渤中25—1油田深井钻井配套技术

钻井工艺渤中油田深井钻井配套技术257张红杰:徐荣强，李刚张滨海孙东征I,2,3（中海能源发展监督监理技术分公司油田技术中心中海石油（中国）有限公司天津分公司技术部12中海石油（中国）有限公司开发生产部钻完井办）3张红杰等,渤中25-1油田深井钻井配套技术.钻采工艺，2009,32

（1）:19-21摘要渤中25-1油田位于渤海南部在渤中25-1沙河街油层钻进期间，由于沙河街井深，并且目的层段存在两套不同压力系数的地层，因此作业期间出现了井涌、井漏、粘卡等一系列难点，与常规井作业的差别较大，成为渤海湾近年来少见的复杂项目以BZ25JA平台第二批五口沙河街井为例详细阐述了沙河街井作业中所存在的众多复杂情况及难点，给出了具体的原因，并且列举了沙河街井作业中的技术创新，对以后的深井钻井作业极具指导意义关键词海洋石油钻井；沙河街地层；深井；配套技术中图分类号TE245文献标识码文章编号1006-768X

（2009）01-0019-03A孔隙压力g/cn渤中油田位于渤海南部渤中油田沙25-125-

10.

91.

11.

31.

51.

71.9河街组油层分为两个目的层，沙二段和沙三段，完钻地层为沙三段渤中油田沙二油藏埋深为25-13250〜油藏温度为压力系数为3400m,120c〜130℃,

1.4〜L57,地层压力在之间；沙三油藏埋深为42〜

45.8MPa3350温度为压力系数在区〜3550m,130℃〜135℃,L

511.59间变化,地层压力在渤中油田沙河

49.0〜

57.0MPa,25-1街油藏为异常温度压力油层由于油藏埋深较深，而且压力异常，因此本文主要以平台沙河街深BZ25-1A井的钻井为例对渤海湾深井钻井过程中遇到的一些新3000问题进行探讨和研究350Q4000L图井地层压力剖面1BZ25-1-B4-、沙河街井作业难点

1.粘卡风险大为了减少深井作业的风险，在渤中25-1地区沙河图1是BZ25-1-B4井地层压力剖面，根据街井的作业过程中，现场使用的是油基钻井液体系，该《BZ25-1井身结构研究报告》得出的结论，无论是井体系属于低毒油包水钻井液，是国家“863”计划中“高性深大于4000m的井，还是小于4000m的井，东营组下能优质泥浆与完井液的研究”课题的成果之一该研究部即沙河街异常压力顶部为第四个必封点，上层套管下项目的钻井液密度高，抗温能力大，具有良好的流变性深下不到必封点时，裸眼就包括东营与沙河街两

0215.9能、强防塌和保护油气层的能力，满足高温高压深井钻个不同压力体系的地层，在裸眼中，钻井液液柱压力与井作业的要求，因此在沙河街井的作业过程中就首选了该体地层孔隙压力的差值过大，除使机械钻速降低外，也是系造成压差卡钻的直接原因钻机负荷大

2.实际作业中多口井也发生过钻具粘卡现象按照研究报告等得出的结论可以看到，收稿日期2008-10-16;修回日期:2008-12-04作者简介张红杰（1981-），助理工程师，2004年毕业于石油大学（华东）石油工程专业，现在中海能源发展监督监理技术分公司油田技术中心从事钻井监督工作地址

（300452）天津市塘沽区渤海石油路668号海洋石油大厦B座A306室，电话13821455240,E-mail:zhanghi2@cnooc.com.cn钻采工艺DRILLINGPRODUCTION TECHNOLOGY的新井眼有着良好的修整井壁的功能套管应封至沙河街高压层的顶部，井

0244.

480311.15眼没有钻完东营的主要原因就是钻机负荷大；负责A从现场应用来看，Slickbore系统对于解决井深之后的滑动相当有效，不仅滑动速度比普通钻具要快的平台施工作业的渤海五号钻井船最大钻井能,力为多，而且其钻头-马达等的性能要好的多，所钻井眼状钻台立根盒的设计负荷为钻井绞车4000〜6000m,200t,况良好，因此能够有效减少井下复杂情况的发生，值的最大提升负荷为最大连续扭矩为

