東海西湖井身結(jié)構(gòu)深度優(yōu)化技術(shù)及其應用

施覽玲

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200335）

1 概述

東海盆地西湖凹陷區(qū)域，是重要的油氣勘探區(qū)域。西湖區(qū)塊地層復雜，存在多個目的層和多套壓力系統(tǒng)［1］。近年來探井平均井深已超過4500 m，深部地層研磨性強，可鉆性差，機械鉆速低，且存在異常高溫高壓地層［2］。針對封隔復雜地層、降低井下復雜情況發(fā)生率、減少套管層序、提高鉆井效率等問題，鉆完井專業(yè)人員通過不斷探索、實踐井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化技術(shù)，井身結(jié)構(gòu)由五開優(yōu)化為四開［3-4］，省去了二開的?660.4 mm井眼，并將?444.5 mm井眼加深鉆進至2500 m左右，減少?311.1 mm井段長度，降低了?311.1 mm井段鉆進難度，形成了東海近幾年較為固定的探井井身結(jié)構(gòu)：?914.4 mm×200 m+?444.5 mm×（2200～2500 m）+?311.1mm×（3900～4200 m）+?215.9 mm×完鉆深度。此套井身結(jié)構(gòu)使用效果良好，解決了?311.1 mm井段起下鉆困難、劃眼時間長、井壁坍塌及卡鉆等諸多鉆井難題。但當前表層?444.5 mm井眼鉆進至2300～2500 m井深后，鉆井提速遭遇“瓶頸”，進一步提速困難重重；同時針對常壓深井，井身結(jié)構(gòu)仍有優(yōu)化的空間。

隨著東海鉆井技術(shù)的不斷進步及油氣資源勘探開發(fā)的需求，水平井及大斜度井的數(shù)量在不斷增多［5-6］，但此類井多數(shù)存在井眼鍵槽及臺階、井眼軌跡復雜等情況，導致尾管下入時容易出現(xiàn)遇阻或下不到位的問題［7］。在采用水平井開發(fā)一些滲透性較好的邊底水油氣田時，地質(zhì)方面對工程提出了水平井控水完井的要求，需要在?215.9 mm水平段下入尾管，但?215.9 mm水平段下入?177.8 mm尾管容易出現(xiàn)遇阻或下不到位的問題，一般采用小排量循環(huán)、上提下放的方式處理的效果不夠理想。因此，需要進一步對東海井身結(jié)構(gòu)進行深度優(yōu)化研究。

2 主要難點

（1）表層?444.5 mm井眼再加速遭遇“瓶頸”

?444.5 mm井眼從最初的幾百米，逐步加深至2500 m左右，速度也大幅提升，表層?444.5 mm井眼鉆進至2300～2500 m井深后，受限于表層地層特性，以及?444.5 mm鉆頭切削效率，?444.5 mm井眼機械鉆速長期處于100 m/h左右，難以得到實質(zhì)性提升；在表層安全作業(yè)時間窗口內(nèi)，其鉆進深度也難以繼續(xù)加深。

（2）常壓深井井身結(jié)構(gòu)仍有優(yōu)化空間

近年來東海探井的平均井深已超過4500 m，早已經(jīng)步入深井行列。天然氣層的溫度較油層更高，地溫梯度一般在3～5℃/100 m，5000 m的井地溫就可能達到150～250℃，故天然氣井，特別是深層天然氣井大都是高溫高壓井。高溫高壓井是鉆井工程中難度大、風險高、工程費用高的一種苛刻井［8］。為了確保安全鉆進，鉆完井專業(yè)人員通過研究形成常用探井井身結(jié)構(gòu)：?914.4 mm+?444.5 mm+? 311.1 mm+?215.9 mm，此套井身結(jié)構(gòu)幫助該區(qū)塊大幅減少鉆完井作業(yè)復雜情況，取得了良好的應用效果。但是當前鉆完井專業(yè)人員利用含油巖屑處理技術(shù)［9-10］，很好地解決了油基鉆井液［11］的環(huán)保問題之后，對油基鉆井液進行了推廣應用，裸眼在長時間浸泡情況下，復雜情況也極大減少，此時，對于常壓井而言，此套井身結(jié)構(gòu)稍顯保守。同時，針對常壓井深部井段采用?215.9 mm井眼鉆進，如果地質(zhì)油藏要求加深鉆探，或鉆遇地質(zhì)未預測的異常壓力地層，可能需要下入?177.8 mm尾管以后繼續(xù)采用? 152.4 mm井眼鉆進，鉆井速度會下降，從而導致鉆井工期增加，鉆井成本上升，且地質(zhì)取資料面臨風險更大。

