Key Technologies and Prospects for Oil and Gas Testing in Sinopec’s “Deep Underground Engineering”
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摘要:
针对“深地工程”构造和储层介质复杂、埋藏深、地层压力高和温度高等复杂工况，中国石化围绕深层超深层油气测试、超高温高压井下工具、地面测试、窄安全窗口油气井测试工程设计和完井测试液等技术进行攻关研究，完成100余口8 000 m以深油气井的测试施工，初步形成了“深地工程”油气测试关键技术及配套装备，有力支撑了塔里木盆地、四川盆地和准噶尔盆地等深层超深层油气资源的勘探开发。梳理总结了中国石化“深地工程”油气测试关键技术，分析了中国石化“深地工程”向9 000 m乃至10 000 m以深迈进情况下油气测试技术面临的主要挑战，展望了特深层高温高压油气测试工程设计、特深层高温高压油气测试完井工艺、地面自动化测试和高性能油气测试工具等技术在未来的发展。该技术总结与展望对构建更加成熟、专业、安全、高效的油气测试技术体系，助力深层超深储层油气勘探开发取得更大突破有一定借鉴意义。
Abstract:In view of complex structures and reservoir media in "Deep Underground Engineering", which includes deep burial, high formation pressure and temperature, and other complicated conditions, Sinopec has carried out key research on technologies such as deep and ultra-deep oil and gas testing, ultra-high temperature and high-pressure bottom hole assembly (BHA), surface testing, oil and gas well testing engineering design of narrow safety window, and well completion testing fluid, etc. Sinopec successfully completed the testing construction of more than 100 oil and gas wells with depth more than 8000 m, and initially formed the initial key technologies and supporting equipment for oil and gas testing in “Deep Underground Engineering”, which strongly supported the exploration and production of deep and ultra-deep oil and gas resources in the Tarim Basin, Sichuan Basin, and Junggar Basin. The key technologies of oil and gas testing in Sinopec’s “Deep Underground Engineering” were summarized, and the challenges in oil and gas testing technologies faced by Sinopec’s “Deep Underground Engineering” during exploration from 9000 m to deeper than 10000 m were analyzed. Technical prospects were put forward for the design of extra-deep high-temperature and high-pressure oil and gas testing engineering, extra-deep high-temperature and high-pressure oil and gas testing completion technology, ground automation testing, and high-performance oil and gas testing tools, etc. The overview and prospect of these technologies are of reference significance for the construction of a more mature, professional, safe, and efficient oil and gas testing technology system, in order to help achieve greater breakthroughs in the exploration and development of deep and ultra-deep oil and gas reservoirs.
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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。
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。
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图 2 优化前后全油基钻井液承压封堵性能评价结果Figure 2. Evaluation results of under-pressure plugging performances of full oil-based drilling fluid before and after optimization3. 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]。
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项目 井号 井眼直径/
mm井深/
m进尺/
m纯钻时间/
h机械钻速/
（m∙h–1）一期 A2H 444.5 1 755.00 1 677.00 20.21 82.98 A4 444.5 1 643.00 1 565.00 20.84 75.10 A6 444.5 1 469.00 1 391.00 18.20 76.43 A5 444.5 1 442.00 1 364.00 15.86 86.00 二期 B6 406.4 1 893.00 1 812.00 18.82 96.30 B24 406.4 1 788.00 1 707.00 17.06 100.08 B29 406.4 1 672.00 1 591.00 16.74 95.06 B23 406.4 1 562.00 1 481.00 14.30 103.59 B13 406.4 1 481.00 1 347.00 13.04 103.30 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 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油田 阶段 套管
层次井数/
口平均井深/
m平均机械
钻速/（m∙h–1）平均钻井
周期/d涠洲A 一期 3 11 3 002.00 43.21 14.48 二期 2 30 2 954.00 52.36 11.00 涠洲B 优化前 3 1 3 600.00 37.43 18.32 优化后 2 4 3 569.00 48.46 13.53 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。
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图 1 超深层油气井加强型“五阀一封”测试管柱示意
Figure 1. Enhanced “five valve and one packer” test string for ultra-deep oil and gas wells
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图 2 超深层油气井测试−改造−完井一体化管柱示意
Figure 2. Integrated string for testing, stimulation and completion of ultra-deep oil and gas wells
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图 3 超深高酸性油气藏联作测试管柱
Figure 3. Joint testing string for ultra-deep and highly acidic oil and gas reservoirs
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图 4 超深长水平段水平井滑套分流完井试气管柱
Figure 4. Gas testing string for sliding sleeve diversion completion in ultra-deep horizontal wells with long horizontal section
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图 5 准噶尔盆地深层砾岩储层油气测试技术管柱
Figure 5. Oil and gas testing string for a deep conglomerate reservoir in the Junggar Basin
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图 6 中国石化“深地工程”地面测试流程示意
Figure 6. Ground testing process for Sinopec’s "Deep Underground Engineering"
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图 7 窄安全窗口油气井测试工程设计技术
Figure 7. Design technology for oil and gas well testing engineering of narrow safety window
表 1 中国石化系列超高温高压油气测试封隔器参数（部分）
Table 1 Parameters for Sinopec series ultra-high-temperature and high-pressure oil and gas testing packers (part)
工具名称 适用套管内径/mm 最大外径/mm 最小内径/mm 最大压差/MPa 最大耐温/℃ 坐封方式 解封方式 SSC-JMR机械封隔器 108.6～112.0 103.0 38.5/45.0 105 204 机械 上提回收 114.3 108.0 38.5/45.0 105 204 机械 上提回收 147.1 137.9 28.0/52.5 105 204 机械 上提回收 152.5～154.8 146.0 30.0/57.0 105 204 机械 上提回收 171.5 162.0 28.0/57.0 105 204 机械 上提回收 SSC-SHLR/HLR
液压完井封隔器114.3 108.0 57.4 105 204 液压 上提/专用工具回收 147.1 139.0 75.5 105 204 液压 上提/专用工具回收 152.5～154.8 148.0 76.2 105 204 液压 上提/专用工具回收 171.5 160.0 82.6 105 204 液压 上提/专用工具回收 SSC-ESET
液压永久封隔器114.3 108.0 57.4 105 204 液压 不可回收 118.6～121.4 114.0 62.0 105 204 液压 不可回收 152.5～154.8 148.0 76.2 105 204 液压 不可回收 171.5 160.0 82.6 105 204 液压 不可回收 K343裸眼
封隔器140.0 70.0 70 177 液压 不可回收 152.0 70.0 70 177 液压 不可回收 PHP-3封隔器 114.3 108.0 49.0 70 204 液压 上提回收 152.5～154.8 148.0 76.2 70 204 液压 上提回收 大通径测试阀 ≥152.5 105.0 50.0 210 232 液压 
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