北部湾盆地探井井身结构优化设计及应用*

林四元 李 中 郭永宾 黄 熠 陈浩东 张波涛

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057； 2.中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司 广东湛江 524057)

北部湾盆地是南海西北部的一个半封闭海湾盆地，所在海域水深15～45 m，每年7～10月易遭遇台风极端天气袭击。为满足施工作业要求，前期探井采用四开次井身结构设计方案：一开φ508.00 mm隔水导管入泥50～80 m支撑井口，满足海域环境载荷需求；二开φ339.73 mm表层套管封固上部近新系松软地层，为后续井段提供足够的承压能力；三开φ244.48 mm技术套管封固古近系易坍塌地层；四开φ215.90 mm井眼钻探目的层，录取地质资料(如测试则下φ177.80 mm尾管)。这种常规井身结构设计方案减少了井下复杂情况的发生，但套管层次多、钻井周期长、成本高[1-2]，难以满足探井发展需求，因此简化区域井身结构与优化套管层次是北部湾盆地探井作业亟需解决的重要难题之一。本文在常规四开次井身结构设计基础上，分析并探索出隔水导管与表层套管“二合一”以及φ311.15 mm技术井段与φ215.90 mm目的层井段“二合一”的优化设计方案。现场应用表明，该设计方案简化了北部湾盆地探井套管层次，优化了探井井身结构，为该地区探井提速及成本控制奠定了良好基础。

1 表层“二合一”优化设计

1.1 隔水导管优化设计

北部湾盆地探井数量多(每年22～25口)，平均建井周期短(平均15～22 d)，作业结束后切削回收隔水导管。由于北部湾海域水浅，该地区探井由自升式钻井平台承钻，需要隔水导管从海底延伸至井口小平台支撑井口。基于上述探井建井周期短、频率高、不保留井口的特点，从精准隔水导管设计出发，校核非台风季节下隔水导管设计。校核方法依据中国船级社(CCS)《海上固定平台入级与建造规范》[3]，分析探井单桩隔水导管受力并借助ANSYS软件[4-5]绘制出非台风季节不同尺寸隔水导管井口允许载荷与水深关系曲线(图1),优选出φ355.60 mm厚壁隔水导管设计。由图1可知，非台风季节φ355.60 mm厚壁隔水导管(φ339.73 mm外加厚套管，钢级N80，壁厚18.64 mm，下同)在水深15～25 m时可满足井口载荷300 kN的需求，而在水深30～45 m时可通过隔水导管提升装置承担井口载荷满足300kN井口载荷的需求，因此可采用φ355.60 mm厚壁隔水导管设计方案替代常规φ508.00 mm隔水导管设计方案[6]，为精准隔水导管设计奠定了基础。

图1 北部湾盆地非台风季节下不同隔水导管井口允许载荷与水深关系曲线图Fig.1 Relationship curve of different riser wellhead allowable load and water depth in non-typhoon season in Beibuwan basin

1.2 表层套管优化设计

1.2.1套管连接方式

根据隔水导管海域环境设计要求，设计了2种隔水导管与表层套管 “二合一”设计方案：①φ508.00 mm+φ339.73 mm复合套管设计方案，即上部采用φ508.00 mm套管作为隔水导管，下部采用φ339.73 mm套管，中间采用变径套管连接；②φ355.60 mm+φ339.73 mm复合套管设计方案，即上部采用φ355.60套管作为隔水导管，下部采用φ339.73 mm套管，中间采用丝扣连接。

1.2.2套管封固设计方案

考虑到实际作业中隔水导管可能需要预留300 kN井口承载力，参考《海上开发井隔水导管设计和作业规范》[7]及钻入法中隔水导管外层水泥环对土层单层侧向力理论[8-9]，对隔水导管极限承载力进行校核，结果见表1。由表1可知，φ355.6、φ508.0 mm隔水导管分别入泥28.5、22.3 m，井口承载力分别为367、327 kN，满足常规情况下井口载荷300 kN要求。结合实际情况，为确保作业安全、避免施工误差的影响，设计隔水导管入泥30～35 m。

结合上述分析结果制定表层“二合一”设计方案，结果见表2。由表2可知，φ508.00 mm+φ339.73 mm及φ355.60 mm+φ339.73 mm表层“二合一”设计方案可满足作业要求，省去了常规φ508.00 mm隔水导管设计，单井可以节省工期约1.0～1.5 d。

表1 北部湾盆地不同隔水导管极限承载力Table 1 Different ultimate bearing capacity of riser in Beibuwan basin

注：以北部湾某代表性土质资料为例；计算结果未考虑隔水导管自重。

表2 北部湾盆地探井表层“二合一”设计方案Table 2 The “two in one” design of exploratory wells in Beibuwan basin

2 目的层“二合一”优化设计

窄安全密度操作窗口(安全密度操作窗口=安全密度窗口-环空循环当量密度，下同)是提高窄窗口地层安全施工的重要保障，直接影响到套管下深及井身结构优化设计，而井眼尺寸优化又是扩展钻井液安全密度操作窗口的有效手段之一。通过分析窄窗口安全密度操作窗口，兼顾井眼尺寸对钻井效率的影响优选井眼尺寸，将常规φ311.15 mm及φ215.90 mm井眼尺寸进行“二合一”优化设计。

