Comprehensive Treatment Technology for Lost Circulation in Deep Exploration Wells of Bohai Oilfield
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摘要:
渤海油田深层地质构造复杂，井漏问题日益突出，已严重制约了该油田的高效勘探开发。为解决该问题，构建了基于多尺度断裂识别与三维应力场模拟的漏失风险评价体系，以实现钻井漏失风险预测与井眼轨迹优化；通过地震−地质−工程一体化优化井身结构，来避免薄弱层与高压层同井段钻进；应用精细控压钻井与固井技术，精准控制井口回压（±0.07 MPa），提升钻井与固井安全性；同时研发了抗高温（220 ℃）、高承压（20 MPa）堵漏剂，最终形成了“分层治理、以防为主、控堵结合”的井漏综合治理技术。该技术已在渤海油田10余口深层探井中成功应用，研究与现场应用结果均表明，该技术适应性强、封堵效果好，一次堵漏成功率超过80%。研究成果可为渤海油田深层安全高效钻井提供可靠技术支撑，也具有在我国其他海上油气田深层钻井中推广应用的价值。
Abstract:The deep formations of the Bohai Oilfield are geologically complex, and lost circulation has become a key issue restricting their efficient exploration and development. To address these challenges, a loss risk evaluation system based on multi-scale fracture identification and 3D in-situ stress field simulation was established, enabling prediction of lost circulation risk and well trajectory optimization. By integrating seismic, geological, and engineering data, the casing program was optimized to avoid simultaneous drilling through weak and high-pressure formations. Precise managed pressure drilling (MPD) and cementing technologies were applied to precisely control wellhead back pressure (±0.07 MPa), enhancing safety during drilling and cementing operations. In addition, lost circulation additives capable of withstanding high temperatures (220 °C) and high pressures (20 MPa) were developed. Ultimately, a comprehensive lost circulation control technology system was formed, characterized by “zonal treatment, prevention-oriented strategy, and combined control and plugging”. This system has been successfully applied in over ten deep exploratory wells in Bohai Oilfield, and both research and field results demonstrated strong adaptability and effective sealing performance of the system, with a one-time plugging success rate exceeding 80%. The proposed system provides reliable technical support for safe and efficient deep drilling in Bohai Oilfield and holds potential for broader application in other offshore deep oil and gas drilling in China.
