大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

叶周明刘小刚崔治军侯冠中徐 鲲刘 峰

（1.中海油能源发展工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破

叶周明1刘小刚2崔治军2侯冠中2徐 鲲1刘 峰2

（1.中海油能源发展工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中，地层压力系数1.3，最高达1.65，井底温度高达178 ℃，根据地层压力及地质特征进行井身结构优化，Ø444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m，才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险，在渤海地区，Ø444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次，通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术，使得该井大尺寸井眼钻探过程中，在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破，为钻开高温高压井段，进行地质评价提供了有力保障。

大尺寸井眼；防斜打快；钻井液工艺；固井技术

在钻井行业，井径大于311.1 mm的井眼为大尺寸井眼，目前在大尺寸井眼作业过程中，由于进尺少，钻井提效的速度比普通井眼小很多，主要面临的问题是轨迹不易控制、钻速低、井壁易失稳等。在渤海油田，之前大尺寸井眼钻井均在表层400 m左右。由于该井是高温高压井，经过优化井身结构之后，决定将大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部，Ø339.725的套管封固第四系上部泥砂互层。

1 地质概况及井身结构

该井大尺寸井眼段属于正常地层压力和温度系统，依次钻遇第四系平原组、新近系明化镇组、馆陶组。平原组和明化镇组主要为泥岩夹粉砂岩与细砂岩、下部大套泥岩夹细砂岩，砂岩胶结差，下部泥岩活性强、易水化，形成虚厚滤饼，明下段底深2 272 m；馆陶主要是泥岩、粉砂质泥岩与细砂岩呈不等厚互层，馆陶底深3 250 m，Ø444.5 mm井眼最终在馆陶组完钻［1］。最终实钻的井身结构见表1。

表1 井身结构及套管程序

2 防斜打快

上部大尺寸井眼打直主要对后续轨迹控制、下套管固井作业、特别对套管、钻具及井口防磨有着重要的影响；打快主要是在明化镇活性泥岩坍塌周期以内完成大尺寸井眼的作业。防斜和打快在某种程度上是有一定的矛盾关系，防斜常规做法是钻具组合的选择和钻进参数的控制，打快主要是通过钻进参数来实现。在该井中，Ø444.5 mm井眼最终在2 700 m完钻，实现了明化镇活性泥岩坍塌周期以内完成大尺寸井眼的作业，并且井底井斜仅0.12°，水平投影位移1.67 m。下面分析了每开井眼钻具组合的特点及意义。

2.1 Ø914.4 mm和Ø660.4 mm井眼

Ø914.4 mm和Ø660.4 mm井眼都是一趟钻完钻。Ø914.4 mm开孔选择在平潮时开钻，吊测单点，测斜数据为0.3°×52.6 m，以保证开钻井眼打直。

（1）Ø914.4 mm井眼钻具组合为Ø660.4 mm牙轮钻头（承托环）+Ø914.4 mm扩眼器+Ø241.3 mm钻铤×3+X/O+Ø203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣接头+Ø139.7 mm加重钻杆×2根。

（2）Ø660.4 mm井眼钻具组合为Ø660.4 mm牙轮钻头+浮阀（承托环）+Ø241.3 mm钻铤×3+Ø660.4 mm扶正器+X/O+Ø203.2 mm钻铤×3+Ø203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣接头+Ø139.7 mm加重钻杆×14根。

这2趟钻具组合基本是一致的，都选择了Ø241.3 mm大尺寸钻铤，主要是防斜作业，同时减小钻具在钻进过程中的扰动和跳动。对于Ø660.4 mm井眼加了一个扶正器和3根Ø203.2 mm钻铤，为了在500 m的井段中实现吊打、保证井眼质量，增强钻具的刚性、减小钻具刚性突变，从而减小钻具的扰动，有利于提高钻进参数，Ø660.4 mm井眼钻进参数为：钻压10～50 kN，排量4 600～4 800 L/min，泵压9.5～10.5 MPa，转速80～90 r/min，扭矩4～7 kN·m。最终在Ø660.4 mm井眼井底494 m处井斜为0.1°。

