南海高水垂比大位移井提效集成技术应用

汪佳晖

中海石油（中国）有限公司深圳分公司深水工程技术中心 广东 深圳 518067

高水垂比大位移井是指水垂比大于或等于3且水平位移超过3000m 的大位移井[1]，较常规定向井和大位移井具有相同垂深下更长的稳斜段或水平段，是进行海上勘探开发边际油田的重要工程。现场作业中面临多类型工程挑战：井斜角大、延伸段长，摩阻扭矩高、钻机负荷大、井筒清洁困难、安全作业窗口窄、长套管串磨损和下入难度大等一系列难题。如何安全、优质、高效地完成高水垂比大位移井，是钻完井高质量发展和提效降本的关键。南海东部油田开展了丰富的大位移井工程实践，形成了一系列大位移井钻井提效集成技术，并在流花油田某高水垂比大位移井（以下简称B井）实践应用并取得显著的成果。

1 流花11-1油田大位移井作业难点及技术挑战

流花11-1油田位于中国南海东部海域珠江口盆地东沙隆起西南部，水深311m，构造上属于基岩隆起上发育的生物礁地层圈闭，油田地质情况复杂，非均质性强，断层、裂缝发育丰富[2]。B井作为一口高水垂比大位移井（水垂比6.65），工程方面主要面临以下3项技术挑战：

表层为开路钻井，钻杆无有效支撑点易发生屈曲，浅部预斜点仅在泥面以下70m、地层疏松，井眼轨迹在590m后需要以6-7°/30m高全角变化从0.16°增斜至84.11°，造斜压力大，使用大弯角马达在旋转钻进期间存在工具断裂风险。

储层埋深浅、压实程度低，地层脆弱对压力波动敏感，安全作业窗口窄，对钻井液当量循环密度（以下简称ECD）精细控制提出更高要求；延伸段长，井斜角大，井筒清洁困难将产生岩屑床堆积，导致钻具启动摩阻高、钻井扭矩大、易形成规律性阻卡，造成环空憋压诱发地层漏失风险。

小尺寸井眼易发生尾管下不到位风险；旋转下尾管工艺受限于管串扭矩大，发生复杂情况缺乏处理余量；尾管下入产生的激动压力易反向击穿浮鞋、浮箍的单流阀导致失效，从而引发工程事故。

2 高水垂比大位移井提效关键技术

2.1 水下井口重建技术

通过磨铣、切割和套铣回收Φ339.7mm及Φ244.5mm双层套管，可调整优选浅层侧钻点，在满足地质油藏要求的前提下优化井眼轨迹、减少钻井总进尺、降低工程难度和成本。作业程序为：回收油管挂和密封总成，切割回收Φ244.5mm套管、套管挂及增高短节，磨铣套管大小头；分段切割、套铣并回收Φ339.7mm套管；注侧钻水泥塞，开路钻进Φ444.5mm井眼；重新下入Φ339.7mm套管并固井，完成表层套管和水下井口的重新建立。

老井Φ244.5mm套管增高短节无专用回收工具，在回收管柱过程中存在意外落井风险，结合增高短接内部扶正块结构及有效尺寸，设计了一套特殊回收工具。下部设计为带坡度的引导机构保证下入通过性，中间设计流道可开泵清洗井口，下端设计合叶机构，通过套管增高短节扶正块后合叶打开，当下入距离足够合叶自行关闭，只需旋转角度并上提钻具，即可实现悬挂回收套管增高短节；下部突出的翼板与管体之间设计加强筋机构，提高工具的整体强度。

根据内管柱和套管内径尺寸设计了一种内管柱C形卡盘并配合安全卡瓦使用，卡盘下部设计限位机构，坐落在套管上可有效防止移动；整体应用优质钢板切割形成，提高卡盘承压及抗剪性能，保障安全稳定性，实践应用可有效规避打捞内管柱的落井风险。

2.2 浅层中&短曲率半径造斜技术

流花油田水下井口丛式井网分布密集，浅层井眼碰撞风险高。B井需在表层尽早预斜和防碰绕障，综合考虑表层岩性疏松，开路钻进的钻具缺少有效侧向支撑易发生屈曲，轨迹造斜压力大等问题，设计应用中&短曲率半径技术思路。

表层钻进时使用水下机器人（ROV）在海底对钻具进行实施监测，如有屈曲现象即调整钻井参数并活动钻具，消除钻具屈曲产生的应力疲劳，从根本上保障钻具安全；应用高精度随钻测斜仪器配合KEEPER陀螺测斜仪，每钻进200～300m进行轨迹复测，提高测量准确度，有效消除了传统有线陀螺测斜仪易受海流影响导致振动大、测量精度低、测斜不成功等问题，实现浅层精准防碰绕障和轨迹控制。

该井段钻遇大套疏松泥岩段，为保证造斜效果，井下钻具组合应用1.83°弯角马达配合Φ444.5mm牙轮钻头。在造斜点开始即以最大全角变化率6°/30m迅速增斜，造斜段全程控制钻压50～60kN，排量2400～3500L/min，机械钻速20～25m/h，实钻全角变化率在3°/30m～7°/30m之间浮动，平均全角变化率约为5.5°/30m，在进尺590m以内成功实现井斜角从0.16°迅速增斜至84.11°。旋转钻进期间控制排量2400L/min以降低马达转速，保持转速20r/min以降低大弯角马达应力集中部位的断裂风险，通过精细化参数控制保障工具和井下安全。

