岳家平 武治强 王元娇 张钦岳 耿亚楠 李 滨

(1. 中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028； 2. 中海油巴西有限公司, 里约热内卢 22100000)

海洋深水钻完井，面临海洋恶劣环境、海底低温、窄安全密度窗口、浅层地质灾害及高成本的严峻挑战。巴西深水盐下油田，不但需要面对巨厚盐层蠕变、储层灰岩地层严重漏失及储层可钻性低的问题，而且在盐上地层钻井的难度也非常大。部分盐上地层处于较老的白垩系，且存在砂泥岩互层，地层研磨性强，可钻性差[1-2]。例如L油田，盐上28″井段钻进过程中经常出现严重的憋卡、井壁失稳等复杂情况，机械钻速低，无法钻进至设计井深。在部分井不得不采用五开井身结构(使用18″备用尾管)，无法实现设计的四开井身结构。已钻的10口井中，只有2口井实现了四开井身结构。因此，大幅增加了钻井作业工期和成本。在常规钻头和钻井参数优化措施效果不明显的情况下，将深水钻井中主要应对浅层气钻井的表层动态压井技术应用到深水盐上不稳定地层的钻井作业中，结果提高了表层机械钻速，增加了22″套管下深，将五开井身结构简化为四开井身结构，降低了钻井作业工期和成本。

1 L油田钻井作业面临的问题

相比世界其他海域的地层层序，巴西盐下油田的地层年代相对较老。L油田所在的桑托斯盆地，形成了盐上、盐岩和盐下的3套层序(见图1)。

L油田盐上地层的钻井难点主要在于以下几个方面。

图1 L油田地层剖面示意图

(1) 盐上地层主要为页岩和砂岩。大排量海水钻井液的冲刷作业，造成砂岩井段井眼不规则，井下钻具震动严重。

(2) 白垩系地层硬度大，研磨性极强。钻头磨损严重，机械钻速较低，无法钻进至设计井深，不得不采用18″备用尾管。

(3) 泥页岩遇海水易膨胀。环空憋压和钻头泥包严重，钻井作业无法顺利进行，同时影响后期固井质量。

为了解决以上问题，在L油田，采取了以牙轮钻头代替PDC钻头、在砂岩井段降低排量减少冲刷、优化泥页岩抑制剂等措施，但未取得明显的改善效果。

2 表层动态压井技术

2.1 技术原理

在深水上部地层钻井时，通常采用无隔水管钻井方式，将海水作为钻井液并直接返至海底。随着钻井深度的增加或钻遇高压地层时，需要更高密度的钻井液，则不再以海水作为钻井液。为了在下隔水管和水下防喷器(BOP)之前钻进至预计的最大井深，常采用表层动态压井(Pump and Dump)技术，通过加重钻井液进行无隔水管钻井，将加重钻井液返至海底。在未安装隔水管及BOP的条件下，钻井液从钻柱泵入并从环空返至海底泥线，而不返至钻台面[3](如图2中A所示)。这属于真正的双梯度钻井，但无法实现钻井液的循环使用。图2中B所示为无隔水管钻井，需要利用海底钻井液泵及钻井液回收管线以实现钻井液循环。图2中C所示为隔水管钻井。与B、C相比，采用动态压井技术则不需要过多的额外设备，因此更容易实现，且成本更低[4]。

图2 Pump and Dump钻井示意图

无隔水管钻井方式在墨西哥、巴西和西非等地有广泛的应用。在墨西哥湾，曾经用海水实现了167口井的盐层无隔水管钻井(150 m)，但钻井液返至海底，不能重复利用[5]。Pump and Dump技术通常用来应对浅层气或者浅层水流。据文献[6 — 8]介绍，利用Pump and Dump技术实现了浅层气和浅层水的无隔水管钻井，文献中还提出了实现Pump and Dump钻井液的供应及设备配置技术。在墨西哥湾，也有用不饱和盐水进行Pump and Dump钻井[9]。

Pump and Dump钻井需要的钻井液量较大，这就给钻井液储备等后勤支持增加了难度。J.Michael和R.Michael 探讨了采用钻井液与海水混配而获得更多钻井液的方法[10]，来解决钻井液供应量大的问题。目前，该技术已经在世界各地上百口井中得以应用，并取得了良好的效果。

