西非深水钻井实践与认识

褚道余,张忠强,张灵军

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司,上海200120;2.中国石油化工集团上海海洋石油局钻井分公司,上海200120;3.中国石化集团国际石油勘探开发公司,北京 100191）

西非深水钻井实践与认识

褚道余1,张忠强2,张灵军3

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司,上海200120;2.中国石油化工集团上海海洋石油局钻井分公司,上海200120;3.中国石化集团国际石油勘探开发公司,北京 100191）

JDZ B-1井是中石化作为作业者完成的第一口海洋深水探井,该井位于西非几内亚湾尼日利亚—圣多美和普林西比联合开发区内,作业水深1 655 m。井区地质情况较为复杂,地层破裂压力低,钻井作业压力窗口窄,井眼稳定性差。特别是该井目的层距海底泥线浅（只有778 m）以及目的层段长等,给钻井工程设计带来了诸多挑战。针对钻井施工中面临的挑战与深水钻井的特点,从井身结构设计到施工中均采取了合适的钻井技术和措施,有效地解决了问题,取全取准了各项资料,高效、优质地完成了该井的施工任务。该井的成功完钻,为中石化海洋深水钻井积累了经验,可供该区域及国内海洋深水钻井借鉴。

西非;海洋钻井;深水;井身结构;钻井技术

Abstract:JDZB-1 is the first deepwater well drilled by SINOPEC as an operator,which is located at JDZ（Nigeria-Sao Tome&Principe Joint Development Zone）in Gulf of Guinea,and its water depth is 1 655 m.There are a lot of challenges in drilling this deepwater well,such as complex formation,low formation fracture pressure,small margin between formation fracture pressure and pore pressure,hole stability,especially the pay zone is only 778 m below mud line.Based on the challenges in drilling and deepwater drilling technology,optimized the well structure design and took reasonable measures while drilling operation,and successfully solve problems and got required information about this well.The success will exert great effect on deep water drilling in the future,and also provide a good reference to the development of drilling techniques in this area and in China.

Key words:west Africa;offshore drilling;deepwater;well structure;drilling technology

JDZ B-1井位于西非几内亚湾尼日利亚—圣多美和普林西比联合开发区东北部的2号区块（JDZ-2）内,区块水深1 400～2 000 m,平均水深1 600 m,距尼日利亚海岸线约150～200 km。该井是中石化作为作业者完成的第一口海洋深水探井,作业水深1 655 m,设计井深3 558 m,实际完钻井深3 580 m。该井使用Transocean Sedco 702半潜式动力定位钻井平台施工,该平台于2009年8月23日从 SNEP Co.的Bonga海上油田移至JDZ B-1井井位,并于10月6日结束全部作业,建井周期为44.17 d,取全取准了各项资料,高效、优质地完成该口井的施工任务。

海洋深水通常面临海床不稳定、地层破裂压力低、浅层气、浅层水流、天然气水合物及海底低温等诸多挑战,使深水钻井变得极其复杂[1]。JDZ B-1井是一口海洋超深水探井,地层孔隙压力和破裂压力之间的窗口比较窄,井眼稳定性差,特别是该井目的层距海底泥线只有778 m,目的层段长,而且邻井资料少,钻井施工中面临诸多挑战。该井的成功完钻,为海洋深水钻井积累了不少经验,可供海洋深水钻井借鉴。

1 地质简况

本井自上而下钻遇地层依次为:上中新统至第四系上阿格巴达（Agbata）组、中中新统中阿格巴达组、下中新统下阿格巴达组和渐新统上阿卡塔（Akata）组。阿格巴达组位于阿卡塔组之上,与阿卡塔组呈渐变接触。阿格巴达组由砂岩、粉砂岩和页岩互层组成;阿卡塔组由大套海相厚层暗色页岩或泥岩、粉砂岩及浊积砂岩组成。该地区上部为半深海黏土或软泥沉积,浅部地层成岩性差,易垮塌,主要目的层之一的8.2 Ma层埋深浅（海底以下仅778 m）,地层成岩性差,储层疏松。本井自海底以下778 m到井底有多个目的层段。