（3）?215.9 mm井眼水平段?177.8 mm尾管下入困難

長期以來，東海?215.9 mm井眼下入尾管尺寸均為?177.8 mm。針對直井，摩阻相對較小，套管下入相對容易，但是對于定向井或水平井，受井眼軌跡影響，套管下入過程中“躺”在下井壁，大大增加套管下入摩阻，同時套管下入過程中不斷剮蹭井壁，造成環(huán)空巖屑堆積。由于環(huán)空間隙較小，且管柱重，套管下入摩阻不斷變大，管柱旋轉(zhuǎn)摩阻扭矩過大，因此旋轉(zhuǎn)下入困難重重。隨著剮蹭堆積的巖屑越來越多，甚至導致環(huán)空堵死，發(fā)生套管下入不到位、下入過程中尾管掛提前坐掛或封隔器提前坐封、套管到位后開泵困難等問題。雖然可以采用小排量循環(huán)、上提下放的方式來處理，但通常效果不夠理想，而且在一些復雜井況下導致尾管中途卡死。如川西地區(qū)的中江18H井、江沙33-1HF井等水平井在下尾管時均因遇阻活動困難而無法成功下至設計井深，只能就地固井［12］。

3 井身結(jié)構(gòu)深度優(yōu)化技術(shù)

3.1 表層井眼尺寸優(yōu)化技術(shù)

井身結(jié)構(gòu)主要包括套管層次和每層套管的下入深度，以及套管和井眼尺寸的配合。井身結(jié)構(gòu)設計是鉆井工程的基礎設計，它不但關系到鉆井工程整體效益，而且還直接影響油井的質(zhì)量和壽命［13］。采用較小直徑的表層井眼尺寸，既能節(jié)約鉆井液用量又提高了機械鉆速，從而縮短鉆井周期，獲得可觀的經(jīng)濟效益。

根據(jù)以上研究認識，結(jié)合東海淺層地層井壁穩(wěn)定、地層為常壓且不含淺層氣等特點，通過開展井眼尺寸敏感性研究及井眼尺寸對機械鉆速的影響分析［14］，創(chuàng)新采用?406.4 mm井眼替代?444.5 mm井眼鉆過三潭組和柳浪組的不整合面，鉆穿玉泉組，進入龍井組后根據(jù)實際鉆井速度和地層變化在2500～2800 m中完成（在原有?444.5 mm井眼鉆深基礎上再增加300～500 m），下入?339.7 mm套管，為?311.15 mm井眼的加深鉆進和?244.5 mm技術(shù)套管下入創(chuàng)造了有利條件；且在相同井深下能夠有效縮短?311.1 mm井眼長度，減少鉆井液用量及含油鉆屑處理量，減少固井水泥漿用量，降低鉆井作業(yè)成本。優(yōu)化前后的井身結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 表層井眼優(yōu)化前后井身結(jié)構(gòu)對比Fig.1 Comparison of the casing programs before and after surface hole optimization

3.2 深井井身結(jié)構(gòu)簡化技術(shù)

東?？碧介_發(fā)逐漸向深層低滲油氣資源發(fā)展，探井鉆井作業(yè)深度和鉆井成本不斷增加，提高鉆井速度和作業(yè)效率顯得尤為重要。

隨著油基鉆井液的推廣應用，東海地層的井壁易失穩(wěn)難題得到有效解決，同一井段也有了更長的安全作業(yè)時間。井下復雜情況大幅減少，基本能夠保障井壁穩(wěn)定。做好儲層保護和防止壓差卡鉆或卡電纜。因此針對該類井，在滿足地質(zhì)要求的前提下，創(chuàng)新采用?311.1 mm井眼直接鉆進至垂深4800 m左右的完鉆井深，從而減少一次下套管、固井、候凝時間及一個井段電測時間。將?215.9 mm井眼作為鉆遇地質(zhì)未能預測的異常高壓等復雜地層時的備用井眼，可有效避免采用小井眼作業(yè)時機械鉆速慢和小井眼測試難以滿足地層評價要求的問題。相比常規(guī)井身結(jié)構(gòu)，節(jié)省了?215.9 mm井眼鉆前準備及下?177.8 mm尾管固井時間。若未能鉆遇好的油氣顯示，不進行測試作業(yè)，則無需下入?244.475 mm套管，可節(jié)省?244.475 mm套管和固井材料，具有良好的經(jīng)濟效益。優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 東海深探井優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)Fig.2 Optimized casing program for the deep exploration well in the East China Sea

