李　中　方满宗　李 磊（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江　524057）

南海西部陵水区块深水钻井实践

李中方满宗李 磊
（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江524057）

南海西部海域陵水区块的深水钻井作业中，低温高压和狭窄的安全密度窗口给钻井工程带来了较大的困难，容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等问题，且附近海域经常出现由内波流引起的突发性强流。针对这些问题，结合陵水区块的钻井地质特征，开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内波流应对技术等方面的研究，解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题，并成功发现了陵水17-2大型深水气田。

南海西部；深水钻井；井漏；陵水17-2

对于海洋深水钻井而言，钻井环境条件随水深的增加变得更加复杂，容易遇到常规钻井工程难以克服的技术难题［1-6］。南海西部的陵水海域就是一个典型的深水区块，该区块位于琼东南盆地的中央峡谷带，水深约1 500 m，钻井过程中存在“2低2高”的问题（即低破裂压力、低漏失压力和高坍塌压力、高地层压力），且同一裸眼井段中可能存在多套压力层系，常规钻井技术满足不了施工需求。

针对前期合作深水钻井中经常遇到的问题，南海西部的技术人员结合陵水区块的钻井地质特征，突破常规钻井技术的限制，开展了随钻扩眼的可行性及其施工技术研究，形成了一套适应于陵水深水区块的井身结构设计方法；研制了一套适用于该区块的深水钻井液体系，在施工工艺和设备方面也做了较大的改进。通过这些技术的实施，作业者克服了一个又一个难题，成功发现了陵水17-2气田。

1　南海西部自营深水井主要钻井难点

1.1地质年代新

陵水区块主要目的层为黄流组，属于中新统N1，沉积年代5.7~10.5 Ma，比国内其他海域同等条件下少17.5 Ma以上，地质年代新，成岩性差，破裂压力较低。地层沉积速率快，排水不充分，造成孔隙压力较高。

1.2钻井液安全密度窗口窄

钻井作业过程中，受水深的影响，深水井上覆地层压力比浅水井低，从而引起破裂压力降低，地层孔隙压力与破裂压力之间的窗口变窄［7-9］。窄钻井液安全密度窗口给钻井工程带来诸多困难。如陵水区域某深水井，Ø444.5 mm井段钻井液安全密度窗口仅0.08 g/cm3，Ø311.15 mm井段钻井液安全密度窗口仅0.10 g/cm3，Ø212.7 mm井段钻井液安全密度窗口仅0.06 g/cm3。作业过程中需选用合适密度的钻井液并采取合理的钻井参数，一方面要保证井筒钻井液能压稳地层流体并防止井壁垮塌，另一方面又要防止压漏地层。

1.3井漏与溢流同存

井漏是深水钻井经常遇到的复杂情况之一。从前期钻井复杂情况统计结果看，复杂情况大多发生在钻遇高压层的井；如前期钻至梅山组的陵水区域某高温高压井，该井钻进至5 269 m，气测值上升，提高钻井液密度至2.10 g/cm3，井下发生漏失、井口失返，调整钻井液密度为2.01 g/cm3漏失量逐渐减少，并逐步恢复正常；又如陵水区域另一高温高压井，Ø212.7 mm井眼钻进至4 699 m，发生溢流，钻井液密度1.86 g/cm3，使用密度为1.98 g/cm3压井一周后，仍有4.1 MPa，并持续上涨，并有较大波动，此时又出现井漏，经过近10 d的处理才恢复正常。井漏与溢流同存给现场作业带来了极大的困难。

1.4易生成水合物

深水钻井时，井筒容易受到气侵，气侵过程的不确定因素很多，特别是气侵量的测量滞后及不准确性很高。气侵后，气体上移过程中，在水合物稳定区可能形成水合物，水合物一旦聚集就会形成堵塞，这一过程是随机的，很难预测［10-12］。