2 井身结构设计及其考虑的因素

井身结构设计是钻井设计的关键,根据地层孔隙压力、破裂压力、复杂地层及目的层位,合理地设计井身结构非常重要。由于深水地层上覆岩石的密度仅在泥线以下地层岩石密度大于海水的密度,这样产生的破裂压力的当量泥浆密度远小于浅水泥线以下相同深度地层的破裂压力当量泥浆密度,且在深水钻井中使用的泥浆密度大于海水的密度而增加了静液柱压力致使孔隙压力与破裂压力之间的窗口变得狭小[2],另外从钻井平台开始泥浆静液柱压力都作用于地层,所以深水井的井身结构使用多层套管。本井所处深水区块缺乏邻井资料,很难准确预测地层压力及浅层地质危害,所以井身结构设计一层备用套管,以保证能够钻到设计深度。

JDZB-1井使用的井身结构为:Φ762 mm导管+Φ508 mm套管+Φ244.5 mm套管,备用一层Φ339.73 mm套管供应急情况使用,见图1。

图1 JDZ B-1井井身结构Fig.1 Well structure of the well JDZ B-1

该井井身结构及套管程序设计时考虑的因素如下:

（1）Φ762 mm导管采用喷射（Jetting）方法安置,导管封固主要是由导管与地层土壤之间的黏附力来固定导管,不进行固井作业。在海洋深水环境中地层破裂压力比较低,采用常规海洋钻井中下导管后固井的作业方法,由于固井时经常发生井漏,无法封固导管,采用喷射（Jetting）方法安置导管,避免了导管固井时井漏导致井口失稳,减少了风险,提高了作业效率。

导管的下深根据上部地层软泥层的厚度来确定。本井浅层第一反射界面在泥线以下83 m左右,所以本井导管下至泥线以下83 m。

由于钻井平台的摇摆,超过千米长度的隔水管摆动所产生的弯矩,使得第一层导管承受的弯曲应力要比常规水深大得多,所以在设计时必须要考虑导管的抗弯能力[2]（图2）,从图中可以看出上部第一根与第二根导管所受弯曲应力最大。

根据Φ762 mm导管受力情况,合理设计Φ762 mm导管串结构,JDZ B-1井Φ762 mm导管的设计为:上部第1～3根壁厚38.1 mm,其他4根壁厚25.4 mm。

（2）Φ508 mm套管主要用于封堵住浅部地层可能存在的地质风险,同时对防喷器组起支撑作用,用以建立循环。因本井段使用海水钻井,为钻屑直接返至海底的开路循环,故在允许的情况下该井段应尽可能长些,以提供地层的承载能力。由于本井的最上部的油气层在泥线以下778 m,所以该井Φ508 mm套管下至井深2 384 m（泥线以下704 m）。

图2 典型导管弯矩随井深变化Fig.2 The typical relation of bending stress and well depth

（3）根据该井地层孔隙压力和破裂压力,Φ311.2 mm井眼设计钻至井深3 108 m,钻穿几个主要目的层,若能成功地钻至预定深度,就下Φ244.5 mm套管,用Φ215.9 mm井眼钻至最终设计井深;若该井段无法钻至预计层位,可把Φ311.2 mm井眼扩至Φ444.5 mm,下Φ339.73 mm套管,最后用Φ311.2 mm井眼钻至最终设计井深。备用一层Φ339.73 mm套管为钻遇高压地层或易漏地层时的应急封固。

3 钻具组合

在深水钻井中,钻遇地层情况比较复杂,地层压力和地层破裂压力窗口窄,钻井成本高,要实时地掌握井下工程参数与地层特性,以便能及时判断井下情况并采取对策。所以在深水钻井中,下部钻具组合一般都带有随钻测量（MWD）、随钻测井（LWD）及随钻测压（PWD）的随钻监测工具[3]。

Φ762 mm导管采用喷射（Jetting）方法安置,先连接好Φ762 mm导管,在Φ762 mm导管内下入钻具,根据导管的长度,配置在导管内钻具长度,使Φ660 mm钻头出导管152～203 mm左右,钻具通过Vetco公司的DAT（Drill Ahead Tool）工具与Φ762 mm导管低压井口头相连,当导管安置到位后释放DAT工具的心轴,继续钻Φ660 mm井眼,钻完Φ660 mm井段后起钻至DAT工具的心轴在Φ762 mm导管低压井口头位置时,可以把DAT工具退出,见图3。具体钻具组合为:Φ660 mm牙轮钻头 +Φ244.5 mm马达 +Φ213 mm APWD（随钻测压）/LWD/MWD+Φ508 mm扶正器+Φ210 mm无磁钻铤+Φ209.55 mm钻铤×8根+配合短节+DAT工具+Φ139.7 mm加重钻杆×12根+Φ139.7 mm钻杆,一开和二开采用同一套钻具组合。

