林四元,陳浩東,鄭浩鵬,徐一龍,吳 江,徐 超

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057)

南海西部北部灣盆地油氣區(qū)所在海域水深15.00～45.00 m，盆地內(nèi)新生界油藏大面積生成、分布、富集并連片成藏，在不同層位和空間上聚散不一；古近系“先斷后坳”、“先陸后?！钡臉?gòu)造—沉積演化過程為油氣的生成、運移及聚集創(chuàng)造了良好的地質(zhì)環(huán)境，其儲層埋深一般為1400.00～3 800.00 m[1-3]。古近系地層由于受沉積環(huán)境及構(gòu)造運動的影響，鉆進過程中易出現(xiàn)井壁失穩(wěn)、井眼軌跡控制困難和導(dǎo)向鉆進效率低等工程難題，影響了鉆井效率的提升。而海上移動式鉆井平臺日費高，因此保障井下安全、提高鉆井速度是降低鉆井成本的有效手段。據(jù)統(tǒng)計，前期60%以上的勘探井出現(xiàn)過井壁失穩(wěn)、井眼軌跡控制困難等井下復(fù)雜情況，增加了鉆井費用及勘探成本，制約了探區(qū)鉆井速度及鉆井效率的提升。為此，筆者從鉆井液、井身結(jié)構(gòu)、鉆頭選型及鉆具組合設(shè)計等方面進行研究，簡化了井身結(jié)構(gòu)，構(gòu)建了適合南海西部海域地層特點的高性能強封堵鉆井液，優(yōu)選高效PDC鉆頭并優(yōu)化鉆具組合，形成了適合北部灣盆地的鉆井提效技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用后提高了鉆井效率,縮短了鉆井周期，降低了鉆井成本，確保了北部灣盆地油氣勘探開發(fā)的可持續(xù)發(fā)展。

1 鉆井提效難點分析

北部灣盆地自上而下分別為望樓港組、燈樓角組、角尾組、下洋組、潿洲組、流沙港組和長流組地層，其中潿洲組二段和流沙港組二段泥頁巖地層微裂縫發(fā)育，坍塌壓力高，前期鉆井過程中井下故障率居高不下。分析50口勘探井鉆井施工情況發(fā)現(xiàn)：39口井出現(xiàn)了井壁失穩(wěn)問題，11口井的井眼軌跡偏離設(shè)計軌道，19口井中深層機械鉆速低于南海西部海域整體水平，29口井因采用四開井身結(jié)構(gòu)，鉆井周期長、成本高。

1.1 井壁失穩(wěn)

北部灣盆地古近系潿二段、流二段泥頁巖層理及微裂縫發(fā)育、各向異性極強，斷層多、地應(yīng)力復(fù)雜，其礦物成分以伊利石為主，層理之間包含少量蒙脫石、綠泥石等黏土礦物。遇水后層間蒙脫石極易吸水膨脹，使巖石沿層理面張開產(chǎn)生水化分散，易發(fā)生井壁失穩(wěn)。潿洲10、潿洲12及潿洲12北等區(qū)塊都遇到了不同程度的井壁失穩(wěn)問題。對北部灣海域100多口井進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)幾乎所有井都在潿二段及流二段地層出現(xiàn)井壁失穩(wěn)問題，輕則起下鉆遇阻，重則卡鉆，甚至井眼報廢。其中，潿洲10、潿洲12北等區(qū)塊井下故障率在60%以上，最高達72%[4]。井壁失穩(wěn)導(dǎo)致復(fù)雜情況處理時間長，嚴重影響了鉆井效率。

1.2 套管層次偏多

由于古近系潿二段及流二段地層存在易水化、坍塌應(yīng)力高和井壁易失穩(wěn)的難題，而且進行井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(隔水導(dǎo)管)還需要考慮外界風(fēng)浪和海流對套管柱的影響，因此，北部灣盆地探井采用四開井身結(jié)構(gòu)：一開φ508.0 mm隔水導(dǎo)管入泥50.00～80.00 m；二開φ339.7 mm表層套管封固上部新近系松軟地層，為后續(xù)井段提供足夠的承壓能力；三開φ244.4 mm技術(shù)套管封固古近系易坍塌地層；四開φ215.9 mm井眼鉆探目的層，錄取地質(zhì)資料(如進行測試，則下入φ177.8 mm尾管)。四開井身結(jié)構(gòu)套管層次偏多，導(dǎo)致鉆井周期長、材料費用高、鉆井效率低。

