墨西哥超深水盐下钻井技术及实践

何保生 张钦岳 冷雪霜

(1.中国海洋石油国际有限公司 北京 100028； 2. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 广东深圳 518607)

墨西哥湾盆地聚集了丰富的油气资源，海上油气勘探始于20世纪30年代，到20世纪80年代，墨西哥湾海上钻井数量超过35 000口，累计发现并产出原油超过90亿桶，近2.83万亿m3天然气。Placid石油公司，成为第一个在墨西哥湾进行盐下油气钻探的公司，随后经过近十年的勘探历程，美孚石油公司于1990年在墨西哥湾密西西比峡谷发现第一个盐下油气藏，到1995年前后多个作业者在该海域盐下构造中获得油气发现，并将深水盐下构造视为未来油气潜力区域的重点[1]。

墨西哥湾海上盐下油气藏不同于巴西以及西非深水区域原生盐盐下油气藏，墨西哥湾盐下油气藏构造为次生盐盐下油气藏构造。现今墨西哥湾盆地所形成的盐岩层其原型为约1.5亿年前中晚侏罗纪期间在该地区所沉积的“母盐”而来，在150万年前结束，该套“母盐”在拉腊米造山运动和推覆作用影响下被挤入新生代地层中，形成了规模巨大的盐篷、盐席、盐墙、盐焊等异地次生盐构造，“母盐”也变为了“脏盐”，其新生代时期沉积的Wilcox砂体成为了墨西哥湾次生盐盐下油气藏构造的主力储集层[2]。复杂的地质运动使得墨西哥湾深水区域次生盐盐下油气藏构造钻探极其困难，钻探过程时常钻遇浅层流、盐内漏失、盐内高压、盐下破碎带、盐下焦油带以及盐下压力回归等井下复杂情况[3-5]。

2020—2021年，中国海油在墨西哥海域某深水至超深水盐下油气藏构造中，以作业者身份成功钻探2口探井。首次对超深水盐下构造进行钻探作业，无区域作业经验和盐下作业经验可借鉴，在应对浅层流、浅层漏失等浅层风险，巨厚盐层内漏失、压力异常、蠕变等盐层内风险，盐下窄窗口、破碎带、压力异常、地质预测难度大等盐下风险技术手段有限，钻井难度大，作业风险高。针对本项目漏失风险高、作业窗口窄、压力预测困难以及地质模型的不确定，在该地区首次采用了氮气泡沫固井技术、MPD精细控压钻井及带压固井技术，结合Pump & Dump技术(动态压井技术)、随钻地震技术、下套管自动灌浆兼激动压力控制技术、可旋转式尾管挂技术以及一次性长效弃井等盐下钻井配套技术，解决了墨西哥超深水区域盐下钻探困难的难题，作业效率达到了墨西哥湾地区行业前25%，可为类似超深水盐下构造钻探作业提供借鉴。

1 墨西哥超深水盐下构造钻井挑战

墨西哥深水勘探项目位于墨西哥国家东侧海域，水深600～3 100 m，在该区域对盐下油气藏构造进行钻探作业面临着诸多风险。

1.1 飓风、季风等恶劣天气

墨西哥湾地区每年5月至11月为飓风和热带风暴高发期，12月至次年4月为季风期，2009年至2018年北大西洋地区飓风和热带风暴统计如图1所示。2012—2013年，多个飓风对墨西哥国家石油公司(PEMEX)作业深水井造成影响，其中2012年6月和8月飓风对两口作业时间影响约17 d左右，2012年9月飓风对两口作业时间影响约7d左右。本项目进行2口井连续钻探作业刚好处于飓风高发和季风期，作业期间出现恶劣海况概率大。

图1 2009—2018年北大西洋地区飓风和热带风暴次数统计Fig .1 Historical hurricane and tropical strom tracking in North Atlantic during 2009—2018

1.2 浅层地层漏失

浅层盐岩顶部附近地层受次生盐盐层挤入作用影响，易形成微裂缝带，且附近地层杂质多，易漏失且存在潜在的压力异常带，井眼易失稳，固井易漏失[6]。如某区块井位附近识别了多处浅层振幅异常以及浅层微断层。