426.384t,

46.10井眼的钻进过程kN-mo

0311.15中，存在的一个相当突出的问题就是钻机负荷过大，以其中的井为例，完钻时最大扭矩达到为此A435kN.m,渤海五号专门更换顶驱一次，以致所有井的井

311.15眼都没有钻进至必封点，这给后面异常压力层段的钻进带来非常大的困难井漏风险大

3.正是因为裸眼包含两套不同压力体系的地

0215.9层，沙河街地层钻进时东营就有可能漏失，加之东营组裂缝发育，而从后来的实际钻进来看，除上述可能得推广应用外，沙河街组小砂层的渗漏也相当突出，这样

0215.9井眼井漏风险很大五口井中除了井没有发生井A18马达+旋转导向钻具组合

2.漏外，其他井均发生过井漏，而且多发生在沙河街井是一种新型旋转导向钻井系统，它的PowerDriver段，其中最为严重的是井，井月日A20A2052521:30基本原理为

①侧向力使实时定向变为可能，定向时钻进至时发生井漏，漏速高达漏失相3443nl60nl3/h,不需划动，只需通过泵冲的调节给仪器下达一个作业当严重指令即可完成定向造斜扭方位等功能；

②支撑座从旋溢流风险大

4.转的本体中定时伸出，将通常的固定尺寸式扶正器变井漏之后必然要降低密度，而在异常压力储层沙为可调式，实现实时导向；

③井眼曲线由个接触点决3河街组降低密度就有带来溢流的风险在井眼A B

0215.9图马达钻头组合2slickbore作业中，溢流最为典型的是井，严重时发生井涌，A12定最高关井套压高达出口密度最低时只有

13.93MPa,在本批五口井的作业中井井眼首次使A

40215.9五口井中除了井之外，其他井均发生

1.04g/cm3,A18用了钻具组合为Motor+PowerDriver

0215.9了不同程度的溢流PDC-BIT+

0171.45Powerdrive+

0165.1SUB+X/

二、沙河街井作业中的技术创新0+

0171.45PDMO°+

0165.1F/V+

0165.1NMDC+

0165.1MWD+

0165.1NMDC+

0171.45F/J+J使用马达-钻头系统

1.SlickboreAR+0127HWDP14°马达-钻头系统是由一种新型马达-钻头Slickbore钻具组合在国内尚属首次使Motor+PowerDriver系统，与普通的马达-钻头相比，大致有以下几点不同用，井使用该组合后，平均机械钻速达与A

420.7m/h,之处其他井对比如表所示1马达使用公扣连接方式，而钻头使用一般的内1表五口井机械钻速对比表1平式母扣与上面的马达联为一体，与一般的马达为正平均机械钻速规型母扣和下面的正规型公扣钻头连接不同见图井名所用钻头2钻具组合类型m/h马达弯角离钻头较近，利于造斜和调整方位，2Motor+powcrdrivcr

20.7BD506XLA4这样也减少了整个马达-钻头的长度A2SIickbore+motor

12.66FMF3553马达本体并没有扶正套，而将这个扶正块设计3A18Slickbore+motor

5.08FMF3553到了整个钻头本体上，使得钻头成为加长保径型、修A12常规马达钻头组合

9.43BD506XL复平滑井眼特别强的新型钻头A20Motor+powerdriver

14.26FM3553从实际应用来看，加长型保径钻头不4Slickbore从表中能够明显的观察到，与井的平均1A4A20仅对井深之后的滑动相当有利，而且对于刚刚钻出来机械钻速明显高于其它三口井，因此有必要在以后的钻井作业中大规模推广应用该种组合综合起来，Motor+Powerdriver大致有以下特点

①旋转过钻采工艺程中就能调整井斜与方位，无需滑动，对井斜，方位的环空的高密度钻井液，这样在整个井筒中，

1.55g/cm3控制更加方便；

②有马达提供强劲的动力使得机械钻

0244.48套管鞋以上全部是密度为L46g/cm3的钻井液，速相对普通钻具要高的多；

③井眼清洁，能够有效的而下部裸眼还是L55g/cm3的钻井液；

④循环均匀结束减少压差卡钻等井下复杂情况的发生；

④对钻头选择后，继续下尾管，此时钻杆内开始灌L55g/cm3的钻井及水眼要求较为苛刻；

⑤为了使工具正常工作，对排液，到尾管下到底时用

1.55g/cm3的钻井液循环直至密量有一定的要求，而且泵压较高度均匀，这样尾管刚出套管鞋时由于其内部的低密度钻井液会使尾管在裸眼段的高密度钻井液之上有一定通过以上比较，建议以后推广应用马达+旋转导向的浮力，这个浮力足以使尾管与井壁的间隙更大一些，系统摩阻更小一些，能有效的解决下尾管时粘卡的风险东营、沙河街地层所采取的先期堵漏、挤漏技术