3.3 開發(fā)井尾管尺寸優(yōu)化技術(shù)

針對?215.9 mm水平段下入?177.8 mm尾管困難且開泵不暢等問題，創(chuàng)新將?177.8 mm尾管優(yōu)化為?139.7 mm尾管，既能基本滿足地質(zhì)油藏完井生產(chǎn)需求，同時套管/井眼的尺寸比由0.82降低為0.65，增加了環(huán)空間隙，又可有效避免環(huán)空巖屑堵塞導致開泵不暢甚至憋漏地層等復雜情況的發(fā)生。鑒于不同類型的扶正器在不同鉆井液中的摩擦系數(shù)不同［15］，進一步優(yōu)化了套管扶正器加放方案。采用剛性扶正器或摩擦系數(shù)小的樹脂滾輪扶正器等，減少套管本體與井壁的接觸面積，變滑動摩擦為滾動摩擦，降低套管下入摩阻。

另一方面，尾管尺寸的優(yōu)化使得管柱質(zhì)量減輕，還不僅有利于管柱下入，有利于提高固井質(zhì)量及下套管固井時效，同時也減少了管材使用量，節(jié)省了套管成本。針對?139.7 mm尾管撓度過大，下入過程中可能存在屈曲導致無法下入到位的問題，優(yōu)選可旋轉(zhuǎn)尾管懸掛器［16］，必要時通過旋轉(zhuǎn)尾管穿過遇阻點。優(yōu)化后的井身結(jié)構(gòu)如圖3所示。

圖3 尾管尺寸優(yōu)化后井身結(jié)構(gòu)Fig.3 Casing program with the optimized liner size

4 現(xiàn)場應用

4.1 表層井眼尺寸優(yōu)化技術(shù)應用效果分析

表層井眼尺寸優(yōu)化技術(shù)在東海SS1-6-3、SS1-6-4井中進行了應用，2口井均采用四開井身結(jié)構(gòu)。通過與同區(qū)塊鄰井相同井段平均機械鉆速進行對比分析，井眼“瘦身”后機械鉆速得到提高，結(jié)果如表1所示。

表1 SS1-6-3、SS1-6-4井與同區(qū)塊鄰井相同井段平均機械鉆速對比Table 1 Compar ison of aver age ROP at the same well section between SS1-6-3 and SS1-6-4 vs the adjacent well in the same block

SS1-6-3井為東海首次應用表層井眼尺寸優(yōu)化技術(shù)的井，?406.4 mm井眼使用海水/膨潤土漿開路鉆進，配合新型馬達的使用，機械鉆速較高，起鉆及下套管井眼順暢，獲得了較好的使用效果。由表1可知，SS1-6-3井二開累計進尺2110 m，純鉆時間15.80 h，在鉆進深度較同區(qū)塊前2口探井SS1-6-1、SS1-6-2分別深187 m和53 m的情況下，機械鉆速高達133.54 m/h，較鄰井分別提速26%和66%，為東海表層同深度最快。SS1-6-4井?406.4 mm井眼鉆深達2888 m，為同一區(qū)塊表層海水開路鉆進最深深度，平均機械鉆速仍達107 m/h。

?406.4 mm井眼相較?444.5 mm井眼同等排量下，環(huán)空返速更高，井眼清潔效果更好。以SS1-6-3井4800 L/min排量為例，?406.4 mm井眼中? 139.7 mm鉆桿環(huán)空返速達0.70 m/s，?444.5 mm井眼環(huán)空返速僅為0.57 m/s。較高的環(huán)空返速使得在破巖后巖屑能夠快速離開鉆頭和大鉆具，一方面確保了井下安全，另一方面巖屑快速返出井口，確保了井眼清潔。起鉆過程中井眼順暢，無阻掛，下套管過程井眼狀況較好，順利到位。