1.3 盐内包裹体

盐层内部已识别的振幅异常“包裹体”地层存在潜在漏失或者地层压力异常，盐层钻进过程中还可能钻遇更多的未识别的“包裹体”地层，盐层内部的未知性使盐层内钻进的漏失和井控的风险增大。其中某1井第1个盐层底部可能为一个大型“包裹体”，某4井提示在盐层内将可能钻遇两处“包裹体”。

1.4 盐底深度不确定

盐层底的深度预测存在较大的误差范围，不同盐层模型的预测盐底深度相差约1 500 m，存在提前钻穿盐层底部、揭开盐下破碎带地层或者钻遇压力异常地层进而造成卡钻、侧钻以及井控的风险，甚至可能无法建立技术套管。其中某1井预测盐底深度误差达到约200 m，某4井预测盐底深度误差达到约150 m。

1.5 盐下地震成像模糊，盐下岩性存在不确定性

地质模型解释为2种，分别为1套盐层模型(钻穿一套盐层后进入沉积层)和2套盐层模型(钻穿一套盐层后进入沉积层，再钻遇一套盐层后进入沉积层)，地质模型的不确定性所带来的地层未知性，加大了钻井的难度，使得钻井过程中出现井漏、井控、卡钻等井下复杂情况的风险进一步加大。其中某1井钻前解释为2种模型，分别为1套盐层模型和2套盐层模型，某4井钻前解释有可能出现2套盐层模型。

1.6 目的层段存在压力回归

地质模型的不确定性，加大了压力预测的难度，可能随时钻遇目的层段压力回归带，使井下突发失返性漏失。其中某1井压力预测，在目的层段对应的地层压力中值将有最大约0.12 g/cm3的压力反转，某4井压力预测，在目的层段对应的地层压力低值将有最大约0.13 g/cm3的压力反转。

1.7 安全密度窗口窄

根据压力预测，盐下地层安全密度窗口较窄，某1井和某4井若钻遇地层压力高值情况，均有可能出现负安全密度窗口的情况，增加套管层次以及启用应急套管的概率较大，同时面临着无法钻达地质目标的风险。

2 超深水盐下钻井技术及实践

对标墨西哥国家海域一侧邻井，在深水盐下构造中钻遇2套盐层的情况较少，邻井仅某A1邻井钻遇该情况，该井成为本项目的重要邻井。该A1邻井在钻探双次生盐盐下油气藏构造过程中，盐层上部、盐层内部、盐层以下以及双盐层之间井下复杂状况频发，钻探十分困难。该A1邻井钻遇了浅层流、出现了多次井控事件、多个井段发生了大量漏失(累积超6 000 m3合成基钻井液)并且启用了所有的应急套管，最终该井使用了9层套管以φ149.2 mm井眼完钻至6 510 m，钻井周期长达约121 d。

充分认识了邻井钻探困难的情况，为了最大程度地保证作业安全、减少井下复杂情况的发生、增加复杂情况的应急处理手段、实现成功钻达地质目标的目的，本项目研究使用了多项特殊的超深水盐下钻井技术：

1) 针对开路钻进盐层顶部周围井眼易失稳地层及压力异常段，使用了Pump & Dump技术；

2) 针对浅层地层固井易漏失影响井口建立以及井口承载力，使用了氮气泡沫固井技术；

3) 针对盐下地震成像模糊、地质深度及地质模型不确定，使用了随钻地震技术；

4) 针对盐下窄作业窗口，使用了MPD精细控压钻井及带压固井技术；

5) 针对套管层次多、套管环空间隙窄以及下套管激动压力大，使用了下套管自动灌浆兼激动压力控制技术；

6) 针对盐下井段井眼失稳，套管可能下不到位，使用了可旋转式尾管挂技术；

7) 针对提高永久弃井效率，提高井筒屏障质量，使用了一次性长效弃井技术。

本项目某1直井探井，井位处水深1 755.9 m，钻遇了2套盐层，累积厚度约达2 256 m，使用了6层套管(2层应急)以φ165.1 mm井眼完钻至6 292.2 m； 某4定向井探井，井位处水深1 371.2 m，钻遇了2套盐层，累积厚度约达2 846 m，使用了5层套管(1层应急)以φ215.9 mm×φ250.8 mm井眼完钻至6 506.8 m(斜深，垂深6 245.6 m)，实现钻井周期56.53 d，建井周期70.5 d，钻井效率以及作业管理水平处于行业领先水平。