1.3 機械鉆速低

北部灣盆地難鉆地層分布廣泛，潿洲組地層平均機械鉆速34.8～40.7 m/h，流沙港組地層平均機械鉆速5.3～10.8 m/h，長流組地層平均機械鉆速3.2～6.5 m/h。另外，地層巖性差異大，潿一段和潿三段地層存在砂泥互層，局部含礫石；潿二段地層為大套泥巖；流二段地層為大套泥頁巖，呈塑性；流一段和流三段為研磨性強的粉砂巖地層。因此，古近系同一井段鉆遇巖性不同的地層，鉆頭選型困難，整體機械鉆速低，增加了鉆井成本，影響了鉆井效率[5-6]。

1.4 井眼軌跡控制困難

受地質(zhì)構(gòu)造運動影響，古近系流沙港組地層傾角大，局部高達25°～30°，對井眼軌跡控制影響大，下部鉆具組合設(shè)計要求高。如潿洲油田某井地層傾角大，導(dǎo)致技術(shù)套管段井眼軌跡偏離設(shè)計井眼軌道17°。為了滿足地質(zhì)要求，儲層段更換井下旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具以“追上”設(shè)計軌道，導(dǎo)致儲層段出現(xiàn)S形井眼，800.00 m長的裸眼段起鉆時間長達4 d，嚴重影響了鉆井效率。

2 鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)

針對鉆井過程中存在的上述問題，立足于區(qū)域地質(zhì)條件，優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)并簡化作業(yè)工序，構(gòu)建強封堵油基鉆井液解決井壁失穩(wěn)問題，同時應(yīng)用新型鉆頭提速技術(shù)和優(yōu)化鉆具組合，形成了適合于北部灣盆地勘探井的鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

傳統(tǒng)四開井身結(jié)構(gòu)采用隔水導(dǎo)管單獨設(shè)計及易垮塌層位必封的設(shè)計方案，雖能滿足鉆井要求，但套管層次多、鉆井周期長，不利于區(qū)域勘探井降本提效的發(fā)展需求。因此，簡化套管層序是當前區(qū)域勘探井急需解決的問題之一。

將表層隔水導(dǎo)管與技術(shù)套管“二合一”[7]，一趟鉆完成表層套管段，然后下入隔水導(dǎo)管+變徑/變扣套管+φ339.7 mm套管(可完全封固下洋組地層)，一個井段完成傳統(tǒng)四開井身結(jié)構(gòu)中一開表層隔水導(dǎo)管段和二開φ339.7 mm技術(shù)套管段。

針對北部灣盆古近系地層坍塌壓力高導(dǎo)致作業(yè)窗口窄的難題，傳統(tǒng)四開井身結(jié)構(gòu)單獨下一層技術(shù)套管進行封固?？紤]巖石莫爾-庫倫破壞準則、巖樣強度與巖樣尺寸的關(guān)系[8-12]、不同井眼尺寸下環(huán)空摩阻當量密度及機械鉆速的關(guān)系，在應(yīng)用高性能強封堵鉆井液技術(shù)基礎(chǔ)上，對井眼尺寸進行了優(yōu)化，即用φ250.8 mm井眼替代傳統(tǒng)四開井身結(jié)構(gòu)中的φ311.1和φ215.9 mm井眼。

通過將表層隔水導(dǎo)管與技術(shù)套管“二合一”和優(yōu)化下部井眼尺寸，將傳統(tǒng)的四開井身結(jié)構(gòu)簡化為二開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用φ660.4和φ444.5 mm鉆頭鉆進，下入φ508.0 mm套管+變徑套管+φ339.7 mm套管，或采用φ444.5 mm鉆頭鉆進，下入φ355.6 mm套管+變扣套管+φ339.7 mm套管；二開，采用φ250.8 mm鉆頭鉆進，如進行測試，下入φ193.7或φ177.8 mm套管，否則裸眼完井。

2.2 強封堵油基鉆井液技術(shù)

北部灣盆地潿二段和流二段灰色泥頁巖層理和微裂縫較發(fā)育、坍塌應(yīng)力高，鉆井過程中易發(fā)生井壁坍塌、起下鉆困難、井漏等復(fù)雜情況，進而引發(fā)卡鉆，導(dǎo)致井眼報廢。傳統(tǒng)的鉆井液注重從化學(xué)角度抑制裂縫內(nèi)黏土礦物的水化，不能阻止因鉆井液濾液侵入地層造成應(yīng)力釋放引起的垮塌，在維護井壁穩(wěn)定方面存在局限[11-12]。通過大量試驗研究，將不同封堵理念引入到鉆井液中，并進行了系列配伍試驗，構(gòu)建了強封堵油基鉆井液。