2.2 Ø444.5 mm井眼

Ø444.5 mm井眼是防斜打直关键性的井段，有针对性的使用了3趟钻具组合。

（1）第1趟钻具组合：Ø444.5 mm PDC钻头+ Ø244.475 mm泥浆马达（直马达，无扶正器）+Ø241.3 mm钻铤×2+X/O+Ø444.5 mm扶正器+浮阀（承托环）+ Ø203.2 mm钻铤×6+Ø203.2 mm（挠性接头+震击器）+变扣接头+Ø139.7 mm加重钻杆×14根，从496 m钻进至1 718 m；

（2）第2趟钻具组合：Ø444.5 mm PDC钻头+ Ø228.6 mm 水力脉冲+Ø244.475 mm泥浆马达（直马达、无扶正器）+ Ø241.3 mm钻铤+变扣接头+Ø444.5 mm扶正器+Ø203.2 mm 浮阀+Ø203.2 mm钻铤+ Ø444.5 mm扶正器+Ø203.2 mm非磁钻铤+Ø203.2 mm 随钻测斜仪+Ø203.2 mm非磁钻铤+Ø203.2 mm钻铤×6+Ø203.2 mm（挠性接头+震击器）+X/O+ Ø139.7 mm加重钻铤×P14，从1 718 m钻进至2 064 m；

（3）第3趟钻具组合：Ø444.5 mm PDC钻头+垂直导向（Power-V）+Ø444.5 mm 扶正器+Ø203.2 mm浮阀+Ø203.2 mm随钻测斜仪+Ø203.2 mm非磁钻铤+Ø203.2 mm钻铤×6+Ø203.2 mm （挠性接头+震击器）+变扣接头+Ø139.7 mm加重钻杆×14根，自2 064 m钻进至中完2 700 m。

在第一、二趟钻具组合中，都有直马达，主要原因有以下几点：

（1）上部地层松散，马达足以在吊打状态下实现快速钻进，降低作业成本；

（2）若有增井斜趋势，马达在浅部地层可控、可调轨迹；

（3）马达在松散地层钻出井眼规则性差，但下套管过程中，增加了套管与活性泥岩井壁点点接触，从而减小了下套管摩阻。

在第2趟钻具组合中，通过随钻测斜仪（PowerPulse）实时监测、调整轨迹，防止后续轨迹的调整需要较长的井段，同时也是作业防斜打直的需要；水力脉冲是为了增强井底流体脉动，产生的负压脉冲有助于克服井底高围压，产生空化、增强深井射流破岩作用，改善井底净化，从而提高机械钻速［2］。

第3趟钻具组合选择了垂直导向钻井系统，这也是渤海大尺寸井眼中首次使用垂直钻进系统。主要目的有：

（1）实时旋转自动跟踪、调整轨迹，有利于提高机械钻速；

（2）与前2趟马达钻具组合相比，垂直导向钻具钻出井眼规则，有利于大尺寸井眼套管鞋附近固井封固质量；

（3）进行技术创新与突破，为较深的大尺寸井眼防斜打快作业及配套技术积累经验。

下面结合本井实际轨迹及井身工程质量做简要分析。

波动幅度很小，从井底水平位移上看逐渐纠斜至垂直方向，且井径较规则，总结如下：

（1）大尺寸井眼垂直钻具是渤海首次使用，平均机械进尺达22.5 m/h，通过钻速比较，2 500 m垂深以后，Ø311.15 mm井眼平均机械进尺一般低于20 m/ h，实现了快速钻进，减少了上部活性泥岩裸眼暴露时间；

（2）井斜小、轨迹平滑，减小了后续套管、钻具及井口的磨损作用，上部井段打直也是减小深井套管防磨的技术要求；

（3）有利于电测资料的录取和Ø339.725 mm套管鞋处封固质量等相关作业。

实践证明，这3趟钻既保证了轨迹及井身工程质量要求，又实现了大尺寸井眼快速钻进、在活性泥岩坍塌周期内完成大尺寸井眼作业的要求［3］。为后续大尺寸井眼作业提供借鉴。

3 钻井液工艺

在这口井大尺寸井眼作业过程中钻井液性能如表2。

表2 钻井液性能表

一开Ø914.4 mm井眼采用海水开路钻进，完钻后替25 m3稠膨润土浆携砂，短起下至泥面以下10 m。替25 m3稠膨润土浆携砂，井内垫100 m3稠膨润土浆。下套管及固井作业顺利。

