刘贤玉， 管 申， 韩 成， 陈 力， 曹 峰

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

北部湾盆地开发井钻遇地层从上到下依次为望楼港组、灯楼角组、角尾组、下洋组、涠洲组和流沙港组，地层条件复杂，尤其是涠洲组2 段上部硬脆性灰色泥岩微裂缝发育，水化现象严重，井眼失稳问题十分突出[1-2]。北部湾盆地开发井φ609.6 mm 隔水导管一般采用锤入法下入，多采用φ444.5 mm+φ311.1 mm+φ215.9 mm 井眼的三开井身结构，对应下入φ339.7 mm+φ244.5 mm+φ177.8 mm 套管。其中，φ609.6 mm 隔水导管和φ444.5 mm 井段为表层井段，φ311.1 mm 和φ215.9 mm 井段为目的层井段。经过多年开发，目前北部湾盆地开发井槽口资源紧张，导致部分开发井无槽口可用，前期表层使用PLUS/KCl 钻井液钻进，无法满足表层井段对排量的要求，导致岩屑成球严重[3]，严重影响作业时效；目的层井段所用钻井液的封堵性能较差，井身结构不合理，导致下洋组地层井漏、涠2 段地层坍塌卡钻等井下故障频发。统计结果表明，已钻井发生的井下故障中，与井壁失稳有关的井下故障约占48%，与井漏有关的井下故障约占20%，严重制约了北部湾盆地油气资源的高效开发。

为了实现北部湾盆地开发井的高效安全钻进，笔者进行了隔水导管开窗技术、表层海水聚合物钻井液技术、表层提速技术、强封堵全油基钻井液技术和井身结构优化研究，形成了开发井高效安全钻井技术。该技术在北部湾盆地30 余口开发井取得了很好的应用效果，钻井周期缩短，井下故障发生的概率降低，为类似油田开发提供了技术借鉴。

1 钻井技术难点

1）φ609.6 mm 隔水导管采用锤入法下入，部分隔水导管在锤入过程中桩管鞋发生变形，φ444.5 mm钻头无法通过，导致井槽报废，浪费槽口资源，造成严重损失。

2）φ444.5 mm 井眼钻穿大段易漏的下洋组砂砾岩层，φ339.7 mm 表层套管需下至涠洲组1 段上部杂色泥岩层，需要解决钻井过程中角尾组大段绿灰色泥岩层缩径、钻屑结块和钻头泥包，下洋组大段砂砾岩层漏失和涠1 段杂色泥岩层井眼失稳等问题[4]。

3）目的层井段主要钻遇涠2 段易垮塌泥岩及流沙港组2 段大段页岩和油页岩地层。其中，涠2 段地层坍塌压力高，尤其是上部硬脆性灰色泥岩层微裂缝发育，水化现象严重，极易发生井眼失稳；另一方面，流2 段页岩和油页岩的层理发育良好，地层坍塌应力较高，尤其是井眼轨迹与地层倾角的夹角越小，坍塌应力越高，井眼失稳风险越高，容易导致缩径、井壁坍塌等井下故障发生[5]。

4）目的层断层发育，被多条断层切割，构造较复杂，高部位断层多、断距大，最大断距达到120 m；同时裂缝发育明显，极易发生井漏，安全钻井难度大。

2 高效安全钻井技术

2.1 隔水导管开窗技术

为重新利用废弃槽口，避免浪费槽口资源，进行了废弃φ609.6 mm 隔水导管开窗侧钻技术研究。其中，开窗点的选择是关键技术之一，若开窗点过深，则钻进绕障及防碰难度大；若开窗点过浅，桩土承载力不足，无法支撑井口。以某油田A17 井为例，介绍开窗点井深的计算方法。该井井口补心海拔41.00 m，水深39.00 m，φ609.6 mm 隔水导管入泥深度37.00 m 左右，隔水导管所用材料为X52 钢材。

采用有限元方法计算开窗后隔水导管的强度，同时结合桩土承载力计算来优选开窗点深度，按100 年一遇海况、油田开发周期20 年、井口载荷1 470 kN 和隔水导管自重372 kN 进行计算。结果发现，当开窗点在泥线以下25.00 m 时，开窗后隔水导管变形不大，窗口处应力集中现象明显，最大Mises 应力为196 MPa，隔水导管屈服强度为355 MPa，强度安全系数为1.81，满足工程要求。同时，开窗后桩土对隔水导管的承载力为1 911 kN，大于隔水导管自重与最大井口载荷之和（1 842 kN），即隔水导管开窗后桩土承载力满足要求。现场施工时，首先对φ609.6 mm 隔水导管通井，然后下入隔水导管斜向器，进行开窗、修窗，最后进行钻井作业。

