海上油田开发井钻井优化设计和应用实践

2021-07-25董振国龚长芳李进宏

钻探工程 2021年7期

董振国，熊伟，龚长芳，李进宏

（1.神华地质勘查有限责任公司，北京 102211；2.河北省地矿局第三地质大队，河北张家口075000 3.招商路凯有限公司，广东深圳 518052）

0 引言

近年来，我国剩余的油气储量大多为低孔低渗、致密油气、非常规油气等难开采资源。随着勘探开发技术的进步，拓展了勘探开发领域，在非常规、深水及深层油气领域的勘探中取得了一系列重大发现，但非常规、深水及深层的油气的勘探开发，具有资金投入高和开发难度大的特点，据统计，目前海洋上钻井平台日费为（1.0～1.8）×105$，钻一口3000 m 的探井需要（1.0～1.5）×107$，而陆地上钻井日费为（3.0～5.0）×103$，钻一口3000 m 的探井需要（2.0～3.0）×106$，海洋石油钻井比陆地石油钻井费用高5～8 倍，海洋石油勘探开发更具有挑战性，是一项高风险、高投入、高技术的系统工程［1］，多采用“丛式井”、“井工厂”作业模式及其配套技术进行钻完井作业。

“丛式井”、“井工厂”作业模式，是指在一个井场或平台上，集中布置大批相似井，采用标准化的工程装备与工艺技术，以流水线方式实施钻井、完井、开采等，由此可以节约大量的作业时间和投资。基于丛式井开发方案，虽然在同一个钻井平台上的众多井口相距不到数米，但各井井底则伸向不同方位地下油气藏，目标则相距较远。因此，采用“丛式井”、“井工厂”作业模式，既有利于“降本增效”和安全环保，又大量缩减了井场面积与平台规模，而且便于后续的油气生产与管理。从国内外的发展现状看，丛式水平井在非常规、低孔低渗、深水及深层等复杂油气藏的高效开发中已获得了规模应用，但国内与国外之间仍存在着一定的水平差距［2］。

为了加快LF7-2 油田建设速度，改进和提升钻井模式，节约钻井投资，以科学钻井理念为指导思想，针对油田地层和岩石力学特征，开展钻井方案优化设计、技术研究及新技术、新工具推广应用等工作，逐步形成了适合本油田特点的钻井提速技术，现场应用成效显著，为海上油田增产上储起到了示范作用［3］。

1 LF7-2 油田概况

LF7-2 油田位于香港东南200 km 处的16/05 合同区块西端，区域上位于南海东部珠江口盆地LF凹陷中央隆起带的LF7 断裂构造带上，是一个小规模油田（图1）。

图1 LF7-2 油田地理位置Fig.1 Geographical location of LF7-2 Oilfield

2007 年8 月，开展地质研究和物探工作。2008年2 月，LF7-2构造上LF7-2-1 探井钻遇含油层（ZJ1A），发现了LF7-2 油田。为了进一步落实LF7-2 构造的储量规模和产能，2009 年5 月在南块部署LF7-1-1 评价井，发现良好的油气显示，其中在ZJ1A层DST 试获工业油流，折算油当量285.8 m3/d。

2014 年8 月20 日LF7-2 导管架平台上部组块安装到位，2014 年9 月29 日开始使用ZJ70/4500 型模块钻机钻开发井，仅用191.56 d 在6 个井口槽钻完9 个井眼，2014 年11 月5 日第一口油井——A4H井投产，截至2020 年底累计生产原油4.0×106t，总产值约为1.5×109$，创造了“小油田、大贡献”的辉煌业绩，获得良好的投资效果。