三开钻具组合为:Φ311.2 mm钻头+Φ213 mm LWD/PWD/MWD+Φ210 mm短钻铤 +Φ305 mm无磁扶正器+Φ209.5 mm无磁钻铤+Φ308 mm扶正器 +Φ209.5 mm钻铤 ×5根 +Φ203.2 mm震击器+配合接头+Φ139.7 mm加重钻杆×15根+Φ139.7 mm钻杆。

四开钻具组合为:Φ215.9 mm钻头+Φ171 mm PD675+Φ167 mm短无磁钻铤+Φ171 mm LWD/PWD/MWD+Φ165 mm无磁钻铤+Φ165 mm钻铤×6根+Φ127 mm加重钻杆×18根+Φ165 mm振击器+Φ127 mm加重钻杆×8根+Φ127 mm钻杆。在四开井段使用了斯伦贝谢公司的旋转导向工具PD675AA,目的是更好地控制井眼轨迹,避免钻遇断层,提高钻井效率。

4 主要作业程序及技术措施

4.1 喷射安置Φ762 mm导管及Φ660 mm井段

（1）喷射安置Φ762 mm导管及Φ660 mm井段钻进。因使用海水开路循环,为了无隔水管阶段钻进时预防浅层气,预先准备了318 m3的密度为1.62 g/cm3的压井泥浆,准备好DKD（Dynamic Kill Drilling）设备。

（2）Φ762 mm导管串及内管柱长度的确定。根据导管串长度配好内管柱的长度,也可以根据配合的内管柱长度对最下部的一根导管进行适当切割,以满足钻头出导管152～203 mm左右的要求,且把最下部的导管下端沿内圈切成坡口。在把钻具下入导管内,接上Φ762 mm导管送入及继续钻进工具（DAT工具）后,用 ROV（水下机器人）确认实际钻头出露导管的长度。

图3 喷射及Φ660 mm井段钻具组合Fig.3 BHA of jetting andΦ660 mm hole interval

（3）喷射安置导管作业。用Φ139.7 mm钻杆送导管到海底泥线,接顶驱循环海水,由马达带动钻头旋转,导管保持不转。刚进入地层6 m,排量为400 L/min左右,然后慢慢地提高排量,最后排量在4000 L/min,ROV在海底观察岩屑返出,确保岩屑在导管内返出,导管外无返出。钻压控制的原理是:用钻入泥线以下管串自身重力钻进,保持泥线以上导管和钻杆处于垂直拉伸状态,即保持中和点在泥线以下。每进尺半根立柱长度左右,替入10～15 m3稠泥浆,清扫井眼。

（4）导管喷射到位,替入30 m3稠泥浆携出导管内岩屑,静置数小时（本井为3.75小时）,等摩擦力恢复,ROV检查30″导管头水平仪的指示,确保井口垂直,地层足以支持导管,释放DAT工具的心轴,继续钻Φ660 mm井眼。

（5）在钻Φ660 mm井眼时,ROV在海底用声纳扫描,及时发现有无浅层气。每钻完一立柱,泵入10～15 m3胍胶（Guargum）清扫岩屑,下部井段每钻150 m泵入30 m3胍胶清扫岩屑,及15 m3般土浆保护井壁;每钻完一立柱上下划眼一次,同时MWD测斜;根据APWD,保持 ECD（循环泥浆当量）密度在1.08 g/cm3左右,以保证液柱压力足以支撑井壁;钻至本井段预计井深后,替入两倍井眼容积的密度为1.27 g/cm3的般土浆,井底EMW（当量泥浆密度）密度在1.1 g/cm3左右,保护井眼。