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超浅层气指距海底小于300 m的弱固结地层中赋存的天然气，以往该类气体被视为“灾害气”。随着地质认识的深入、勘探思路的转变及工程技术的进步，中国海油发现南海北部琼东南地区超深水超浅层气发育，资源丰度较浅水区高，一旦证实成藏，可成为一种重要的新型天然气资源[1–2]。琼东南地区分布9个超浅层构造[3]，勘探前景广阔。
琼东南盆地超深水超浅层处于低温高压环境，水深大于1 500 m，埋深小于300 m，地层未成岩[4–6]。与常规成岩层系相比，油气地质条件差异大，国内外相关研究多聚焦于常规深水层系，针对超浅层未成岩地层的勘探理论与技术尚未形成体系，缺乏有效的作业与评价技术，没有可供参照的成功案例和先进经验。
超深水超浅层目标储层厚度小，单井井控储量小，需要控制单井成本。采用常规深水钻井模式需要下入隔水管和安装防喷器，作业周期长、成本高。目前，无隔水管超深水超浅层钻井和建井技术成熟，能有效缩短作业周期，降低施工成本[7–9]，但无隔水管开路钻探和超浅地层给测井作业带来了新的困难和挑战。为此，笔者通过对现有3种测井工艺进行对比与论证，提出了开路电缆测井作业技术方案。相较于传统的闭路模式，开路测井在钻井及测井过程中不下入水下防喷器和隔水管，采用此方式旨在缩短钻井作业工期，节约钻井施工成本。本文还介绍了开路电缆测井的技术流程及在南海琼东南盆地的现场应用情况，验证了该方案的可行性和有效性。
1. 超深水超浅层开路测井工艺优选
对比评价了现有的随钻测井、钻杆传输测井（包括存储式测井）和开路电缆测井3种工艺，结合超深水超浅层的测井需求进行了工艺优选。
1.1 随钻测井
随钻测井（logging while drilling，LWD）工艺是钻井过程中通过钻杆连接测井仪器，待钻具整体静止后进行坐封实现测压取样，通常应用于大斜度井或水平井[10]。中国海油曾在半潜式A平台某井开展了超深水环境的随钻工具升沉测试，测试钻具组合为ϕ171.5 mm 浮阀+ϕ171.5 mm 滤网+ϕ171.5 mm 稳定器+ϕ171.5 mm Top Stop Sub（上断电短节）+ϕ171.5 mm 实时信号传输系统仪器+ϕ171.5 mm OnTrak（自然伽马/电阻率测井仪）+ϕ171.5 mm Bottom Stop Sub（下断电短节）+ϕ171.5 mm 稳定器+钻铤+PDC钻头，钻至井深1 743.32 m，现场开启隔水管补偿器，工具静止，开泵，排量1 600 L/min，立管压力15.58 MPa。开泵后工具信号正常，循环20 min后保持工具静止，位于OnTrak上的加速度计传感器记录数据。因平台升沉呈现周期性波动（幅值±0.004 m/s2），Gz（纵向加速度）变化情况如图1所示，表明其无法满足定点作业的稳定性要求，工具PAD（探针短节）存在胶皮破损及支腿断裂的风险，不适用于定点测井项目作业。
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图 1 半潜式平台随钻仪器纵向加速度Gz的波动情况Figure 1. Fluctuation of longitudinal acceleration Gz of LWD tools on semi-submersible platform1.2 钻杆传输测井
钻杆传输测井工艺是通过钻杆将测井仪器带湿接头公头输送至井下，电缆带湿接头母头从旁通进入钻杆，并下放对接仪器上部湿接头公头，实现电缆与仪器井下连接（如图2所示），并在起钻的同时回收电缆[11]。
因为与随钻测井均使用钻杆传输仪器，因此钻杆传输测井（包括存储式测井）在半潜式平台作业时也面临无法保证仪器静止的问题。同时，钻杆传输测井还面临施工复杂、耗时长和失败概率高等多重风险和劣势，不适用于开路测井作业。
1.3 电缆传输测井