強封堵油基鉆井液利用不同封堵瀝青類、樹脂類材料的協(xié)同物理封堵作用，降低鉆井液濾失量，在微裂縫或孔喉中形成較為穩(wěn)定的“強力鏈網(wǎng)絡(luò)”，提高封堵層的承壓能力；同時，強封堵油基鉆井液具有很強的抗Ca2+、Mg2+和Na+等離子污染能力，抑制性及封堵能力強，潤滑效果好，與水基鉆井液相比，能夠防止黏土礦物水化膨脹導(dǎo)致的井壁失穩(wěn)，實現(xiàn)一個井段鉆穿易垮塌的潿洲組和流沙港組地層。優(yōu)化后的鉆井液配方為基液+25%氯化鈣溶液+2%主乳化劑+1%輔乳化劑+2%PF-MOGEL(有機膨潤土)+3%PF-MOALK(pH值調(diào)節(jié)劑)+5%瀝青樹脂+3%乳化瀝青+重晶石粉,其性能見表1。

表1 強封堵油基鉆井液性能Table 1 The properties of strong sealing oil-based drilling fluid

該鉆井液在近井壁附近形成一層“隔離膜”，阻止鉆井液濾液進入地層，提高地層承壓能力，以滿足鉆進過程中通過提高鉆井液密度來克服地層坍塌壓力的要求。目前該鉆井液已在北部灣盆地多個開發(fā)項目及勘探井中應(yīng)用，有效減少了井壁失穩(wěn)的情況，大幅提高了鉆井效率及測井成功率，縮短了鉆井周期。

2.3 鉆頭優(yōu)化設(shè)計

為提高鉆頭破巖效率及鉆井速度，針對古近系地層差異性大的特點，引進并設(shè)計了高效的脊形PDC切削齒鉆頭[13-14]。同時，為提高大傾角地層中螺桿導(dǎo)向鉆具組合的鉆井效率，設(shè)計應(yīng)用了PDC-牙輪復(fù)合導(dǎo)向鉆頭，顯著提高了機械鉆速，較常規(guī)鉆頭提速約24.0%～100.0%，并為區(qū)域內(nèi)鉆頭選型提供了參考。

2.3.1 脊形PDC切削齒鉆頭

古近系地層巖性差異大，鉆頭選型困難，整體機械鉆速偏低。針對這一難題，結(jié)合當前鉆頭工藝和技術(shù)，篩選出脊形PDC切削齒鉆頭。該鉆頭將牙輪鉆頭沖擊破巖及PDC鉆頭剪切破巖結(jié)合在一起，與傳統(tǒng)PDC鉆頭相比，破碎相同體積巖石需要的鉆壓和扭矩更小，破巖效率較高。室內(nèi)試驗證實，與常規(guī)PDC切削齒相比，脊形PDC切削齒的切削力和垂向力降低了大約40%[15-16]。脊形PDC切削齒鉆頭在北部盆地的現(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆頭對地層的適應(yīng)性及穿透力強,與常規(guī)PDC鉆頭相比，能明顯提高機械鉆速，且耐磨性好，出井鉆頭評價優(yōu)良，其應(yīng)用效果見表2。

表2 脊形PDC切削齒鉆頭的應(yīng)用效果Table 2 Application effect comparison of Ridged PDC bit

注：鉆頭磨損情況根據(jù)石油天然氣行業(yè)標準《鉆頭使用基本規(guī)則和磨損評定方法》(SY/T 5415—2012)評定。

由表2可知，在進尺相似、巖性相近條件下，常規(guī)PDC鉆頭的機械鉆速22.5～27.4 m/h，脊形PDC切削齒鉆頭的機械鉆速可達34.2 m/h，與常規(guī)鉆頭相比提速24.8%～52.0%，且出井鉆頭磨損評價良好。

2.3.2 PDC-牙輪復(fù)合鉆頭

潿洲組、流沙港組地層砂泥互層變化頻繁，巖性差異大，地層非均質(zhì)性強。螺桿+PDC鉆頭滑動導(dǎo)向鉆進時的導(dǎo)向性差、鉆進效率低，鉆進潿洲組地層時平均機械鉆速8.0～15.0 m/h；螺桿+牙輪鉆頭滑動鉆進的導(dǎo)向性較好，但在鉆進潿洲組泥巖段時平均機械鉆速僅有3.0～8.0 m/h，鉆進效率很低。為解決螺桿導(dǎo)向鉆進機械鉆速低的問題，結(jié)合地層可鉆性，針對性地設(shè)計了PDC-牙輪復(fù)合鉆頭，提高了鉆頭的地層適應(yīng)性及導(dǎo)向鉆進效率[17-18]，避免了因為機械鉆速低或鉆頭在滑動過程中工具面穩(wěn)定性不足導(dǎo)致的頻繁上提鉆具擺放工具面或起鉆更換導(dǎo)向鉆具，其應(yīng)用效果見表3。

表3 PDC-牙輪復(fù)合鉆頭+螺桿的導(dǎo)向鉆井效率Table 3 Drilling efficiency of PDM drilling tools with roller-PDC bit