2.1 Pump & Dump技术在无隔水管钻进φ660.4 mm井段中的应用

Pump & Dump技术主要用于无隔水管段钻进期间浅层流、浅层压力异常、井壁不稳定等地层，是解决该类地层钻进钻井液消耗量大的主要手段。

以某4井为例，该井无隔水管钻进φ660.4 mm井眼至φ558.8 mm套管固井结束期间设计需使用20 635桶(3 281 m3)1.91 g/cm3超级饱和盐水重浆，而平台可使用泥浆池容积为12 224桶(1 943 m3)，现场重浆储备存在较大缺口。在采用Pump & Dump技术钻进φ660.4 mm井眼过程中，为不中断当前钻进以及后续作业，通过MOTF(Mix on the Fly快速混浆装置)实时将1.91 g/cm3重浆混合1.03 g/cm3海水配置成1.37～1.43 g/cm3的低密度钻井液泵入井内。为解决该井段双梯度钻井过程中钻井液使用量大以及平台重浆储存量小的问题，作业过程中优先将作业支持船接入平台，实时将支持船储存的重浆输入平台并且优先入井，待作业支持船重浆用尽，再启用平台钻井液存量，平台Pump & Dump钻井工艺如图2所示。

图2 Pump & Dump钻井工艺图Fig .2 Pump & Dump technic

通过Pump & Dump技术成功实现了φ660.4 mm井眼无间断双梯度钻井，解决了无隔水管段双梯度钻井过程中钻井液消耗量大、供应紧张的难题，减少了常规水基钻井液或海水对盐层段造成的冲蚀而出现井眼扩大的问题。作业过程中未发生井下井眼失稳、井下漏失以及井下溢流等复杂情况，平台储备的剩余重浆满足了后续垫浆、固井前循环以及固井作业要求，未发生额外的影响作业的配浆时间。

2.2 氮气泡沫固井技术在φ558.8 mm表层套管固井中的应用

氮气泡沫固井技术在墨西哥湾地区作为最佳实践工艺之一，能够实现以低密度高强度的水泥浆有效的封固浅层流地层，浅层漏失等复杂地层，成为应对该类地层的关键技术手段。虽然该技术在墨西哥湾北部一侧运用成熟，但在墨西哥一侧深水区域还未得到应用。通过综合评定，选定了成本更低、固井工艺成熟、当地配套资源丰富以及能应对复杂的岩盐环境的氮气泡沫固井技术为φ558.8 mm表层套管固井方式。

以某1井为例，该井设计使用首尾浆双密度固井方式，首浆设计1.67 g/cm3密度氮气泡沫水泥浆(H级水泥基浆)，附加量为100%，返至海底泥面，封隔非盐层段地层；尾浆设计1.96 g/cm3密度水泥浆(H级水泥基浆)，附加量为25%，返至盐层顶部，封隔盐层段地层。若首浆泵入过程中监测到井下漏失，可随时往水泥浆基浆中加大氮气泡沫注入量，以降低首浆密度，保证首浆顺利返出。某1井作业期间平台准备4个液氮罐，其中2个为备用，平台氮气泡沫固井装置布局如图3所示。液体添加剂储备量按150%附加，能满足2次固井，实现应急情况下的再次固井作业。实际作业过程中井下注入的氮气泡沫首浆密度恒定，成功返出至海底，尾浆按计划注入完成盐层段封固，固井全程未监测到漏失，固井设备、氮气设备、液体添加剂实时控制系统运转正常。后续防喷器组坐于井口时井口无下沉、φ558.8 mm管鞋处地层承压实验值达到预期值。

图3 氮气泡沫固井装置布局示意图Fig .3 Nitrogen Foam Cement Equipment Layout

氮气泡沫固井技术实现了以低密度、高强度固井水泥浆体系封固浅部疏松、易漏失地层以及盐层顶部富含杂质段地层，保证了井口承载力与井筒完整性。

2.3 随钻地震技术在盐层及盐下钻进中的应用

随钻地震技术，如图4所示，包含井下随钻测井(LWD)仪器(地震传感器位于钻头附近)、1个地面震源(空气炮)和1个用于实时遥测的随钻测量(MWD)系统所组成，通过卫星实时将井下随钻地震数据发回陆地处理终端，实时修正地震成像资料，具有一定的前瞻性，能有效识别钻头附近几百米内的地层信息[7-8]。