电缆传输测井为传统测井方式，通过电缆直接输送测井仪器并传输测井数据，施工工艺成熟，作业时效高，是目前最经济、省时的测井作业模式。但在超深水超浅层环境下作业时存在以下作业风险：1）电缆受开阔海域涌浪影响，可能发生漂移，导致与平台推进器发生缠绕；2）无隔水管导引，测井仪器无法精准进入水下井口；3）受半潜式平台升沉影响，仪器定点作业时可能发生位移，导致失封甚至损伤仪器。因此，需要充分评估作业风险，并制定应对措施。
评估开阔海域对电缆测井的影响，电缆测井仪器较轻，质量一般不超过1 500 kg，可以采取措施避开浅水区涌浪对仪器和电缆的影响。因此，在深水进行开路电缆测井作业时，需要制定针对性方案解决以上问题：1）下套管隔绝表层洋流；2）水下机器人（remotely operated vehicle，ROV）监控仪器在水中的运行状况，防止线缆缠绕和重大偏移，同时辅助仪器精准进入泥面井口；3）增大定点作业仪器的井壁支撑能力，并结合电缆张力预警及主动释放系统保障仪器坐封。
1.4 三种测井工艺对比
对比上述3种开路测井方案可以看出，随钻测井和钻杆传输测井都受平台升沉影响，不能进行定点测井作业。开路电缆测井在采取相应措施后可以有效规避风险，且电缆测井具有施工简便、作业时效高、测井项目多的优势（见表1）。因此，选择开路电缆测井工艺完成大部分测井作业。
表 1 三种开路测井工艺对比Table 1. Comparison of three riserless logging schemes测井工艺 优点 缺点 随钻测井 受洋流影响小，可规避电缆断落风险 作业成本高，时间长，受平台升沉影响大，不适用于定点测井作业 钻杆传输测井 受洋流影响小，可降低电缆断落风险 施工工艺复杂，耗时长，返工风险高；受平台升沉影响，不适用于定点测井作业 开路电缆测井 施工简单，时效高，测井作业项目多，经济，省时 易受洋流影响存在电缆断落风险；仪器进入泥面井口难度大，但可采取措施解决 2. 超深水超浅层开路电缆测井方案
针对电缆测井在超深水超浅层条件下面临的受开阔海域洋流影响、无法精准进入井口和坐封困难等挑战，开展了技术攻关，提出了技术方案。
2.1 开阔海域洋流影响对策
电缆测井工具在水深超过1 500 m的开阔水域入水过程中，因测井仪器较轻、电缆较长，表层涌浪可能导致仪器晃动、电缆缠绕平台桩腿等风险，主要表现在以下方面：1）洋流时间不确定，冬季、夏季均存在环流；2）深水使用半潜式平台，半潜式平台存在动力系统，受表层涌浪影响可能导致电缆缠绕桩腿或卷入推进器系统，威胁平台设备安全。
针对电缆受到表层洋流影响可能产生的问题，为有效规避表层涌浪对电缆和仪器的漂移产生影响，提出了平台浅下套管进行规避的对策，如图3所示。即在测井作业前，从钻台面悬挂长150 m左右的ϕ508.0 mm套管串，套管串长度超过平台桩腿长度，使测井电缆及仪器可以避开平台推进器，而且悬挂的套管质量较小，不会导致套管串脱扣。
针对井口悬挂套管可能导致不能正常安放测井组装台的问题，一方面，要求井口部分套管尽量坐低；另一方面，使用套管专用C形卡盘坐在套管口，以保证能正常使用测井井口组装台拆装仪器。
2.2 精准入井口对策
在开阔海域作业时，电缆测井工具无水平位移动力，水平移动方向存在多样性；电缆测井工具在超深水下井过程中全程无隔水管牵引，单靠工具自身无法精准入井；同时，测井仪器无法准确判断水下井口位置，存在入井时与泥面发生碰撞的风险。为了保障测井工具精准入井，提出了使用水下机器人ROV全程监控并辅助仪器入井的技术对策，如图4所示。
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图 4 ROV海底辅助测井仪器入井示意Figure 4. ROV assisting in logging tool to enter into wellhead on seabed使用ROV在超深水海底辅助测井仪器入井时，需注意以下几点：1）为ROV制作专用的推拉钩[12]，用于推拉测井仪器；2）入井前在下部仪器及前端电缆上涂刷白色油漆记号，便于ROV水下精准识别测井工具和电缆，避免电缆与ROV发生缠绕；3）从测井仪器入水到出水，ROV伴随运行，保持速度同步，全程监控测井仪器在海水中的运行状态，必要时ROV靠近解决问题；4）测井仪器下至泥面井口上方，ROV使用推拉钩辅助测井仪器进入泥面井口，保障测井工具下放过程安全。
2.3 保障稳定坐封对策