2 钻遇地层和钻井难点

2.1 钻遇地层

LF7-2 油田从上到下主要地层为粤海组、韩江组、珠江组、珠海组和恩平组，见表1。

表1 LF7-2 油田地质层系Table 1 Geological strata in LF7-2 Oilfield

上部地层以泥岩为主，泥岩极易水化、分散，井壁不稳定，钻进过程中，频繁发生遇卡、遇阻等复杂情况；珠江组地层主要是砂岩、粉砂岩和泥岩交互剖面夹少量灰岩、白云岩，珠江组下部地层可钻性差，严重制约了钻井速度；珠海组地层主要为一套厚层砂岩夹泥岩和薄煤层；恩平组地层主要为砂泥互层，夹薄煤层［4］。

2.2 钻井难点

钻井过程中在上部井段易发生起下钻遇阻、遇卡、井漏、划眼困难等复杂情况，下部井段易发生井眼缩径、掉块。

2.2.1钻头选型困难

地层非均质性强，上部地层含有2～5 m 的钙质或灰质夹层，地层可钻性差，钻头易泥包和发生先期破坏，下部地层含灰质泥岩、泥灰岩、钙质夹层，抗压强度高，钻头不易切削，钻速较低；同时钻头和地层的匹配程度差，钻井效果尚不理想。

2.2.2钻井液性能控制难

上部地层为大套泥岩，极易水化、分散，造浆能力强，使钻井液中有害固相含量、粘度、密度上涨过快，给钻井液性能控制带来困难；导致井眼清洁程度差，直接影响起下钻时效，增加钻井液成本。

下部地层泥岩微裂缝发育，易吸水膨胀、坍塌，容易导致起下钻困难、卡钻、下套管不到位等井下复杂情况的发生。

随着定向井井斜角和位移的增加，钻井液携岩和润滑性能不足，钻进过程中扭矩、泵压过高，增加了钻井作业风险。

2.2.3井眼轨迹控制难

储层埋藏深、井斜大、裸眼段长，造成钻压传递困难和工具面失稳；深部地层硬度大，自然造斜能力强，井眼轨迹控制困难；地质情况复杂，油藏动油水界面具有不确定性，给地质导向钻井带来挑战，相关的定向钻井仪器、工具及工艺选择困难。

3 开发井的优化设计和分析

通过钻井、录井和地层评价，获得储层参数，确定目标靶体，钻前建立精准的地质导向模型，设计中采用先进的钻井软件，对井身结构、井眼轨迹、钻柱力学、扭矩/摩阻、井眼清洁、下套管、固井等方面进行仿真模拟和预测，对钻井中可能存在的风险进行提示和预警［5］，按照“井工厂”模式组织施工，优化钻井流程，实现优快钻井，可有效降低钻井风险、避免井下复杂情况、缩短建井周期。

3.1 平台位置优选和槽口排列

根据地质靶点分布情况，以“总井深最小”为目标，初选site1 为平台位置；以“总水平位移最小”为目标，得到site2 平台位置；以“总水平位移、平均井斜角、总井深”最优化为目标函数，使用Compass site optimiser 模块优选site3 为平台位置［6］。

通过3 种平台位置方案的分析和风险评估，认为调整平台位置到site0，可有效地降低钻井施工难度，确定site0 为最终平台位置：X＝399717 m，Y＝2404570 m（见图2）。

图2 LF7-2 油田平台位置优选Fig.2 LF7-2 Oilfield platform location optimization

根据油田生产规模和后续开发的布置，优选LF7-2 平台井槽数量为24 个（见图3），排列为6（行）×4（列），井口间距2.286 m×2.286 m，设计初钻8 口井，预留16 个井槽，以满足后期作业需求。