二开Ø660.4 mm井段采用海水钻水泥塞，进入新地层前替入海水膨润土浆，钻进期间每钻进2柱替入稠膨润土浆15 m3携带岩屑，大排量（4 600～4 800 L/min）利于钻屑的携带。充分利用固控设备清除有害固相，现场采取一边加海水维持和控制海水膨润土浆的黏度（30～35 s）和密度（1.05～1.10 g/ cm3），让岩屑充分分散避免了黏结泥球，同时也避免了密度上涨过快致使Ø762 mm管鞋处发生井漏的风险。中完后，替入30 m3稠膨润土浆清扫井眼。井底垫100 m3稠膨润土浆。下Ø508 mm套管及固井作业顺利。

三开Ø444.5 mm井段是渤海区块最深的一口，面临着井眼大，裸眼段长，上部明化镇组泥岩易造浆等诸多困难，具体思路及工艺技术如下：

（1）1 000 m之前的易造浆的软泥岩井段大胆采用边打边放，大剂量补充海水并维持井浆较高pH值的手段，促使岩屑充分分散，保证了井眼的净化，防止了岩屑携带不畅堆积成团的情况发生，为钻井工程的顺利提供了保障；

（2）2 000 m之前采用海水膨润土浆钻进，为了保证井眼的稳定且不改变钻井液流变性能的前提下，通过加入淀粉（PF-FLOCAT）和增黏剂（PF-XC）来降低钻井液的失水；

（3）2 000 m之后转化为聚合物体系，不加入包被剂，维持井浆pH值在9～10，促进岩屑分散。在2 200 m左右进入馆陶组后开始加入包被剂。完钻后直接在井浆中加入降失水剂和KCl，进一步降低失水并提高钻井液抑制性能，保证电测及下套管期间井壁的稳定性。

本井段的顺利完钻，为渤海渤中区块的探井作业摸索出了一套行之有效的操作方法，开创了渤海钻井的新记录，实践证明在钻进期间的处理方法都是正确有效的，建议未来的探井作业继续采用本井的作业思路。

4 固井技术

这口井大尺寸井眼固井方式及水泥浆体系参数见表3。

对于大尺寸井眼、长裸眼固井主要有以下几点技术难点：

表3 固井方式及水泥浆体系

（1）Ø762 mm导管固井容易发生漏失，发生窜槽；

（2）Ø508 mm套管固井因液柱压力高、存在漏失风险，水泥浆难达到返高要求；

（3）Ø339.725 mm套管封固段较长，水泥浆泵入量大，附加量不容易控制，井底存在漏失风险（馆陶地层），并且时间设备运转长。

针对以上风险，作业过程中制定了以下技术措施，并顺利完成了大尺寸井眼的固井作业：

（1）Ø762 mm导管固井前大排量循环洗井，将稠浆循环出井，防止井筒压力不均引起窜槽，并且控制注替速度，水泥浆中加入纤维防止发生漏失；

（2）提前做好套管鞋处低压挤水泥预案，Ø508 mm套管固井前在电测井径数据的基础上，再用稠塞循环1周累计冲数法反推附加量；

（3）Ø508 mm套管固井采用塔式浆柱结构，首浆采用1.5 g/cm3膨润土水泥浆；尾浆采用1.9 g/cm3低温早强水泥浆；

（4）Ø508 mm套管鞋以上150 m加5个扶正器保证管鞋处居中，并利用前置液，提高清洗效果、水泥浆中加入纤维；

（5）Ø339.725 mm套管固井前对固井设备做动负荷试验；

（6）优化Ø339.725 mm套管固井浆柱结构：领浆封固2 395～393 m，密度1.40 g/cm3；尾浆返到浮鞋以上300 m，密度1.9 g/cm3，领、尾浆中加入纤维。并在固井前用等同钻井液密度的隔离液，提高清洗效果。