2.2 技术优势

由于采用了加重钻井液，Pump and Dump技术可以更好地平衡地层压力，减小井眼坍塌风险，改善井壁稳定性。因此，与常规深水无隔水管钻井技术相比，Pump and Dump技术可以增加表层套管的下深，简化井身结构，提高钻井效率，降低作业工期和成本，其优势主要体现在以下几个方面。

(1) 控制浅层气、浅层水等浅层灾害。采用了加重钻井液，能够更好地平衡地层压力，防止钻井过程中的井控风险。

(2) 提高井壁稳定性，保证套管能够顺利下入。相比海水钻井而言，采用钻井液钻井能够在井壁形成滤饼，从而提高井壁稳定性，减少下套管摩阻。

(3) 增加套管下深，减少套管层次。钻井液钻井更容易携带井底岩屑，提高机械钻速，从而在一定程度上增加表层套管的下深，甚至节约一层技术套管，有助于简化井身结构。

(4) 增大井眼尺寸，增加可钻井深。钻井液的携岩能力比海水好，因此利用Pump and Dump技术可以实现更大尺寸的上部井眼钻井，从而增加可钻井深。

(5) 有利于提高机械钻速，从而缩短工期、降低成本。

2.3 关键技术

深水钻井，首先碰到的浅表地层相对疏松，需要保持一定的钻井液排量以清洁井眼。表层井段的钻井，机械钻速也较高，钻井时间通常较短，因此钻井液的单位时间用量也较大。表层动态压井技术成功的关键，便在于钻井液设计、钻井液现场混配及相应的后勤保障。

2.3.1 钻井液配制

Pump and Dump钻井需要泵入大量高密度钻井液，并要求钻井液具有较好的抑制性、高黏度和滤失性。在浅水钻井中，这些钻井液性能很容易满足。在深水钻井中，如何满足快速配浆和所需钻井液性能？目前主要有2种实现方式：一是两相混合，将海水和高密度盐水钻井液相混合，得到需要的钻井液密度；二是三相混合，将CaCl2、高密度钻井液和海水混合[11]。

配制的钻井液容易出现的问题是流变性、失水性和稳定性欠佳。在钻井液中加入CaCl2，有利于改善页岩抑制性，防止钻头和稳定器泥包，避免降低ROP，引起抽吸和激动压力。CaCl2的加量范围比较宽。1.40 g/cm3的钻井液加入20%的CaCl2，就能满足页岩抑制性，避免钻头泥包。

L油田NWX井的Pump and Dump浓缩钻井液(1.92 g/cm3)的构成比例：海水，1.0 m3；NaCl盐水，2.0 kg；NaHCO3,0.9 kg；淀粉,9.5 kg；NaOH,0.9 kg；消泡剂,0.9 kg；重晶石，加重至1.92 g/cm3为止。现场可根据Pump and Dump钻井作业需求，利用该浓缩钻井液与海水快速混合得到所需密度的稀释钻井液。

2.3.2 钻井液性能

密度是钻井液的关键参数。对于Pump and Dump钻井液而言，重点在于调整钻井液的盐度。钻井液的性能最终取决于混合比例、高密度加重钻井液的构成以及外加剂。混合后的钻井液通常存在的问题是滤失量较大，需通过外加剂来提高其黏度，增强其稳定性，降低失水量。同时，可在钻井液中加入Na2CO3来提高膨润土的性能。此外，还要考虑保证钻井液的环保性能，因为采用Pump and Dump钻井技术是将钻井液直接排入海里。

在现场，将浓缩钻井液用海水稀释后用于Pump and Dump钻井作业。表1所示为L油田NWX井在Pump and Dump钻井过程中的浓缩钻井液和稀释钻井液性能要求。

表1 NWX井Pump and Dump钻井液性能

2.3.3 钻井液用量估算

由于钻井液无法循环使用，采用Pump and Dump技术需要大量的钻井液。随着钻井深度的增加，所需要的钻井液密度增加，需要的超高密度水基钻井液量也会随之增加。钻井液用量的确定，可依据井深、排量、机械钻速进行估算后，额外附加25%～50%。此外，需要附加4倍于标准井筒容积的压井液，用于补偿短起下和下套管过程中的冲刷和循环所需。