图3 LF7-2 油田槽口分布示意Fig.3 Schematic diagram of slot distribution in LF7-2 Oilfield

3.2 地层压力体系和合理井身结构设计

通过对前期探井声波测井数据和试采资料的处理，得出如下认识：

LF7-1-1 井孔隙压力系数为0.92～1.05，LF7-2-1 井孔隙压力系数为0.93～1.04，属于正常压力系统，有利于开展平衡压力钻井［7］。

合理井身结构设计是以井内压力系统平衡为基础，依据地层压力和破裂压力2 个剖面，同时参考地质必封点，对套管下入深度进行合理的设计［8］。A4H 井井身结构见表2。

表2 A4H 水平井井身结构数据Table 2 A4H horizontal well structure data

3.3 井眼轨迹优化设计

LF7-2 油田设计开发井8 口，其中定向井2 口，水平井6 口，设计钻井总进尺27035 m。利用Landmark Compass 软件进行井眼轨迹设计和防碰扫描分析，为了后期有利于下入电潜泵采油，采用“直—增—稳—增—平”剖面类型，造斜率＜6°/30 m。

由于开发井井距较近，井眼轨迹的防碰问题十分重要。要求在上部直井段，保证防斜打直，对半径300 m 范围的邻井进行防碰扫描，井眼间的分离系数应大于1.5，避免深层发生碰撞；对外排井，可适当上提造斜点（KOP）深度造斜，以降低稳斜段的井斜角，保证内排井作业安全，避免浅层发生碰撞。

LF7-2 油田实际钻开发井6 口（9 个井眼），其中定向井1 口（含侧钻井1 口）、水平井5 口（含领眼井2口），总进尺27333.84 m，平均井深3416.73 m，最大井深3817 m，最大水平位移2104.67 m，最大位垂比0.86。实际钻井数据见表3，钻井轨迹见图4。

表3 开发井实际钻井数据Table 3 Actual drilling data of the development wells

图4 开发井井眼轨迹3D 立体图Fig.4 3D view of the development well trajectories

3.4 岩石可钻性和钻头选型

针对LF7-2 油田地层和岩性特点，开展岩石可钻性研究及个性化钻头选型。

3.4.1地层抗钻特性

以前期探井测井资料为依据，提取岩石抗压强度作为地层抗钻特性的主要表征参数之一，再参考探井钻头进尺、机械钻速、纯钻时等技术指标，指导开发井钻头的优选［9］。

利用钻头优选软件，输入探井测井资料计算岩石力学参数，结果显示，LF7-2 油田岩石的抗压强度、摩擦角、硬度均随井深增加而增大（见图5）。

图5 LF7-1-1 评价井岩石力学参数剖面Fig.5 Rock mechanics parameter profile at LF7-1-1 appraisal well

上部地层（粤海组、韩江组及珠江组上部）以泥岩为主，岩石抗压强度UCS＜60 MPa，摩擦角约为35°，地层可钻性较好，钻进该地层要求钻头具备较强的攻击性。优选大流道面积、7 喷嘴的PDC 钻头，合理布置钻头流道，避免钻井液在钻头排屑槽中产生涡流造成钻屑重复破碎，影响机械钻速。利用钻头设计软件进行CFD 流体动力学数值模拟分析，研究钻头井底流场、喷嘴射流对携岩的影响，合理分布井底水力能量，降低钻头泥包的发生，提高井底清洗钻屑的净化效率［10］。

下部地层（珠江组、珠海组、恩平组）以砂泥岩互层为主，研磨性较强，抗压强度最高为80 MPa，摩擦角为40°，可钻性较差，钻进该地层要求钻头具备中等攻击性，应优选保径、抗磨的PDC 钻头。珠江组底部地层含有一个厚约40 m 的超硬致密灰岩夹层，抗压强度高达103 MPa，可钻性差，根据实钻情况分析，认为该灰岩夹层研磨性一般，对PDC 钻头造成的破坏有限，但会降低钻井速度。

3.4.2PDC 钻头优选

在钻头成本已定条件下，钻头选型以追求机械钻速和钻头工作寿命最大为目标，这2 项指标都与钻头切削齿的尺寸和布齿密度相关［11］。在软地层选择大切削齿钻头，在硬地层选择小切削齿钻头；切削齿尺寸一定时，布齿密度越高，钻头寿命越长，但较多的切削齿会降低钻头机械钻速，通常随着地层强度的增加，使用的切削齿尺寸应变小，布齿要密集。