（6）Φ508 mm套管固井期间,ROV在海底井口附近观察返出情况。

4.2 Φ311.2 mm及Φ215.9 mm井段

（1）根据预测,Φ508 mm套管鞋处地层破裂压力比较低,钻完Φ508 mm套管鞋及水泥塞,进入新地层3 m,准备做地层漏失试验。在漏失试验前,替入15 m3浓度为40μg/kg超细碳酸钙粉末的泥浆至井底,以提供地层的承载能力;在钻进期间,泥浆循环池中加入碳酸钙粉末与 G-Seal石墨粉,暂堵渗透性好砂岩层,提供泥浆的润滑性及降低泥饼的摩阻以防止压差卡钻。

（2）因套管鞋处的破裂压力低,钻进过程中,控制机械钻速,通过APWD密切监视环空的ECD（循环泥浆当量）,接近LOT值（地层破裂压力值）时,停止钻进,循环泥浆,同时开启隔水管提升管线,降低 ECD。

（3）钻至本井段预计井深后,在裸眼段起钻,边循环边起钻,同时控制起钻速度,防止抽汲,以免造成压力过大波动,使井壁失稳或造成漏失;这样起钻至套管鞋后循环至井眼干净后测井。

4.3 钻井液工艺

海洋深水钻井液必需具有抑制水合物的生成、低温及高温下保持好的流变学性能、具有良好润滑性和抑制性、避免和控制井漏及不会对海洋环境造成危害等性能[4]。

喷射安置Φ762 mm导管及Φ660 mm井段使用海水及胍胶清扫岩屑,以及黏度大于100 mPa·s的般土浆保护井壁。

Φ311.2 mm及Φ215.9 mm井段钻进时使用MI Paradril合成基钻井液体系,这种合成基钻井液体系的合成基与水比约76∶24,其优点是:（1）具有较强的水合物抑制性;（2）高温高压滤失量低（小于5 mL/30 min）,造壁性强,形成的井壁滤饼具有较好的韧性及润滑性,从而起到稳定井壁、减少泥页岩水化膨胀的作用;携屑和悬浮能力强,井眼清洁情况良好;（3）在平衡地层压力的情况下,尽量维持低的钻井液密度,减少了压差卡钻的几率;（4）流变性好,井眼净化能力强。

由于Φ311.2 mm及Φ215.9 mm井段钻遇的地层泥岩易水化膨胀,因而会引起垮蹋、起下钻遇阻等复杂情况的发生,使用MI Paradril SBM钻井液体系较好的解决了Φ311.2 mm及Φ215.9 mm井段的难题。钻至预计井深后进行测井,测井用时6.31 d,其中做MDT（地层取样及测压）及CST（井壁取心）都无需通井;电测结束,不通井,直接下套管。从起钻结束到开始下套管共6.89 d,在下套管过程中井眼通畅。使用MI Paradril SBM钻井液体系不仅很好地满足了工程要求,而且也节省作业时间,保证了钻井的顺利进行、井径规则,很好的满足了地质和工程的要求。

为防止污染海洋环境,合成基钻井液及钻屑不允许直接排放人海。采用VERTI-G Cuttings Dryer（垂直式岩屑甩干机）,把钻屑甩干,使钻屑中的含油量达到环保排放标准,再进行排海。

4.4 合适的固井工艺及措施

Φ508 mm套管采用内管注水泥法进行固井,节省了时间。Φ244.5 mm套管固井采用水下释放塞固井。水泥浆的设计根据地层破裂压力,准确设计了首浆与尾浆的水泥浆密度,确保水泥能返到预计的深度。

Φ508 mm套管固井首浆密度为1.43 g/cm3,附加量为裸眼容量的150%,尾浆密度为1.90 g/cm3,附加量为裸眼容积的50%,首浆返至海底泥线,尾浆返至套管鞋至上150 m,这样既保证水泥浆返至海底,同时也确保套管鞋处的固井质量,保证后续作业顺利进行。

Φ244.5 mm套管固井首浆密度为1.50 g/cm3,附加量为裸眼容量的50%,尾浆密度为1.90 g/cm3,附加量为裸眼容积的50%,首浆返至8.2 Ma之上150 m左右,尾浆返至套管鞋至上150 m,固井碰压为3 999 kPa,水泥浆返至预定深度。最后试压合格,满足下一步作业的要求。