图4 随钻地震技术流程图Fig .4 Seismic while drilling technic

以某1井为例，该井在盐层内至目的层等多个井段使用了随钻地震技术，实钻过程中所采集的地震数据噪点较多，为获取更好的随钻地震数据，作业过程中变换着在不同的位置进行了随钻地震数据的采集，包括接立柱期间、钻一个单根期间、钻半个单根期间、钻半柱期间以及循环期间。利用该技术精准地解释了盐下复杂的地层信息，最大限度地降低了钻井作业风险：

1) 在φ460.4 mm ×φ495.3 mm井段获取实时随钻地震数据修正了地震成像模型；

2) 在φ460.4 mm井段获取实时随钻地震数据精准修正了第1套盐层底部深度(设计4 399 m、实际4 436 m),指导了φ355.6 mm技术套管下至4 405 m；

3) 在φ311.2 mm×φ374.7 mm井段获取实时随钻地震数据，提出3种潜在地质模型：推覆体模型(出现断层)、2套盐模型(出现第2套盐)、正常沉积模型；

4) 在φ269.9 mm×φ311.2 mm井段获取实时随钻地震数据，修正了地质模型，确定为2套盐的地质模型，实际钻遇第2套盐层，受压力窗口窄的影响(上层管鞋地漏当量1.72 g/cm3，φ269.9mm×φ311.2 mm井段完钻井深钻井液密度1.62 g/cm3，井底当量循环密度 1.71 g/cm3)，下入φ244.5 mm套管至5 377 m(实际盐底5 567 m)。

使用随钻地震技术，实时、精准地解释了第1套盐层底部深度、盐下地层信息、第2套盐层深度，降低了因钻前盐下三维地震成像模糊提出的多套地质模型给钻井作业带来的不确定性，避免了出现盲钻的局面，指导了关键技术套管及钻进尾管的下深。

2.4 MPD控压钻井技术在钻井及固井中的应用

MPD控压钻井能够精准地控制整个井眼环空的压力剖面，使不同作业工况下井底当量压力始终保持恒定，实现欠平衡钻井液密度下的近平衡钻井；能精细监测井筒内流量进出，实现早期溢流监测，能够在开井状态下短时间内控制较小溢流强度下的井下溢流[9-10]。

为应对盐下地层安全密度窗口窄、地质模型不确定，在φ311.2 mm×φ374.7 mm井段至φ165.1 mm井段使用了MPD钻井以及固井作业，处理了多种井下复杂情况，使用有限的应急套管，成功完成了地质目标的钻探。

2.4.1利用MPD控压钻井技术实现早期溢流监测并完成井控状态下的钻具解卡

以某1井为例，该井φ311.2 mm×φ374.7 mm井眼钻至5 079.9 m处通过MPD系统监测到井下发生0.75桶(0.12 m3)溢流，随即切换至MPD系统井控模式。在不停泵状态下，逐渐增大MPD系统背压至井底当量循环压力增加0.02 g/cm3，仍然无法平衡地层压力，随即进入关井程序，迅速完成关井后进入井控状态，关井前井下总共发生11桶(1.75 m3)溢流。从监测到溢流到确定井下发生溢流，在15 min以内便完成了关井，最大限度地降低了关井前的溢流量。

待求取套压和立压后使用司钻法压井，无法建立第1周循环压井作业，井下环空堵死无法建立循环通道。调节防喷器组闸板位置以及环形防喷器关闭压力，试图活动钻具失败，无法通过活动钻具的方式打开环空循环通道。无法建立循环通道预示着无法进行压井作业，也就无法完成井控作业，井控处理难度增大。钻具能否解卡、循环通道能否打开成为了能否进行压井作业的关键。使用MPD控压钻井技术对钻具进行解卡，成为了A1井在后续能顺利完成压井作业的重要决策。某1井在井控状态下使用MPD控压钻井技术对钻具完成解卡，各个关键决策点如下：

1) 首次关井期间观察到立压上涨，井下浮阀可能失效，利用关井套压求取地层压力，确定压井液密度为1.59 g/cm3(井筒内原始钻井液密度为1.47 g/cm3)；