根据探井揭露，LF7-2 油田珠江组及以上地层较软，抗压强度＜60 MPa，适合选择19 mm 切削齿钻头；而珠江组底部含有灰岩硬夹层，会降低钻头切削效率，珠海组地层致密，抗压强度超过60 MPa，对机械钻速影响较大，应选用能有效“吃入”地层的钻头切削齿，适合选择16 mm 切削齿钻头，可以提高钻进速度。因此，在12¼ in 井段优选19 mm 切削齿PDC 钻头，8½ in 井段优选16 mm 切削齿PDC 钻头，详见表4。

表4 开发井岩石强度和钻头选型Table 4 Rock strength at the development wells and bit selection

3.5 扭矩、摩阻计算

A4H 井（井深3558 m、垂深2402.53 m）为LF7-2 油田第一口水平井，对其摩阻、扭矩进行模拟计算，对其它开发井将有一定指导作用［12］，使用Wellplan Drag 模块对12¼、8½ in 井眼钻进以及in 套管下入等工况的扭矩、摩阻开展仿真模拟（见表5）。

表5 A4H 井钻进、起下钻等作业工况下的扭矩和摩阻Table 5 Torque/drag during drilling &tripping in A4H well

模拟结果表明：A4H 井在12¼ in 井段，起钻过程中，最大钩载为1308.2 kN；倒划眼过程中，最大扭矩为30.8 kN·m；滑动钻进过程中，当钻压＞100 kN，钻杆在2500 m 有可能发生正弦弯曲，钻进过程中需要注意控制钻压。A4H 井在下in 套管过程中，最大钩载2248.8 kN，最大上提摩阻612.3 kN，最大下放摩阻448.9 kN，下套管最大钩载在钻机的安全提升负荷内（见表6、图6）。

图6 A4H 井起下钻、下套管悬重模拟Fig.6 Weight on hook simulation for tripping and RIH of casing in A4H well

表6 A4H 井下 in 套管工况摩阻Table 6 Torque during RIH of in casing in A4H well

3.6 钻井水力学计算

利用Wellplan Hydraulic 模块开展钻井水力学仿真模拟，在A4H 井12¼ in 井段，优选泵排量为48 L/s，对应的泵压为24.06 MPa；在8½ in 井段，优选泵排量为28 L/s，对应的泵压为17.53 MPa；均小于F-1600 型泥浆泵的额定泵压27 MPa（见表7）。

表7 A4H 井水力参数计算Table 7 Hydraulic parameter calculation for A4H well

井眼清洁问题关系到钻井安全，井眼净化不良容易发生粘附卡钻等事故。在地面机泵条件允许下，尽可能提高排量，要求环空返速大于临界返速，软地层适当控制机械钻速以清洁井眼，尽量减少岩屑床的生成［13］。A4H 井井眼净化指数（HCI）为16%时，对应的泵排量为25 L/s，只要泵排量＞25 L/s，钻井液携岩效果较好，井眼净化程度较高［14］（见图7）。

图7 A4H 井井眼净化指数（HCI）分析Fig.7 Hole clear index (HCI)analysis for A4H well

排量是影响井眼净化的重要参数之一，排量越大，井眼净化越好。一般认为，井底处岩屑浓度较高，是井眼净化的重点区域，故要求钻井液有较大的携岩能力和较小的环空岩屑浓度。定向井井眼净化良好的推荐标准是岩屑传输比＞70%～80%、环空岩屑浓度＜5%、岩屑床厚度小于环空直径的15%［18］，根据计算，在A4H 井12¼ in 井段设泵排量＝48 L/s，得到岩屑传输比＝77.32%，环空岩屑浓度＝6%，岩屑床厚度＝35 mm；在8½ in 井段设泵排量＝28 L/s，得到岩屑传输比＝84.25%，环空岩屑浓度＝0.6%，无岩屑床产生；说明只要泵排量大于临界排量，井眼净化情况就良好（见图8）。