根据L油田二开钻井作业需要，提前准备钻进过程中用到的2种关键类型泥浆，即1.92 g/cm3的氯化钠重浆和1.38 g/cm3的氯化钙盐水。其中，前者需要在平台现场进行加重配制，后者是在泥浆基地配制完成后用拖轮分批送至平台。L油田NWX井Pump and Dump钻井液的用量见表2。

表2 NWX井Pump and Dump钻井液用量

2.3.4 钻井液现场混配及后勤保障

钻井过程中，钻井液无法回收和重复利用，在短起下及下套管过程中钻井液的损失也较大，因此需要大量的钻井液。由于海上钻井井场条件的限制，无法提前在钻井船上准备大量的钻井液，实践中通常是利用支持船或半潜式钻井船的浮筒来存储一定量的加重钻井液。

针对NWX井，在平台现场安装一套钻井液快速混配系统，将预备的加重钻井液与海水快速混合，得到所需密度的钻井液。该系统的各条管线配有流量计和压力表，其内部导流板结构可以让液体处于紊流状态，在最短时间内充分混合。同时，建立了钻井液混配快速查询图版。

要满足Pump and Dump对钻井液量的需要，必须加强后勤保障工作。可采用大型的钻井船或支持船。供应船上的钻井液供应能力会受到泵能力、钻井液泵送系统、安全条款、天气变化等因素的制约，在制定后勤保障计划时，应充分考虑这些因素。

3 Pump and Dump技术在L油田的应用

巴西L油田NWX井，水深为2 100 m，井深为 5 872 m，盐层厚度为2 350 m(盐层范围2 915～5 265 m)。根据钻前地质预测，盐上地层厚度约为815 m，面临的最大挑战为盐上约125 m的白垩系地层。该井设计为四开井身结构，其中二开28″部分井段采用无隔水管动态压井技术，协助钻入盐层内159 m(3 100 m，进尺891 m)，并下22″套管至 3 090 m固井。使用动态压井若仍无法钻至设计深度，将提前下22″套管，并启用备用井段和18″备用尾管。

NWX井二开28″井段为无隔水管钻进，共使用了3趟钻具组合，最终在动态压井技术的协助下，顺利实现钻入盐层的目标。在该井段作业期间，遇到了恶劣天气、复杂地层、混浆设备故障等多重挑战。

第一趟钻具组合：使用金刚石钻头，钻进至 2 872 m，平均机械钻速为15.3 m/h。这期间钻速受地层变化的影响巨大，从2 690 m开始，钻速由 42 m/h突降为6 m/h，并频繁出现憋扭矩现象。随即启动动态压井钻进程序，泵入1.23 g/cm3钻井液尝试钻进，仍无进尺。起钻检查，发现PDC钻头外排齿磨光。

第二趟钻具组合：使用三牙轮钻头，全程使用动态压井钻井液。钻进至2 954 m，平均机械钻速仅为3 m/h，最终因机械钻速小于0.5 m/h而起钻。累计使用动态压井钻井液4 215 m3。

第三趟钻具组合：使用金刚石钻头，全程使用1.23 g/cm3动态压井钻井液。顺利钻进至设计深度3 105 m，平均机械钻速为5.5 m/h。钻至设计深度后，替入1.38 g/cm3的氯化钠盐水，以支撑井壁。后续下入22″套管，井眼顺畅，未发现阻挂。该井段累计使用动态压井钻井液8 762 m3。

通过应用Pump and Dump技术，28″井眼顺利钻进至设计的3 100 m，从而使该井比邻井减少一层18″尾管，简化了井身结构。共节约钻井工期17 d，节约钻井费用1 500万美元。

4 结 语

在NWX井的实践结果表明，表层动态压井技术可有效增加盐上不稳定地层无隔水管井段的钻进深度，提高井壁稳定性，从而达到减少深水表层钻井复杂情况、简化井身结构和降本增效的目的。

运用Pump and Dump技术，成功地将NWX井的井身结构由五开简化为四开，缩短了钻井工期，节约了钻井费用，为L油田的后续开发奠定了基础，也给巴西类似油田的钻井作业提供了技术借鉴。

钻井液的持续供应是表层动态压井技术成功实施的关键。在现场实践过程中，应注意加强有关后勤保障工作，科学预测海况变化，及时处理泥浆罐管理、钻井液混配及泵送等方面的问题，保证钻井液的持续供应。