南海西部的深水钻井水深偏大，海水低温段较长，很容易形成水合物，如果处置措施不当，可能引起水合物堵塞节流管线、压井管线、隔水管和堵塞防喷器等情况，导致作业时间与成本增加，严重的还可能导致钻井失败。因此需要进行钻井液性能优化。深水钻井液一方面要支撑井壁，压住地层流体，并保持一定的流变性，另一方面又需要抑制水合物的生成，因此对钻井液的技术要求特别高。

1.5易出现环空带压

温度变化会引起井内流体热胀冷缩（温度效应），导致环空带压。油气上升过程中井筒温度会升高，但升高的幅度受油气产量的影响较大。对于高压高产气井来说，井筒温度升高幅度较大。同时，关井前后的压力差引起环空管柱的鼓胀效应也会导致环空带压。除了温度和鼓胀效应，窜流也是形成环空带压的主要原因之一，井内温度发生变化会导致水泥拉伸形成微裂缝，从而形成环空流体的窜流通道。套管和油管漏失、井口密封组件泄漏也会形成窜流的通道。水泥封固质量如果不理想，会使高压地层的流体流向低压地层形成层间窜流，或者在水泥内形成窜流通道使流体进入井内环空，如果套管收缩，会在水泥环和套管之间形成小的环空，引起环空带压。深水井环空压力难以监测，环空带压给现场安全带来了极大的隐患。

1.6常遇内波流

南海西部的深水钻井还有可能遇到内波流。内波流是一种高能量的海洋内波，分为高频内波、孤立内波和内惯性波，具有振幅大、周期短、随机性的特点，并能产生强烈的波致剪切流。内波与半潜式平台相互作用过程中，平台浮体沉箱与横撑、沉箱与横撑连接部位、以及沉箱与立柱连接部位的受力最为严重。可能使隔水管或其他水下、水上设备损坏；可能导致水下浮随等密度面上下运动或快速上浮下沉，难以操作；可能引起海上拖带作业中拖带缆断裂；可能使海上钻井装置出现断缆和/或漂移；可能使锚泊定位钻井装置发生走锚；还可能使海上靠泊作业时引起撞船。如果处理不当，内波产生的巨大突发性冲击载荷不仅对平台浮体会产生严重的安全隐患，还可能会使平台浮体产生突发性的大幅度漂移运动，使平台系泊及立管张力也急剧增加，出现拉断系泊或立管的灾害性事故。

2　南海西部自营深水井钻井技术

2.1深水井井身结构设计

考虑地层的孔隙压力、破裂压力和井眼可能遇到的复杂情况，并通过大量的数据和资料分析，对各个区块都制订了相关设计标准。如凌水17-2 区块，起钻抽汲压力当量密度0.035 g/cm3，下套管激动压力当量密度0.035 g/cm3，地层破裂压力当量密度0.025 g/cm3；压差卡钻标准正常压力区13~15 MPa，异常压力区20~22 MPa。南海西部自营深水井身结构均采用由下向上设计，根据钻井液密度、压力激动系数和安全系数，估计出最大井深处井筒最高压力，在压力剖面上向上做一条垂线与破裂压力相交，从而确定中间套管的暂定下入深度；对暂定下入深度进行井涌承受能力校核，若不能满足要求，根据计算结果向下找出另一暂定下入深度；重新校核下入深度的井涌承受能力，直至满足要求。

根据此方法进行各层套管下深设计，形成了一套适合于陵水17-2区块的井身结构。如该区块XX井，其井身结构为：Ø914.4 mm×1 557 m+ Ø660.4mm×2 180 m+ Ø444.5 mm×2 730 m+ Ø374.65 mm×3 262 m+ Ø311.15 mm×3 561 m。其中Ø444.5 mm井眼下入的Ø406.4 mm套管采用尾管悬挂技术。并备有1个Ø215.9 mm井眼和一层Ø177.8 mm尾管。