2.1 基于安全密度操作窗口井眼尺寸设计

1) 环空循环摩阻当量密度理论分析。

选取φ311.15、φ269.88、φ250.83、φ215.90 mm等4种不同井眼尺寸，利用宾汉模型并根据环空流动压耗理论[10-13]，借助Virtual Hydraulics软件，分析不同井眼尺寸井底环空循环摩阻当量密度，并将计算结果绘制成曲线图(图2)。由图2可知，在φ215.90 mm井眼中正常钻进时，井底循环摩阻当量密度0.10～0.11 g/cm3；在φ250.83～φ311.15 mm井眼中正常钻进时，井底循环摩阻当量密度0.03～0.05 g/cm3。由此证实，正常排量钻进下φ215.90 mm小井眼环空循环摩阻当量较φ250.83～φ311.15 mm井眼明显增加，增加量约0.05～0.07 g/cm3。

图2 北部湾盆地钻井过程中井底环空循环摩阻当量密度与环空返速曲线图Fig.2 Relationship curve of equivalent circulating density in bottom hole and velocity in annular during drilling in Beibuwan basin

2) 安全密度操作窗口理论分析。

根据莫尔-库伦破坏准则、岩样强度尺寸关系经验公式[14-17]计算北部湾盆地古近系地层尺寸效应岩石强度，考虑环空循环摩阻对操作窗口的影响，建立岩石尺寸效应下的安全密度操作窗口，如图3所示。从图3可知，井眼尺寸大于φ250.83 mm后，尺寸效应对安全密度窗口及安全操作密度窗口影响很小；从φ250.83 mm到φ215.90 mm 井眼，安全密度窗口增大、安全密度操作窗口减小，并且增长趋势越来越快。由此证实,井眼尺寸φ250.83 mm是该地区扩展安全密度操作窗口附近的临界井眼尺寸。

图3 北部湾盆地钻井过程中岩石尺寸效应下的安全密度操作窗口Fig.3 Safety density operation window under rock size effect during drilling in Beibuwan basin

2.2 最佳机械钻速井眼尺寸优化设计

关于机械钻速与井眼尺寸的关系，所涉及的影响参数多且十分复杂，一直以来没有得到一致的定论。但经验钻速方程[18]及实际应用经验表明在部分定性方面趋于一致意见，认为在合适范围内的井眼尺寸具有最优的机械钻速。图4是东南亚泰国湾盆地机械钻速与不同井眼尺寸钻头统计曲线图[19]，可以看出利于提高机械钻速的最优井眼尺寸为φ155.58～φ311.15 mm。

北部湾盆地1 500～2 800 m井段的30口井不同井眼尺寸机械钻速统计分析表明，φ311.15 mm井眼平均机械钻速29.2～30.5 m/h，φ250.83 mm井眼平均机械钻速34.8～36.5 m/h。与φ311.15 mm井眼相比，φ250.83 mm井眼机械钻速提高10%～20%，并且能减少返出回收钻屑量约40%，可以节省探井油基钻屑回收及处理成本。

图4 东南亚泰国湾盆地机械钻速与不同井眼尺寸钻头统计曲线图[19]Fig.4 Relationship curve of ROP and different borehole sizes in the Thailand Gulf [19]

2.3 设计方案

结合安全密度操作窗口理论分析及最佳井眼尺寸优化设计，优选出φ250.83 mm井眼尺寸替代常规φ311.15 mm及φ215.90 mm井眼尺寸的设计方案。该尺寸井眼在扩展安全密度操作窗口的同时，可提高钻井效率,节省油基钻屑回收及处理成本。同时，为保障井下安全，使用高性能的强封堵钻井液体系，有效防止井壁失稳引起的井下复杂情况，为目的层“二合一”方案的推广起到重要的支持作用，平均单井节省钻井工期约6 d。

3 井身结构优化设计及应用

3.1 优化设计方案

依据北部湾盆地表层“二合一”及目的层“二合一”设计方案，优化出二开次井身结构设计，结果见表3。由表3可知，优化后的二开次井身结构设计基本上能满足北部湾盆地常规勘探井在不同季节下的作业需求。此外，针对少量特殊井，备用了1套三开次设计方案，以应对压力系数高而导致常规φ339.73 mm套管抗内压不足或目的层“二合一”设计方案中“三压力曲线”无安全密度操作窗口的特殊井。

3.2 应用分析

北部湾盆地Y区块新近系常压，地层稳定；古近系涠二段、流二段地层坍塌压力1.30～1.40 g/cm3(地层压力系数低于坍塌压力)。该区块探井使用表层“二合一”及目的层“二合一”设计方案，其井身结构如图5所示，不同井身结构设计工期费用对比见表4。由表4可知，在相似的钻井条件下，优化后的二开次井身结构设计较常规四开次平均单井减少钻井周期7～8 d、钻井成本降低31%～37%。

表3 北部湾盆地二开次井身结构优化方案Table 3 Two sections’ well optimization in Beibuwan basin

图5 北部湾盆地Y区块井身结构优化设计示意图Fig.5 The Y Block well structure optimization design in Beibuwan basin

表4 北部湾盆地Y区块不同井身结构设计工期费用对比Table 4 Time limit and cost comparison of different well structure designs in Y Block,Beibuwan basin

注：F为Y1井建井周期，B为Y1井建井费用。

4 结论

1) 针对北部湾盆地探井特点，通过隔水导管稳定性及强度理论分析提出了表层、目的层段“二合一”井身结构优化设计，简化了1层套管程序，扩展了安全密度操作窗口，有利于节省钻井工期、提高机械钻速、减少油基钻屑回收量。

2) 应用表明，优化后的二开次井身结构设计(备用1套三开次方案)可根据季节优选合适的井身结构，应用灵活、适用性强，能显著降低钻井成本，具有较好的推广应用价值。