图8 A4H 井岩屑传输比Fig.8 Cuttings transfer ratio in A4H well

3.7 优选钻井液体系和性能

根据地质特点和探井钻井液使用经验，在满足安全钻井的前提下，上部井段钻井液性能以保证井眼稳定为目的，可有效抑制泥岩的吸水膨胀，降低钻井液成本；下部井段钻井液性能以储层保护为目的，避免钻井液对储层造成伤害，提高油井的产能［15］。

3.7.1钻井液性能

3.7.1.1钻井液选择原则

根据钻井目的，优选合适的钻井液体系，要求钻井液具有较强的抑制性、携砂能力和封堵性；在钻遇断层附近时，能有效封堵地层裂隙与破碎带，防止发生井漏，达到护壁和堵漏目的［16］。

3.7.1.2钻井液体系选择

根据开发井的地层情况，在16 in 井段，采用海水/膨润土浆钻井液体系钻进；在12¼ in 井段，采用PDF-PLUS/KCL 钻井液体系钻进，根据需要加入0.5%聚胺提高体系抑制能力；在8½ in 井段，采用EZ-FLOW 钻井液体系钻进，采用甲酸钠加重，结合破胶的技术进行储层保护（详见表8）。

表8 开发井钻井液体系及配方Table 8 Drilling fluid system and recipe for the development wells

3.7.1.3钻井液性能选择

根据地层岩性、井底温度和地层压力优选钻井液性能，要求钻井液性能稳定，易于维护，发挥钻井液携岩、润滑、防塌、防卡、防水化膨胀的作用，在满足储层保护与废钻井液排放要求的前提下，尽可能地降低钻井液费用［17］。钻井液性能详见表9。

表9 开发井钻井液性能Table 9 Drilling fluid performance for the development wells

3.7.2钻井液日常维护

3.7.2.116 in 井段

采用海水钻进，每隔30 m 使用膨润土稠浆清扫井眼，防止沉砂和井壁垮塌。为提高地层稳定性，可根据地层压力变化适当调整钻井液密度，钻井液应具备良好的井眼净化和页岩抑制性能，必要时加入XC 聚合物，提高钻井液的携岩能力。钻进时，要求接立柱要快，密切观察返出情况，避免井漏的发生。

3.7.2.2in 井段

采用PDF-PLUS/KCL 体系钻进，根据需要加入0.5%～0.8%PF-PLUS 提高体系抑制性，上部地层可使用重晶石加重，下部地层改用复配不同粒径的碳酸钙加重，防止泥浆向高渗储层漏失，有利于油层发现和储层保护。

如果钻遇断层破碎带，采取以下防漏堵漏措施：

（1）钻遇断层前，在钻井液中加入0.5% PFTEX 和1% PF-ZP，提高钻井液的封堵能力。

（2）备足堵漏材料，以应对较严重的破碎地层和较大裂缝性地层的漏失，堵漏剂应包括颗粒较细的PF-ZP，颗粒较大的PF-SEAL、核桃壳等及纤维类和填充类。

3.7.2.3in 井段

采用无粘土固相的EZ-FLOW 钻井液体系钻进，运行三除一筛固控系统（振动筛更换API140～170 目的振动筛网）去除钻井液中固相，维持钻井液密度1～1.02 g/cm3，根据井眼情况加入降滤失剂PF-EZFLO 控制失水，加入润滑剂PF-GreenLube增加润滑性，降低钻具扭矩和消除钻井液起泡。