2.2随钻扩眼技术

由于深水井压力窗口窄，钻井过程中，较窄的环空间隙可能会引起很高的环空压耗，导致井底ECD太高；但井身结构层次不能降，因此南海西部在施工过程中常用到随钻扩眼技术（表1）。如在钻完Ø660.4 mm井眼后，根据设计需要钻一个不低于Ø444.5 mm的井眼并下入Ø406.4 mm尾管，但Ø444.5 mm井眼与Ø406.4 mm尾管的环空间隙太小，下套管过程中，很容易产生压力激动，且下套管摩阻较大，因此，通常在钻具上加上1个随钻扩眼器，将井眼扩至Ø469.9 mm以上，以便降低下套管的激动压力和摩阻，并保证固井质量。

表1　陵水17-2区块随钻扩眼工具数据

2.3随钻地层压力监测技术

南海西部自营深水井钻进过程中通常根据实时的LWD测井（电阻率、声波等）数据，结合邻井资料及现场其他信息，实时计算出准确的地层压力，对异常情况及时预警，并建立了井身结构优化实时决策系统，根据实钻信息，科学决策井身结构；钻遇异常地层压力前实时启用备用井段和套管，避免发生复杂情况，常规地层逐步精简井身结构。

如南海西部的陵水XX井，该井钻Ø444.5 mm井眼至2 677 m处，随钻地层压力预测模型显示压力有上涨趋势，启动井身结构优化实时决策系统，现场技术人员与基地支持人员视频连线，讨论后续作业方案，决定起钻并下入Ø406.4 mm套管。与邻井相比，该井未出现复杂情况，作业时效显著提高。

2.4钻井液防漏、防水合物技术

深水井地层破裂压力较低，因此，钻井过程中通常需要提高地层承压，以获得较大的安全钻井液密度窗口；另一方面，要防止水合物生成。因此现场通常在钻井液中加入一些封堵材料和抑制剂，并进行复配，以保持钻井液良好的流变性。如陵水区块某井，根据岩心、岩屑、测井、地层物性的相关资料，得到复配的封堵材料比例为20 μm的碳酸钙∶40 μm的碳酸钙 ∶250 μm的碳酸钙=2∶4.5∶1，并确定了钻井液中抑制剂的成分和比例为20%NaCl+10%乙二醇。该井作业安全顺利，未发生漏失和水合物生成。

2.5环空压力管理技术

对于深水井环空带压的问题，南海西部表层和一开井段通常采用全环空封固，水泥返高返至泥面，尾管固井也采用全环空封固，水泥返至悬挂器位置，而中间套管通常采用单级双封，水泥首浆返至上层套管鞋以下100 m左右；浆柱以上环空填充氮气，首浆以下是200 m左右的隔离液，其配方为：100份水+4份DISPACER隔离剂+5份PC-G80L降失水剂+80份弹塑球体。隔离液以下全部环空为水泥尾浆。这样一方面避免储层井段的流体窜至中间套管的环空；另一方面，万一中间套管环空带压，环空有足够的空间可以使压力传进地层，有利于降低环空带压的压力，而表层套管和一开井眼采用全环空封固，中间套管的压力不会传至表层或海底。

2.6内波流应对技术

（1）信息预报：布置内波流监测设备，并在平台安装监测显示器，提前4~5 h准确预报内波流的信息；（2）科学确定平台艏向：综合考虑台风、季风及内波流可能出现的方向，结合吊货需要及生活区的位置等方面，合理确定平台艏向；（3）替换易损部件：替换锚泊系统中容易受内波影响的脆弱部件，提高整体抗内波能力；（4）及时接拖。通过平台与三用工作船的配合，在内波流到达平台之前，接好三用工作船，并调整好拖曳张力，减少平台的偏移。

3　南海西部自营深水井钻井技术展望

3.1提高地层压力预测精度

精确的地层压力预测是设计井身结构、设计钻井参数的基础。浅水区块的计算模型是否适应于深水区块还有待进一步探讨，还需长时间的实践检验和完善；对于薄弱地层的钻前识别还有待提高。