2) 环空无法建立循环，通过钻杆向地层挤注1.59 g/cm3压井液，优先在钻杆内一侧建立恒定密度压井液，保证钻杆内一侧能始终平衡住地层压力；

3) 快速完成立压泄压，观察到立压不上涨，判断井下浮阀有效；

4) 判断卡点位于钻具组合下部(循环堵漏短节以下)，激活循环堵漏短节开启循环孔，套压未上涨(环空通道未打通)，判定井下存在多个卡点(循环堵漏短节以上还存在卡点)；

5) 快速完成立压泄压，观察到立压再次上涨，判断井下循环堵漏短节循环孔未自动关闭；

6) 循环顶替防喷器组上方隔水管内钻井液为压井液，保持MPD背压恒定在4.14 MPa(600 psi)，用压井液循环冲洗阻流压井管线，用压井液循环冲洗中闸版以上防喷器组内腔；

7) 增大MPD背压至4.48 MPa(650 psi)，打开上万能防喷器，溢流检查，井眼稳定；打开中闸板以上、以下压井/阻流管线水下事故阀，溢流检查，防喷器组水下压力表稳定，井眼稳定；

8) 保持MPD背压恒定在4.48 MPa(650 psi)，打开中闸板，完成开井(防喷器组处于完全打开状态)，溢流检查，井眼稳定；

9) 在开井状态下，上、下活动钻具激活震击器，钻具成功解卡，尝试对钻具施加高扭矩，钻具开始活动；MPD设备监测到井下发生4桶(0.64 m3)回流；

10) 关井，恢复关井下的井控状态；

11) 判定井下钻具已成功解卡，环空流道阶段性打通。

MPD控压钻井技术创新性的用于井控中的解卡作业，钻具的成功解卡成为了该井后续能够压井成功的关键。

2.4.2利用MPD控压钻井技术实现井筒带压状态下的固井

以某1井为例，φ311.2 mm ×φ374.7 mm井段钻遇了盐下破碎带地层并造成了钻具的卡钻，钻遇了高压地层导致了卡钻下的井控作业，在破碎带地层中的解卡与长时间复杂的井控处理过程，导致了该井段在破碎带地层形成了严重的“呼吸效应”，形成了下部地层高压，上部地层漏失的局面。最终该井段在成功处理完井控事件后，无法再继续钻进，同时无法获取足够的窗口对井筒内泥浆进行循环加重，只能通过使用MPD控压钻井系统进行井筒内带压情况下的起钻以及下尾管固井作业。

整个起钻以及立柱卸扣期间，全程使用MPD控压钻井系统对井筒施加恒定背压，使井下始终保持微过平衡于井底高压地层又不至于使薄弱地层出现漏失的状态，同时良好地抑制了破碎带段出现“呼吸效应”。在裸眼段起钻，为避免起钻产生的抽吸效应诱导地层流体进入井筒，还采取了开泵的方式起钻。当钻头起至防喷器组以上时，关闭防喷器组中的剪切闸板，在防喷器组以下圈闭等量的MPD背压值，随后泄掉隔水管中的背压完成正常起钻作业。

在隔水管内下入φ301.6mm尾管期间不启用MPD控压钻井系统，当管鞋接近防喷器组上方时，开始启用MPD控压钻井系统并施加一定量背压，随后泄掉防喷器以下圈闭压力并打开防喷器组，进行带背压情况下的下送套管作业。送套管串过程中，由于环空间隙变小，环空摩阻导致井底激动压力较大形成井下漏失。通过逐步减小背压、控制套管送入速度的方式控制井下漏失量，最终在送入套管至井底过程中，送入期间无需施加任何背压，仅在接立柱期间施加背压。