2.4 鉆具組合優(yōu)化設(shè)計

2.4.1 雙穩(wěn)定器穩(wěn)斜鉆具組合

在常規(guī)滿眼鉆具組合基礎(chǔ)上,將3個穩(wěn)定器簡化為2個，設(shè)計了雙穩(wěn)定器穩(wěn)斜鉆具組合，主要應(yīng)用在中深層、直井或小斜度井穩(wěn)斜段，以達到穩(wěn)斜或防斜目的；與常規(guī)防斜打直的鐘擺鉆具組合相比，能施加更大的鉆壓。該鉆具組合一般由2個外徑與鉆頭尺寸相近的穩(wěn)定器(下穩(wěn)定器為滿眼，上部穩(wěn)定器為滿眼～欠3.18 mm)和合適長度的短鉆鋌(一般為3.00～6.00 m)組成[19-20]。其中，近鉆頭穩(wěn)定器緊靠鉆頭(鉆頭和穩(wěn)定器之間帶有浮閥)，上穩(wěn)定器安放位置的計算公式為:

式中：L為穩(wěn)定器安放位置，m；EI為鉆鋌的抗彎剛度，kN·m2；e為穩(wěn)定器與井眼的間隙，m；q為單位長度鉆鋌在鉆井液中的重量，kN/m；α為井斜角，(°)。

2.4.2 旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具組合

為保障BHA具有良好的導(dǎo)向控制能力，同時還能充分發(fā)揮高效PDC鉆頭快速鉆進，特別是在大斜度井、大傾角地層及主動防斜直井中，使用井下旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，有效釋放鉆壓，能大幅提高機械鉆速，解決常規(guī)彎螺桿鉆具滑動鉆進效率低和井眼軌跡導(dǎo)向控制能力受限的難題[21]。

北部灣盆地內(nèi)古近系流沙港組地層傾角大，常規(guī)鐘擺鉆具組合及彎螺桿鉆具組合的井眼軌跡控制能力弱、鉆井效率低，因此，將鉆具組合優(yōu)化為雙穩(wěn)定器穩(wěn)斜鉆具組合,并引進高效的井下旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具，提高了機械鉆速。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

北部灣盆地海上勘探井鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用過程中經(jīng)過不斷完善,應(yīng)用效果越來越好。據(jù)統(tǒng)計，2013年北部灣海上勘探井平均井深2 822.00m，平均鉆井周期21.86d；2017年北部灣盆地應(yīng)用海上勘探井鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)的20余口勘探井其平均井深2 951.00m，平均鉆井周期為13.96d，與2013年相比縮短了36.1%。

潿洲12區(qū)塊的2口勘探井WZ12A井、WZ12B井均為直井，勘探層位相同,鉆井深度和難度相似。WZ12B井采用傳統(tǒng)鉆井方式施工;WZ12A井應(yīng)用了海上勘探井鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)。

與WZ12B井相比，WZ12A井應(yīng)用了簡化井身結(jié)構(gòu)，將隔水導(dǎo)管與表層套管“合二為一”，省去了傳統(tǒng)φ660.4mm隔水導(dǎo)管，并將傳統(tǒng)的φ311.1mm井段及φ215.9mm井段合為φ250.8mm井段，整個鉆井周期縮短9.11d；WZ12A井應(yīng)用強封堵油基鉆井液技術(shù)解決了古近系易坍塌地層井壁失穩(wěn)的難題；WZ12A井應(yīng)用了優(yōu)化設(shè)計的鉆具組合,在有效控制井眼軌跡的同時釋放了鉆壓，從而提高了機械鉆速。

4 結(jié)論與建議

1)北部灣盆地地層條件復(fù)雜，主要特點為構(gòu)造運動強烈、地層傾角大、夾層頻繁和水敏性強，存在套管層次偏多、井壁失穩(wěn)嚴重、井眼軌跡偏離設(shè)計軌道和機械鉆速低的問題，這些問題也是導(dǎo)致北部灣盆地鉆井效率低的主要原因。

2)根據(jù)地質(zhì)特點和鉆井需求，在傳統(tǒng)鉆井方式的基礎(chǔ)上簡化了井身結(jié)構(gòu)，重新構(gòu)建了高性能強封堵鉆井液，優(yōu)選高效PDC鉆頭并優(yōu)化了鉆具組合，解決了北部灣盆地前期鉆井過程中出現(xiàn)的諸多問題，保障了井下安全，提高了鉆井效率。

3)雖然北部灣盆地海上勘探井鉆井提效關(guān)鍵技術(shù)應(yīng)用效果良好，但在構(gòu)造運動強烈的局部地區(qū)依然存在井眼軌跡難以控制的問題，建議進行構(gòu)造運動強烈地區(qū)井眼軌跡控制技術(shù)研究。