4.5 合理弃井方案

根据Φ215.9 mm井段的油气情况,在Φ215.9mm裸眼井段连续打了两个水泥塞,且第二水泥塞在Φ215.9 mm套管鞋上下各100 m,并对第二水泥塞试压10.5 MPa,合格后用与井内钻井液密度相同的盐水替出井筒内的合成基钻井液,在Φ215.9 mm套管井深1 988 m下一桥塞（为BJ公司的ETI-CR桥塞）,且在桥塞之上打50 m的水泥塞。最后用ROV在井口戴上防腐帽。把平台移离井口50 m,起隔水管及防喷器。这样既确保了井下安全,又快速完成弃井。

在深水海域所钻探井的弃井一般保留井口,因在深水海域钻一口探井成本相当高,对于有良好的油气显示的,一般保留井口,将来采用水下井口完井开采。对于没有好的油气显示的探井或干井,可以切割套管,回收套管与井口头,永久弃井,但在深水钻井作业,每天日费高,切割套管,回收上来的套管与井口头的价值低于消耗的钻井成本,所以一般不切割和回收套管及井口头,而是保留井口。

5 结论与认识

（1）在海洋深水钻井中,Φ914 mm或Φ762 mm导管一般采用喷射方法安置,与常规水深中采用的固井方法不同,所以导管串的长度要根据海底以下软泥层厚度确定合适的长度,确保导管能喷射安置到位;在喷射安置过程中,确保岩屑在导管内返出,导管外无返出,控制合适的钻压,不要破坏地层的黏附力,保证地层的摩擦力足以支撑导管。

（2）Φ914 mm或Φ762 mm导管使用DAT工具,即可以释放继续钻进及回收的送入工具,免去了一趟起下钻及无隔水管时的导向,提高了钻井效益。

（3）在深水区块缺乏邻井资料,很难准确预测地层压力及浅层地质危害,所以井身结构设计时应设计一层到两层套管作为备用,以保证能够钻到设计的深度。

（4）在深水钻井中,钻遇地层情况比较复杂,地层压力和地层破裂压力窗口窄,钻井成本高,要实时地掌握井下工程参数与地层特性,能及时判断井下情况及采取对策。所以在深水钻井中,下部钻具组合一般都带有随钻测量、随钻测井及随钻测压的随钻监测工具。

（5）在深水钻井中,因地层的破裂压力确实低,控制机械钻速以保证环空循环当量泥浆密度（ECD）不要超过地层破裂当量泥浆密度（LOT）,所以机械钻速不能反映钻遇地层情况,不能用机械钻速来判断钻遇地层,必须使用LWD来判断地层。

（6）在Φ311.2 mm及Φ215.9 mm井段使用合成基钻井液,成功地避免了因钻遇的地层泥岩易水化膨胀而会引起垮蹋、起下钻遇阻等复杂情况的发生,保证井眼规则通畅,测井及下套管都无需通井,节省了时间,提高了钻井效益。

[1]柯珂,管志川,张君亚,等.西非深水JDZ-2-1井钻井工程整体风险分析[J].石油钻采工艺,2009,31（5）:5-10.

[2]IADC.IADC Deepwater Well Control Guidelines[M].International Association of Drilling Contractors,1998:1-11.

[3]卓鲁斌,葛云华,汪海阁.深水钻井早期井涌检测方法及其未来趋势[J].石油钻采工艺,2009,31（1）:22-26.

[4]陈磊,郭昭学,孙凯,等.海洋深水钻井技术研究[J].天然气技术,2009,3（6）:37-39.

The practice and knowledge of drilling deepwater well in west Africa

Chu Daoyu1,Zhang Zhongqiang2,Zhang Lingjun3

（1.SINOPEC Shanghai Of fshore Petroleum Company,Shanghai200120;2.Drilling Branch of SINOPEC Shanghai Offshore Petroleum Bureau,Shanghai200120;3.SINOPEC International Petroleum Exploration&Development Corporation,Beijing100191）

TE242

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.111

1008-2336（2010）04-0111-06

2010-08-27;改回日期:2010-09-07

褚道余,男,1970年生,高级工程师,硕士,主要从事海洋钻井技术与项目管理工作。E-mail:chudy.shhy@sinopec.com。