2.2 井身结构优化

北部湾盆地开发井前期一般采用三开井身结构，套管程序一般为：φ339.7 mm 表层套管下至下洋组底部或涠1 段顶部，φ244.5 mm 技术套管封固涠2 段易垮塌地层，φ177.8 mm 尾管封固目的层，采用射孔完井。由于涠2 段泥岩及流2 段油页岩地层极易垮塌，为缩短裸眼段的浸泡时间，要求采用大排量循环以提高携岩效率，但φ215.9 mm 井段环空间隙较小，使用大排量钻进时频繁出现托压现象，导致该井段机械钻速较低。由于采用强封堵全油基钻井液钻进涠2 段灰色泥岩及流2 段油页岩地层时，可以有效保证井壁稳定，因此，将三开井身结构优化成二开井身结构（优化前后的井身结构如图1 所示）[6-7]，即：将原井身结构中表层井段的φ444.5 mm钻头改用φ406.4 mm 钻头，仍然下入φ339.7 mm 表层套管，以减小该井段的井眼直径，从而减少破岩体积，可在一定程度上提高钻速；将φ311.1 mm 及φ215.9 mm 2 个井段合为1 个井段， 使用φ311.1 mm钻头直接钻穿涠2 段或流2 段地层直至完钻井深，下入φ244.5 mm 套管后进行射孔完井。

图 1 优化前后的井身结构对比Fig.1 Comparison of casing programs before and after optimization

2.3 海水聚合物钻井液技术

φ444.5 mm 井眼钻进具有钻井液排量大、钻速高的特点，前期使用PLUS/KCl 钻井液钻进时，由于固控设备的限制，无法满足钻井液大排量循环的要求，井眼中有害固相不断累积，导致钻井液密度增大，且钻屑结块现象频繁发生，而且因钻井液固相含量高，钻头、螺杆冲蚀严重，平均每口井需要使用2～3 只钻头和2～3 根螺杆。

为解决上述难题，通过总结北部湾盆地数百口开发井的钻井经验，根据钻遇地层特点精细调整钻井液性能，形成了φ444.5 mm 井眼海水聚合物钻井液作业模式：利用角尾组及以上地层大段泥岩自然造浆性能好的特点，采用海水聚合物钻井液钻进，适时用膨润土浆清洁井眼；进入易漏的大段砂砾岩地层之前，加入适量膨润土浆、少量改性淀粉和低黏聚阴离子纤维素，使海水聚合钻井液能在井壁形成简单的滤饼，确保钻井液具有较好的防漏性能；进入涠1 段大段杂色泥岩地层后，加入少量KCl 增强钻井液抑制性，以保证井壁稳定。现场应用表明，与PLUS/KCl 钻井液相比，海水聚合物钻井液配制方便，处理剂成本低廉，具有显著的经济效益[8-9]。

2.4 表层井段钻井提速技术

北部湾盆地开发井井身结构优化后，使用φ406.4 mm 钻头钻进表层井段，使井眼容积相对于φ444.5 mm 井眼减小20%，钻屑也就减少20%。在相同排量及钻压条件下，钻井液环空返速得到提高，井眼清洁能力得到增强。这更有利于提高机械钻速，实现增加表层井段钻深的目的。

φ406.4 mm 表层井段钻深增加后，φ339.7 mm表层套管可以下至下洋组底部或涠1 段顶部泥岩地层，从而提高了地层承压能力，为二开井段钻井作业拓宽了安全密度窗口。同时，表层井段钻穿下洋组砂砾岩地层，可缩短目的层井段进尺、涠2 段及流2 段地层的钻井液浸泡时间，有利于井壁稳定。

2.5 强封堵全油基钻井液技术

φ311.1 mm 井眼一般要钻穿厚度超800.00 m 的涠2 段及多条断层，裸眼段长达1 500.00 m，对钻井液的井壁稳定性及封堵能力要求极高。针对涠2 段泥岩地层微裂缝发育及流2 段油页岩地层层理发育的情况，选用了承压封堵剂PF-MOSTRH。该封堵剂可在泥页岩等地层的井壁表面形成液相膜，阻止钻井液滤液侵入，从而增强全油基钻井液的封堵能力。同时，优化超细碳酸钙、防塌树脂、乳化沥青和纳米纤维等封堵材料颗粒大小及加量，改善滤饼质量，通过液相膜和封堵材料的共同作用，提高钻井液的封堵能力[10-11]，降低钻遇断层时发生漏失的风险。