3.2积累深水窄窗口钻井技术

从前期钻井情况看，南海西部自营深水窄压力窗口井与前期合作深水窄压力窗口井相比，井漏的次数有明显的降低，卡钻、井壁失稳情况都得到了较大的改善，但由于地层非均质性，同一井段地层压力力学特征差异较大，导致目前的钻井作业中仍经常发生复杂情况，国内在深水窄压力窗口钻井作业的理论、工艺、装备等方面存在较大瓶颈，不能有效地全井段提高地层承压，进行窄压力窗口安全钻井技术系列及配套技术研究是比较急迫的任务。

3.3强化深水井井控技术

深水钻井作业时，由于隔水管及阻流压井管线长、压力窗口窄、深水低温、容易形成圈闭气、产生“呼吸效应”、套管鞋承压低、隔水管余量少等因素，导致井控难度较大。在深水作业中，如果关井时候，气体已经移动或者循环到BOP上，在气体到达地面的时候，转喷器和MGS将不能控制回流速度，如果没有检查到隔水管内气体的膨胀，气体将在一定高度快速喷发，导致爆炸和人员设备的伤害。国内外有些井深水钻井中由于井控措施不当，引起了灾难性的后果。目前深水井的井控问题仍是钻井领域的一大难题，需要加强技术研究。

4　结论与建议

（1）南海西部的陵水深水区块较大，地质年代较新，同一裸眼井段中可能存在多套压力层系，导致安全钻井窗口很窄，容易引起井漏、溢流、环空带压、生成水合物等复杂情况，且附近海域海况恶劣，常规钻井技术满足不了施工需求。

（2）南海西部的技术人员结合陵水区块的钻井地质特征，开展了深水井井身结构优化技术、随钻扩眼技术、深水井钻井液防水合物及防漏堵漏技术、环空压力预测与管理技术、内流波应对技术等方面的研究，解决了深水钻井容易发生的井漏与溢流并存、水合物堵塞管线、环空压力高和内波流损坏水下设备等问题，并成功发现了陵水17-2大型深水气田。

（3）需进一步提高地层压力预测精度，并加强深水井井控理论及应对措施等方面的研究。

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（修改稿收到日期2014-12-30）

〔编辑付丽霞〕

Drilling practices of deepwater well of Lingshui block in west of South China Sea

LI Zhong, FANG Manzong, LI Lei
（Zhanjiang Branch of CNOOC, Zhanjiang 524057, China）

During the deepwater drilling operation of Lingshui block in the sea areas in the west of South China Sea, the lowtemperature, high-pressure and narrow safety density window has brought about great difficulties to the drilling engineering, and may easily lead to lost circulation, overflow, annular pressure, hydrate generation and other problems, and the sudden strong current arising from the internal wave current frequently occurs in the nearby sea areas. Based on these problems and drilling geological characteristics in Lingshui block, the researches on optimization technology of wellbore structure of deepwater well, technology of reaming while drilling, hydrate prevention and leakage-proof & plugging technology of drilling fluid of deepwater well, annular pressure prediction and management technology, coping technology of internal wave current and the like have been conducted, lost circulation & overflow coexistence, pipeline blocking by hydrate, high annular pressure, damage of underwater equipment by internal wave current and other problems which may easily occur in the deepwater drilling have been solved, and Lingshui 17-2 large deepwater gas field has been successfully discovered. The successful drilling experience of self-support deepwater well in the west of South China Sea may provide reference to the deepwater drilling technicians.

west of South China Sea; deepwater drilling; lost circulation; Lingshui 17-2

TE52

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0092 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.023

李中，1972年生。1994年毕业于江汉石油学院，现任中海石油（中国）有限公司湛江分公司钻完井部经理、高级工程师，长期从事海洋油气钻完井的研究和管理工作。E-mail： lizhong@cnooc.com.cn。

引用格式：李中，方满宗，李磊. 南海西部陵水区块深水钻井实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：92-95.