固井期间利用MPD控压钻井系统实时控制井底压力，保证了全过程过平衡于井底压力的基础上，满足了固井水泥浆环空返高及对高压层段的封固要求。具体过程如下：

1) 启用MPD控压钻井系统，施加MPD背压；

2) 泵入固井水泥浆期间保持MPD背压值不变；

3) 顶替期间逐步降低MPD背压，通过井底当量循环压力平衡地层压力；

4) 固井水泥浆进入套管外环空期间，逐步降低MPD背压至0；

5) 固井水泥浆顶替结束后，恢复固井前MPD背压值；

6) 坐封尾管挂，对尾管挂密封性进行验封；

7) 逐步泄掉MPD背压至0，溢流检查，井眼稳定，完成带压情况下的固井以及尾管挂坐封作业。

使用MPD控压钻井技术，实时监测了钻进、停泵、起下钻、下套管期间井下井眼状况，精细控制了井底压力。实时提高背压，快速解决了盐下钻进时的井壁失稳；流量计精细监测返出，快速判断了盐下井段出现的井下溢流；停泵期间施加背压，避免了因井底出现欠平衡导致单根气以及井眼失稳；起下钻期间带背压使井下保持微过平衡状态，在盐下窄窗口地层降低了井下漏失量；带背压下固φ301.6 mm和φ244.5 mm尾管，封固了多个复杂层段地层；φ311.2 mm×φ374.7 mm井段井控期间，下部钻具组合卡钻且环空堵死无法建立压井循环通道，带背压打开防喷器组利用震击器对钻具完成了解卡，避免了井控事件的恶化。

2.5 下套管自动灌浆兼激动压力控制技术在下套管中的应用

下套管期间，因环空返出流道变小、下入速度过快，造成激动压力过大，在薄弱地层处容易形成漏失。下送套管过程中，通过增大返出流道的方式减少环空摩阻，是降低激动压力的有效做法。在套管串中使用自动灌浆附件不仅可以节省常规下套管期间的灌浆时间，还能使管串内部通道变成返出流道以降低激动压力；在送入管柱中使用激动压力控制工具，使送入管柱带有旁通孔，可以形成更多的返出的流道，能进一步降低激动压力。自动灌浆技术以及激动压力控制技术能有效地降低激动压力，减轻激动压力对薄弱地层的影响，是应对窄窗口地层漏失，提高后续固井成功率的关键技术。

本项目在φ355.6 mm技术套管下入过程中，使用自动灌浆技术提高了整体下套管的速度，综合平均速率约240 m/h，最大速率达到320 m/h，极大地提高了长管串的下入速率。以某4井为例，φ301.6 mm尾管下入过程使用自动灌浆附件结合激动压力控制工具的方式，克服了环空间隙窄的问题，最大程度地减小了激动压力对盐下不稳定地层以及薄弱地层的影响，整个过程未发生漏失。

下套管自动灌浆兼激动压力控制技术提高了技术套管以及钻进尾管的下入效率，降低了下入套管期间对井底造成的激动压力，减少了激动压力对地层造成的漏失。

2.6 可旋转式尾管挂技术在应对下套管遇阻中的应用

下套管遇阻在每个井段都有可能发生，且处理遇阻的手段十分有限。如果无法通过遇阻点，有时需要起出整个管串进行通井作业，保证井眼顺畅后再次下入套管，将会增加井眼暴露时间，进一步增加套管再次遇阻以及下不到位的风险。如果套管下不到位，无法实现套管挂在井口的坐封，在恶劣情况下，甚至发生卡套管的情况，无法起出套管只能进行侧钻。如果已经建立技术套管，采用下尾管的方式能够有效地应对下套管遇阻以及下不到位的情况，紧急情况下可就地固井完成尾管挂坐封，以最大程度地封固裸眼段。配合使用可旋转式尾管挂，在遇阻情况下，不仅可以满足管柱在垂向上的运动，还可以实现管柱在轴向上的运动，能提高处理套管遇阻的能力。

本项目在φ301.6 mm尾管和φ244.5 mm尾管下入过程中均使用到了可旋转式尾管挂，利用其旋转性能顺利通过遇阻点，避免了卡套管的发生。以某4井为例，设计下入φ301.6 mm尾管封固盐层底部蠕变段以及盐下井眼不稳定段，为应对井下复杂的情况，采用了复杂的管串组合，从下至上分别为：