2.3 长稳斜延伸段井筒清洁技术

B井井斜角大、延伸段长，摩阻扭矩高，岩屑运移困难并常在井筒低边形成岩屑床造成井眼“假缩径”现象，若处理不及时可能会诱发井漏、卡钻等多种井下复杂情况和事故。因储层埋深浅、压实程度低、地层薄弱，井筒的坍塌压力和漏失压力差值小，安全作业窗口窄，环空憋压1.38MPa即可能憋漏地层。需要通过良好的井筒清洁技术减少岩屑床堆积，降低井筒ECD。经过软件模拟和现场研究，制定3项举措构建长稳斜延伸段井筒清洁技术：钻井液性能优化、特殊工具使用和工程控制措施。

（1）钻井液性能优化

开钻前应用淡水配浆，调整钻井液密度低至1.07～1.08g/cm3，全程维持井控最低安全密度钻进；提高钻井液流变性、封堵性和抑制性，降低钻井液自由水活度，减少长稳斜延伸段泥页岩水化分散导致的井壁应力失稳风险，减弱滤液侵入地层深度，维持井筒处于相对稳定清洁状态；应用液体/固体润滑剂复配形成高性能润滑浆向循环体系中均匀补充，提高钻井液体系的润滑性能。通过钻井液性能优化，实钻过程返砂效果良好、并有效降低了起下钻和钻进的摩阻扭矩。

（2）特殊工具使用

针对Φ311.1mm井眼长稳斜延伸段岩屑床堆积的难题，应用岩屑床破坏器并辅助连续循环系统进行井筒清洁。岩屑床破坏器的原理是将行程不相同的2段同向同心螺旋机构复合，行程较长的一段为清洁段，随钻杆高速旋转时产生切削、搅动岩屑的效果；行程较短的一段则为携岩段，在高排量钻井液中形成“湍流”将岩屑由井筒低边携带至“有效流区域”进而持续运移岩屑。

应用连续循环系统可增强Φ311.1mm井眼清洁效果，降低停泵接/卸立柱时的岩屑快速沉降，维持井筒处于恒定压耗状态。该系统可通过打开侧向盖板阀在接/卸立柱时进行钻井液分流维持井筒连续稳定循环，有效避免了开关泵产生的激动压力对脆弱地层造成的额外扰动，维持岩屑持续运移阻止其在停泵状态下向井筒低边沉降堆积，可实现钻进和起下钻不停泵接/卸立柱，进一步保障井筒的清洁与安全。

（3）工程控制措施

计算表明：岩屑床平均高度的变化受排量和钻杆转速影响敏感度较高，当排量由1200L/min增大至2400L/min时，环空中岩屑床平均高度降低约13%；转速由0r/min增加至150r/min时，环空中岩屑床平均高度降低约12%。因此主要选取以大排量水力参数配合高转速机械动能进行构建井筒清洁方案。

洗井间隔是指2次充分洗井操作之间的间隔。倒划眼起下钻、使用清扫液循环等都是有效的洗井操作，可根据实钻情况灵活选择。通过计算：排量1800L/min，机械钻速30m/h，洗井间隔200m时，大斜度井段环空岩屑床将小于10%。因此，保持顶驱高转速机械性能、维持大排量水力参数、缩短洗井间隔时间是破坏和清除岩屑床、提高井眼清洁程度的有效工程控制措施。

2.4 全掏空旋转下尾管技术

旋转下尾管技术是应用可旋转尾管挂，通过旋转尾管串降低下入摩阻，提高尾管串下入成功率的一项技术。应用旋转方式下尾管可以消除常规下尾管时受高摩阻引起的管串正弦屈曲、螺旋屈曲和更为严重的自锁现象[3]。全掏空旋转下尾管技术是在旋转下尾管技术的基础上，保持一定长度的管柱不灌浆，从而降低尾管串下入摩阻和旋转扭矩。该技术适用于井眼轨迹复杂、大井斜裸眼段长、井架提升能力有限和地层压力窗口窄的大位移井作业。借鉴南海东部油田已钻大位移井的作业经验，应用全掏空旋转下尾管技术能够在处理尾管下不到位等复杂情况时保留一定安全处理余量，能较好避免下尾管过程中产生激动压力引起的地层漏失难题。

该技术的实施需要在工具方面解决两项关键问题：

尾管串处于全掏空状态，下入过程中产生的激动压力易超过浮鞋、浮箍的承压级别，发生反向击穿导致单流阀失效，会造成固井作业时水泥浆反灌等严重的井下问题。根据计算管柱下入压力波动，应用抗压强度69MPa的高压力等级划眼浮鞋，高承压级别可以有效避免激动压力击穿单流阀，浮鞋上的聚晶金刚石复合片钻头（PDC）型切削齿亦可辅助尾管旋转通过裸眼遇阻点。

通过计算，常规尾管的BTC螺纹抗扭强度低于旋转下尾管的作业扭矩。应用匹配BTC螺纹的扭矩环并紧固安装于尾管接箍内，有效防止尾管上扣过紧和螺纹变形，通过人造台阶的形式提升普通尾管螺纹抗扭性能，不仅可延长螺纹的使用寿命，更可替代成本更高的高抗扭型套管，大幅节省作业成本[4]。

3 结论与建议

应用水下井口重建技术可优选高难度井浅层侧钻点，优化井眼轨迹和套管下入深度，建立科学合理的浅层高水垂比大位移井井身结构。

通过研究和实践，优化钻井液性能、配合大水力高转速等机械参数、辅助使用岩屑床破坏器和连续循环系统，可有效减弱长稳斜延伸段的岩屑床堆积，降低井筒ECD，提高井筒的清洁程度。

根据实践经验，在储层埋深较浅、井斜角大、裸眼段长的高水垂比大位移井钻井作业中，应用全掏空旋转下套管技术能有效解决小尺寸井眼套管下不到位的问题。

高水垂比大位移井B井的成功实施为海洋石油同类型大位移井作业提供了良好的技术思路和经验借鉴。