最终通过试压及Ø311.15 mm井眼长时间作业检验，大尺寸井眼固井技术顺利达到工程质量要求，为后续大尺寸井眼固井技术积累了初步的经验。

5 结论与建议

（1）渤中区块活性泥岩坍塌周期约为14 d（聚合物钻井液体系），通过Ø444.5 mm井眼优选3趟钻具组合，在保证工程质量的情况下，实际裸眼暴露时间为12.6 d。

（2）通过优选钻具组合实现防斜打快、确保垂直导向钻井系统在大尺寸井眼中的成功应用；海上膨润土钻至垂深2 000 m，有效地解决了快速钻进所需的参数和返砂问题。

（3）上部井眼不规则性和适当扩大、下部井眼较好的规则性，为下套管和固井技术要求提供了有利因素。

（4）建议进一步优化钻具组合，利用2趟钻完钻，第1趟马达和随钻测斜配合使用，第2趟使用垂直钻井系统，大幅度地减少进尺辅助时间，提高作业效率。

（5）Ø444.5 mm井眼最终在馆陶组完钻，渤中区块馆陶组地层稳定性较好，但渗透性好、断层发育、可钻性好，能否继续钻进至东营顶，选择在东营顶泥岩完钻，进一步减轻深部地层的作业压力，同时有效地降低套管鞋处的固井漏失的风险有待继续研究。

［1］刘小刚，陶林，崔治军，等.渤海油田科学探索井井身结构优化设计［J］.断块油气田，2011，18（6）：663-665.

［2］李根生，史怀生，沈忠厚，等.水力脉冲空化射流钻井机理与试验［J］.石油勘探与开发，2008，35（2）：239-244.

［3］周玉仓，宋勇.塔河油田大尺寸井眼提高钻井速度初探［J］.石油钻探技术，2004，32（6）：62-63.

（修改稿收到日期 2014-06-24）

〔编辑 薛改珍〕

Application and breakthrough of large-size hole drilling technology in some exploration well in Bohai Oilfield

YE Zhouming1,LIU Xiaogang2,CUI Zhijun2,HOU Guanzhong2,XU Kun1,LIU Feng2
(1.Drilling &Production Branch,CNOOC Energy Technology &Services Limited,Tianjin 300452,China;2.Tianjin Branch of CNOOC China Ltd.,Tianjin 300452,China)

3D pressure study and the data of drilled wells in vicinity prove that there is high temperature and high pressure in the middle and deep formations in some block of Bohai Oilfield.While drilling some exploration well in this block,the formation pressure coefficient was 1.3,max.1.65,and bottom temperature was up to 178 ℃.The wellbore configuration was optimized based on formation pressure and geologic features.When the Ø444.5 mm large hole was drilled to the top of Guantao Formation with a vertical depth of 2 700 m,the risk in drilling of HTHP formation in the middle and deep formations could be mitigated.In Bohai area,it was the first time that Ø444.5 mm hole was drilled to 2 700 m.Through technologies like BHA optimization and trajectory control,drilling with seawater/ bentonite fluid,optimized cement slurry system and fluid column structure,etc.,breakthroughs were made in deviation control and fast drilling,drilling fluid technology and cementing technology while drilling this large size hole,which provides guarantee for drilling into the HTHP section and for conducting geologic assessment.

large size hole;deviation control and fast drilling;drilling fluid technology;cementing technology

叶周明，刘小刚，崔治军，等.大尺寸井眼钻井工艺在渤海油田某探井中的应用和突破［J］.石油钻采工艺，2014，36（4）：18-21.

TE243

：A

1000–7393（2014）04–0018–04

10.13639/j.odpt.2014.04.005

叶周明，2007年7月毕业于长江大学石油工程专业，现主要从事海洋石油钻完井监督工作，工程师。电话：13821768622。E-mail：yezhm2@cnooc.com.cn。