3.8.1水泥浆体系优选

为有效封隔油、气和水等地层，为后期的采油作业提供安全保障in 套管采用单级双封固井方式。要求水泥浆尾浆（1.9 g/cm3）返到最上层油层顶150 m；领浆（1.58 g/cm3）返到in 套管鞋以上10 m。固井方案详见表10。配浆时在水泥浆中加入膨胀剂，防止水泥石体积收缩，形成微间隙，使用防气窜水泥浆体系，通过聚合物颗粒堵塞作用和成膜作用防止在水泥内部气窜［19］，配方见表11。

表10 开发井固井方案Table 10 Cementing plan for the development wells

表11 开发井水泥浆配方Table 11 Cement slurry recipe for the development wells

3.8.2提高顶替效率的措施

（1）下套管前通井时，保持钻井液有较高的屈服值，大排量循环，确保固相沉淀和岩屑携带干净。

（2）下完套管后循环时适当改善钻井液的流动性能，提高顶替效率。为保证套管居中度＞67%，使用Cement 固井模块科学设计扶正器安放距离。

（3）采用冲洗液、隔离液、冲洗液的三级冲洗工艺，提高井眼清洗效果［20］。固井前至少进行2 个循环，循环结束后要尽快转入注水泥固井施工。

（4）全井采用清水顶替，使套管在浮力作用下产生向井筒高边漂浮的趋势，减小套管的偏心程度，尽量提高水泥浆的顶替效率［21］。

3.8.3套管固井程序

4 应用实践

通过优化设计和优快钻井技术，提高开发井设计的科学性、钻井效率和储层钻遇率，达到提速增效的目的，节省钻井投资，加快油田整体开发步伐，取得了显著的经济效益。

（1）在钻前，收集探井地震、地质、测井等资料，建立地质导向模型和岩石力学模型；利用钻井软件开展平台位置优选、钻井仿真模拟和优化设计；为节省钻机作业时间，2014 年9 月25 日开始使用打桩机，仅用3 d 就一次性锤入8 口井24 in 隔水导管，每口井打桩入泥井深约为65 m。

（2）在LF-2 平台钻井期间，为提高钻井速度，积极推行“一趟钻”技术；开展复合钻井和旋转导向钻井；倡导施工交叉作业，履行“边钻井边完井边开采”建井流程，即钻完一口井、完一口井、交一口井采油，使完井和试采作业尽可能不占用钻机作业时间［22-25］。上部井段使用“PDC 钻头＋螺杆＋MWD/LWD”钻具组合，起到连续控制井眼轨迹的作用；下部井段使用“PDC 钻头＋PowerDriver＋MWD/LWD”钻具组合，确保钻头在储层中最大限度地穿行，实行精准化钻井；固井中使用PDC 钻头可钻的套管附件及配套胶塞，油层固井选用防气窜水泥浆体系，防止固井环空气窜发生，各层次套管均按照设计下到位并固井成功。所用的HZJ70/4500 型模块钻机，采用交流变频电驱动，钻机模块主要有E-2000 型绞车（4500 kN）、NOV 顶驱（60 kN·m）、Drillview 钻井参数记录仪等，钻井液模块主要有F-1600型泥浆泵（3 个）、MISWACO 振动筛（4 个）、除砂器、除泥器、离心机等，辅助钻井设备主要有钻机移动系统、折臂吊机（工作半径3～25 m）等，自动化程度高，具有良好的钻井性能。据统计，LF7-2 油田开发井项目因钻机设备故障产生的非生产时间只有10 h，主要是顶驱和钻机绞车出现过一些小故障。在安全环保（HSE）方面表现卓越，没有发生钻井和人身伤亡事故，没有发生溢油事件。

（3）通过开发井方案优化、钻井技术提升，取得了较好的开发效果，在6 个井口槽成功钻成9 个井眼，总进尺27333.84 m，平均机械钻速（ROP）29.43 m/h，平均钻井成本1.29×104￥/m。钻井指标与邻近13-2油田具有可比性，明显优于LF13-1 平台、LF13-2WHP 平台，与LF13-2DPP 平台接近（见表12）。