液的清洁度。

（3）实时测量ECD，并观察在实钻、倒划眼过程中ECD的变化情况及其与理论值的差异，结合安全钻井液密度窗口、循环池钻井液的变化量等参数判断井眼清洁情况和漏失情况。

（4）每钻一柱，划眼一遍，钻头提离井底，测斜，再划眼一遍，再接立柱，如此可减少每次停泵时钻具在井内的静止时间。

（5）备足加重钻杆，后续井段用加重钻杆替代普通钻杆接顶驱钻进，以此增加悬重。

3 应用效果

东方1-1气田5口大位移水平井施工全部完成，对比前期开发调整井，该项目起下管柱顺畅，未发生井漏、卡钻等井下复杂情况和事故，工期比设计提前30%，Ø311.15 mm井段机械钻速由前期的45.88 m/h增至91.15 m/h（见图6），完井后，测试产量均超过配产（见图 7）。

图6 东方1-1气田已钻井Ø311.15 mm井段平均机械钻速统计Fig. 6 Average ROP statistics of Ø311.15 mm hole section in drilled wells in Dongfang 1-1 Gasfield

图7 东方1-1气田4口井配产与测试对比Fig. 7 Comparison diagram of production allocation and test of 4 wells in Dongfang 1-1 Gasfield

与此同时，在隔水管防窜漏、钻井液的屏蔽暂堵性、分井段轨迹控制（涉及不同定向井工具）和水平段极限延伸方面取得了较大进展。

4 结论及建议

（1）使用隔水管纵、横向分析技术优化了井身结构，通过优化钻井液体系及与之配套的现场维护措施，解决了井眼清洁、储层保护难等问题，最终测试产量超配产，表皮因数小于1。

（2）通过优化定向井轨迹设计、优选适应性强的定向井工具，并进行现场精细化控制，解决了大位移井轨迹控制难题。

（3）建议后续在 Ø311.15 mm 井眼钻进过程中，在上部钻柱中加装减震器，并提高钻井液的润滑性能，以防止钻柱旋转及震动对顶驱、井口等地面设备的影响。

（4） 建议在后续的大位移水平井的水平段钻进过程中，使用Ø127 mm高抗扭钻杆，并在Ø244.475 mm套管内的钻柱上增加减阻器，同时提高钻井液的润滑性能，以增加水平段长度，增大泄油面积，提高产量。

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