3.分阶段替浆的尾管固井技术

5.针对裸眼存在两个不同压力体系地层的井

0215.9在尾管的固井过程中，如果是常规固井，当用油基漏风险，现场处理井漏的具体措施如下钻井液将水泥替到位后，一般情况下，会用海水将套钻完沙一特殊岩性段，确认进入沙二段后，仍然使管中的油基钻井液及时替出来但是，本地区井用A1用正常排量钻进，但是要求在此时备好堵漏钻井液（堵该方法后意外的出现气侵，这说明尾管内外水泥浆密漏钻井液配方的、沥2%PF-BLN,1%PF-SEAL,QS-25%度和海水密度偏差过大，井特别深致使内外压差太大，青粉、有机、单封、核桃壳）若有轻微3%±3%2%3%,单流阀失效才出现气侵现象；而为了使其内外压差尽的渗漏可加入少量单封封堵，如果无效，进行堵漏作量小一些，如果在固井水泥浆替到位后不把油基钻井业打堵漏钻井液替至裸眼段（沙二顶至东下顶）液替出来，其内外压差就不会很大，但现场实践后又替到位后，上提钻具到套管鞋位置关防喷器试挤，出现一个新的问题就是值偏高，说明固井质量不CBL观察记录堵漏浆挤入量与压力变化井上预堵应根据是很好，经过深入讨论研究，得到的结论是因为套管实际情况调整措施，但是在堵漏过程中要严格控制好内的油基泥浆的密度太高使得尾管在候凝的过程0178地面压力，每次按照提高避免出现大漏

0.01EMW,中一直处于膨胀状态，而一旦候凝结束油基钻井液替井口憋压候堵，根据挤入钻井液量和压力稳定情况决出之后尾管会自然收缩，这样就会使水泥环与尾管之定候堵时间，如果堵漏效果好的候堵广效果不好的2h,间留有缝隙，所以测出来的值才会偏高而如果CBL堵漏时间可以加长堵漏后一定要回收堵漏钻井液，等到了稠化时间（一般为左右）之后再替油基泥10h以保持井浆良好的性能对混浆段及时进行处理，降低浆，那么测出来的满足固井要求通过实践充分CBL密度固相含量、并使钻井液流变性能和滤失量HTHP说明分段替浆，成功解决了沙河街井固井技术难题至设计要求实践证明，这种通过挤堵漏钻井液增加上部东营三结论段地层承压能力的做法是相当成功的，该方法有效地通过平台五口沙河街井作业分析，可以BZ25-1A提高了上部地层的承压能力，不失为深井堵漏的一种看到，在沙河街井的作业过程中，还存在一些尚未解选择决的问题，例如井深之后的井漏是目前尚未解决的难针对同一裸眼内不同压力体系地层的下尾管技术

4.题，如何能够及时检测到地层压力与温度，以便发生在沙河街井的下尾管过程中，鉴于上述粘

0177.8气侵等井下复杂情况时能及早发现、及早解决等也是卡风险，为了有效地解决粘卡的问题，现场采用了独悬而未解的问题；这些问题的存在有待于以后继续加特的灌浆工艺，以井为例，简述如下A4以研究井套管下深年月A

40244.

483770.5m,2005514参考文献日开始井眼钻井作业，月日完钻，完钻井

0215.9521深开钻时钻井液密度完钻钻井液密4743m,

1.33g/cm3,徐同台钻井工程防堵漏技术北京石油工业出版

[1][M].度L55g/cm3,5月22日下尾管，具体下尾管过程为社，1997,

6.

①先在一备用池中配好密度为L46g/cm3的低密度钻井

[2]徐同台.21世纪初国外钻井液和完井液技术[M].北京石油工业出版社，（编辑黄晓川）液；

②组合尾管串，下尾管，下至套管鞋前尾2004,

4.

0244.48管与送入钻杆内灌满的低密度钻井液，此时

1.46g/cn环空与裸眼内均为的高密度钻井液；

③下至

1.55g/cm

30244.48套管鞋时用

1.46g/cm3的低密度钻井液循环出。