4.2 深井井身結(jié)構(gòu)簡化技術(shù)應用效果分析

深井井身結(jié)構(gòu)簡化技術(shù)在東海B-B4、SS1-5-2d、SS1-5-3井中進行了應用。B-B4井領眼鉆進至5050 m，垂深3360.62 m，水平位移3464.77 m，油氣顯示良好，直接采用領眼進行生產(chǎn)。本井鉆井周期24.15 d，?311.1 mm井眼安全鉆進3049 m，平均機械鉆速高達33.09 m/h，明顯高于B氣田其他鄰井機械鉆速，鉆井日效率達203 m/d，達到本氣田歷史最高水平。B氣田各井平均機械鉆速如表2所示。

表2 B氣田各井平均機械鉆速對比Table 2 Comparison of average ROP between the wells in B gas field

SS1-5-2d井?311.1 mm井眼順利鉆至完鉆井深4679 m，為東海探井?311.1 mm井眼鉆探井深最深深度。由于減少了一層套管程序，提高了作業(yè)時效，鉆井周期僅為27.46 d，較設計提前2.54 d。同時，因本井未進行測試作業(yè)，不再下入?244.475 mm套管，相比常規(guī)井身結(jié)構(gòu)節(jié)約4000 m左右套管。SS1-5-3井采用?311.1 mm井眼鉆進至垂深4629 m，為東海探井?311.1 mm井眼鉆探垂深最深深度，鉆井周期僅為21.18 d（扣除因臺風影響的時間）。

4.3 開發(fā)井尾管尺寸優(yōu)化技術(shù)應用效果分析

尾管尺寸優(yōu)化技術(shù)在東海B-A 1H及B-A 2H井中進行了應用。2口井即使是在水平段下入尾管，也未發(fā)生阻掛現(xiàn)象，順利將套管下入到位，滿足了后續(xù)作業(yè)要求。

2口井與東海前期?215.9 mm井眼下入? 177.8 mm尾管的鉆井相比，未發(fā)生任何復雜情況，開泵正常。對比情況如表3所示。

表3 B-A1H、B-A2H井與東海前期?215.9 mm井眼下入?177.8 mm尾管的鉆進參數(shù)對比Table 3 Comparison of the drilling parameters between B-A1H and B-A 2H vs the early wells with 177.8mm liner for 215.9mm well section in East China Sea

由表3可知，在?215.9 mm井眼下入?177.8 mm尾管，時而發(fā)生套管下入遇阻或開泵憋壓情況，此類復雜情況發(fā)生后，損失時間均超過40 h。尾管尺寸優(yōu)化為?139.7 mm后，未發(fā)生此類復雜情況，同時下入速度明顯加快。雖然兩口井井深不足3000 m，但以400 m/h的下鉆速度折算，4800 m左右的井，下長度為800 m左右的?139.7 mm尾管需要的時間約30 h，顯著快于其余未發(fā)生復雜情況下入?177.8 mm尾管的井。

5 結(jié)論及建議

（1）在原有井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化基礎上，通過進一步優(yōu)化形成了東海井身結(jié)構(gòu)深度優(yōu)化技術(shù)，促進了鉆井效率的大幅提升，為后續(xù)井的井身結(jié)構(gòu)繼續(xù)優(yōu)化奠定了基礎。

（2）表層井眼尺寸優(yōu)化技術(shù)在東海探井成功應用，實現(xiàn)了表層快速鉆進、下套管的目的。應用井與同區(qū)塊鄰井相同井段相比，機械鉆速有顯著提升。深井井身結(jié)構(gòu)簡化技術(shù)因減少了一層套管程序，類似于陸地頁巖油氣經(jīng)濟有效開發(fā)的二開井身結(jié)構(gòu)，提高了作業(yè)時效，降低了作業(yè)成本，技術(shù)意義重大。開發(fā)井尾管尺寸優(yōu)化技術(shù)在東海的應用井未發(fā)生開泵憋壓及下入遇阻情況，且下入速度明顯加快，固井質(zhì)量滿足要求。

（3）建議在以上研究基礎上進一步探索適用于東海復雜地質(zhì)條件下的深井和超深井井身結(jié)構(gòu)，更好地提升深井鉆井速度，進一步實現(xiàn)降本增效。