用1.0 mm 梯形缝模拟井壁裂缝，利用CDL-Ⅱ型高温高压动态堵漏仪评价全油基钻井液优化前后的承压堵漏效果，结果如图2 所示（全油基钻井液密度为1.55 kg/L，在120 ℃条件下老化16 h）。由图2可知，优化前全油基钻井液的承压能力小于7 MPa，优化后全油基钻井液的承压能力达18 MPa，封堵能力较优化前显著提高。

图 2 优化前后全油基钻井液承压封堵性能评价结果Fig. 2 Evaluation results of under-pressure plugging performances of full oil-based drilling fluid before and after optimization

3 现场应用

北部湾盆地开发井高效安全钻井技术在涠洲A 油田、涠洲B 油田等的30 余口开发井中进行了应用，在井深及开发层位相同的情况下，与前期开发井相比，取得了显著的提速效果及经济效益：全井段机械钻速由37～43 m/h 提高到48～52 m/h，机械钻速平均提高20%以上；钻井周期由14.48～18.32 d缩短至11.00～13.53 d，每口井钻井周期平均缩短近25%；井下故障率由30%降至5%。其中，表层井段钻井提速技术、强封堵全油基钻井液技术、井身结构优化取得的应用效果简述如下。

北部湾盆地多个油田的开发井应用了表层井段钻井提速技术。其中，涠洲A 油田一期和二期部分开发井表层井段的机械钻速见表1。从表1 可以看出，在开发层位、表层井段完钻井深、钻井液体系、钻井排量及转速均基本相同的情况下，与一期φ444.5 mm 表层井段相比，二期φ406.4 mm 表层井段的机械钻速提高明显，表层作业时效显著提高[12-13]。

涠洲A 油田二期开发井具有井型多、断层多、井眼轨迹复杂和作业困难等特点，应用了适用于易垮塌地层的强封堵全油基钻井液钻进，取得了良好效果。其中，B2H 井涠2 段地层厚度超过1 100.00 m，使用密度为1.40 kg/L 的强封堵全油基钻井液钻穿涠2 段，井壁稳定性良好，无掉块；过断层前进一步提高了封堵剂的加量，以快速形成高质量滤饼，提高断层承压封堵能力，未发生漏失。该井段中完后直接起钻，中间无阻挂现象，套管下入顺利，作业时效提升明显。

涠洲A 油田和涠洲B 油田部分开发井井身结构优化前后的钻井指标对比情况见表2。由表2 可知：在井深及进尺相当的情况下，涠洲A 油田一期开发井采用三开井身结构，平均钻井周期14.48 d，平均机械钻速43.21 m/h；二期开发井采用二开井身结构，减少了φ215.9 mm 井段一趟起下钻、下φ177.8 mm套管及固井作业时间，平均钻井周期为11.00 d，平均机械钻速52.36 m/h。涠洲B 油田井身结构优化前后的平均机械钻速分别为37.43 和48.46 m/h，平均钻井周期分别为18.32 和13.53 d。由此可以看出，开发井井身结构优化后的机械钻速显著提高，钻井周期明显缩短。

表 1 涠洲A 油田一期和二期部分开发井表层井段钻井指标Table 1 ROP Statistics in the surface casing section of some wells in the phase I and II development project of the Weizhou A Oilfield

表 2 北部湾盆地开发井井身结构优化前后钻井指标对比Table 2 ROP comparison of development wells in Beibuwan Basin before and after optimization of the casing programs

4 结论与建议

1）通过高效利用废弃井槽、根据地层特点有针对性地使用海水聚合物钻井液，以及使用φ406.4 mm钻头替代φ444.5 mm 钻头钻进表层井段，提高了北部湾盆地开发井表层井段钻井效率。

2）北部湾盆地开发井涠2 段及流沙港组地层使用强封堵型全油基钻井液钻进，同时优化井身结构，将技术套管和油层套管合二为一，达到了缩短钻井周期、降低井下故障率的目的。

3）建议进行北部湾盆地高效安全钻井技术的适用性研究，以便在南海西部其他区块进行推广应用。