1) 带旋转刀翼及PDC齿的可钻式浮鞋，可在管串旋转时具备破岩、修整井壁的能力；无浮阀装置，配合自动灌浆浮箍实现自动灌浆；

2) 带扶正翼的套管扶正器短节，可以提高套管附件段居中度，提高固井质量；

3) 自动灌浆浮箍，转换前实现自动灌浆；转换后启动双浮阀装置，实现常规浮箍功能；

4) 带扶正翼的套管扶正器短节，可以提高套管居中度，提高固井质量；

5) 套管段；

6) 可旋转式尾管挂，套管遇阻时可旋转套管，提高管串通过遇阻点概率；

7) 钻杆，套管串送入管柱；

8) 激动压力控制短节，降低下套管期间激动压力；

9) 钻杆，套管串送入管柱；

10) 可旋转式固井水泥头，固井期间保持井下管串旋转，提高固井质量。

某4井下φ301.6 mm尾管至4 588.5 m处开始出现遇阻(盐底深度4 814 m)，上下活动套管无法通过。开启顶驱，使管串保持5～10 r/min的低转速，全程不开泵划眼下套管至4 821 m(期间未见明显遇阻点，盐底深度4 814 m)，开始遇阻并且出现憋扭矩的现象。尝试开泵无法获得返出，多次活动管串并获得返出后，上下活动管串通过遇阻点。提高转速至20 r/min，全程开泵划眼下套管至井底，期间井下发生部分漏失，随后获得全部返出。整个下入期间频繁遇阻、憋泵以及憋扭矩，最大扭矩达27 116 N·m，最大遇阻27.2 t。接固井水泥头，固井前循环期间使管串保持2 r/min的低转速，井下未出现漏失。

使用可旋转式尾管挂技术，下送φ301.6 mm尾管通过盐下不稳定地层段遇阻时，接入顶驱使管串保持轴向运动，顺利通过遇阻点，避免了套管提前坐封，增加了下套管遇阻时的处理手段，提高了下套管封固不稳定地层成功率。

2.7 一次性长效弃井技术在裸眼段弃井中的应用

在裸眼段中注入弃井水泥塞对地层永久封固，单个水泥塞长度不超过250 m。若对全裸眼段进行永久弃井，需要分段注入多个水泥塞。完成单个水泥塞注入后，需拆固井水泥头并起钻至塞顶上方冲洗干净钻杆中附着的水泥，再接回固井水泥头进行下一个弃井水泥塞作业。多次拆甩固井水泥头、起钻以及冲洗钻杆作业，将延长裸眼弃井时间，容易在水泥塞顶形成混浆段进而影响弃井水泥塞对地层的屏障效果。

本项目永久弃井过程中，使用一次性长效弃井技术，实现了单个弃井水泥塞对全裸眼段的永久弃井。一次性长效弃井技术的关键是在弃井光钻杆中连接一个井下脱手短节，该短节位于弃井水泥塞顶附近。向井下泵入设计量水泥浆后，从钻杆中投入脱手介质，随后顶替水泥浆至脱手介质坐于脱手短节，通过打压的方式对该工具进行脱手，脱手成功后，该短节以下管串留于井底。

使用一次性长效弃井技术，创新了弃井工艺，利用弃井管串脱手短节优化了弃井管串组合，实现了在裸眼段一次性注入单个超1 000 m的超长弃井水泥塞对多个目的层位的永久封固，极大地提高了弃井效率，提升了井筒屏障效果。

3 应用成效

墨西哥湾地区进行深水盐下井的钻探作业准备周期较长，通常需要2～3a的准备时间才能达到开钻条件。本文所述超深水盐下项目，在准备期间受到了区域疫情等多种不可抗因素的影响，但仍然在一年半内的时间内便完成了准备，较同类型高风险国际性钻探项目准备周期缩短了25%～50%。

本文所述墨西哥项目使用了多项特殊的超深水盐下钻井技术，克服了双盐层钻井困难的难题，解决了钻探过程中出现的井眼失稳、井下漏失、钻具卡钻、下套管遇阻、井下压力异常、井控等一系列井下复杂情况，实现了安全、高效的钻探超深水、超深井盐下油气藏。作业期间依然受不可抗因素影响，但仍然在计划工期和成本内完成了地质目标的钻探，较计划整体时效提高约13%，作业成本节约近23%，作业效率以及作业成本在行业内具有十分明显的优势。

4 结束语

墨西哥超深水盐下油气藏构造是一个甜点，但也是一个钻探难点。随钻地震技术能有效解决盐下地震成像模糊的问题，实时解释地质信息，降低盐下地质不确定给钻井工程带来的风险和难度；MPD精细控压钻井技术能有效解决盐下地层安全密度窗口窄的问题，是应对漏失、减少井控事件发生、提高作业效率的关键技术；结合使用Pump & Dump动态压井技术、氮气泡沫固井技术、下套管自动灌浆兼激动压力控制技术、可旋转式尾管挂技术以及一次性长效弃井等盐下钻井技术，不仅可以降低盐下钻探的风险，还能提高井下复杂情况的处理效率，降低综合勘探成本，可为墨西哥湾乃至全球深水热点区域深水钻井工程提供借鉴。