深水无隔水管开路钻井过程中存在洋流和海流对各类工具造成负面作用的现象[13]，同时半潜式平台在开阔水域中的波浪、海流和潮汐运动会产生不稳定和垂直运动，高度易随潮差升降而变化。虽然存在补偿减小这种变化，但在部分场景下潮差仍然可以超过1 m，而在定点作业中，微小的深度变化都会导致作业失败。电缆在超深水开路测井作业中易受到洋流及平台升沉影响，导致电缆张力过提仪器移动而失封，甚至拉断电缆；另外，超浅层地层疏松，仪器坐封推靠臂易插入地层，导致推靠力减小、仪器失封。为解决上述问题，达到测井作业安全可控、测井资料采集满足评价要求，提出了如下技术对策：
1）工程、ROV和测井小队三方兼顾，实现一体化沟通作业，确保开路测井顺利进行。为电缆测井设置张力阈值，针对洋流和平台升沉影响，通过建立电缆张力可视化监测模块，动态监测电缆张力变化，并设置安全阈值，超过阈值即自动报警提示放松电缆，有效抵消洋流影响。电缆张力预警及主动释放系统监测电缆张力异常变化如图5所示。
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图 5 电缆张力预警及主动释放系统监测电缆张力异常变化Figure 5. Cable tension early warning and abnormal cable tension increase detected by active release system2）针对疏松地层的坐封问题，研发大尺寸推靠臂，通过模拟试验将推靠臂“蘑菇头”直径由53.0 mm增大至116.0 mm（见图6），改进后的推靠臂与地层的接触面积相应增大至原来的4.8倍，大大降低了推靠臂作用在井壁上的压强，可有效防止坐封支撑臂插入地层，同时提升支撑臂力量，实现稳定坐封。
3. 超深水超浅层开路电缆测井流程
通过理论分析研究和现场多口井实践，建立了超深水超浅层开路电缆测井施工程序，形成了作业技术流程，如图7所示。
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图 7 深水开路电缆测井技术流程Figure 7. Flow chart of riserless wireline logging technology for deep water流程各阶段的施工要点如下：
1）移动钻台偏移井口。中控移动钻台偏离泥面井口，防止操作过程中发生井口落物。
2）悬挂套管隔绝表层洋流。作业前，从钻台面悬挂长150 m左右的ϕ508.0 mm套管串，用以隔离表层洋流。
3）组装仪器，ROV待命。在井口，按照正常程序组装测井仪器；ROV在水下套管口处待命。
4）测井人员到ROV操作室沟通。组装完测井仪器后，测井人员前往ROV操作室，通过对讲机与拖撬绞车操作人员保持即时沟通，下井过程中在测井仪器上部的200 m电缆每间隔10 m左右涂刷一个白色油漆记号，用于ROV水下识别电缆。
5）下放测井仪器，ROV实时监控。在井口套管内，以不超过15 m/min的速度下放测井仪器。下放过程中，要求ROV时刻关注测井仪器，待其正常从套管内出来后，继续慢速下放至200 m深度，并按要求打开平台补偿器。此后，测井仪器和ROV以相同速度同步下放（15～20 m/min），在此过程中保持测井工具始终在ROV视线范围内，并要求ROV适当远离仪器串（距离至少10 m），防止测井电缆与ROV电缆发生缠绕。
6）泥面上方停绞车，钻台对正井口。当测井仪器被下放至离水下井口约10 m时停车，通知平台中控将平台位置移到井口正上方。
7）ROV辅助测井仪器入泥面井口。ROV观察测井仪器与水下井口的相对位置，缓慢下放测井仪器至离井口3 m左右停车。ROV使用专用推拉工具将测井仪器推/拉至井口正上方，绞车以1～3 m/min的速度慢速下放，测井仪器尾部进入井口后立即停车。ROV离开测井仪器并撤离到洋流上流向，观察测井仪器入井情况，此过程中绞车操作人员必须全程听从ROV操作室测井人员指挥。
8）测井仪器入井，ROV待命。测井仪器进入水下井口的速度不超过10 m/min，ROV在远处观察测井仪器入井情况，直到测井仪器串全部入井。正常测井过程中，ROV始终处于上洋流上方向并适当远离井口，距离以ROV能监视到井口的最大距离为宜。
9）作业期间动态监测电缆张力变化。测井仪器下入井中正常作业后，电缆张力预警及主动释放系统全程监控总张力和缆头张力，防止因洋流作用引起仪器移动，导致失封和损坏测井仪器。
10）作业结束，仪器出井。测井完毕，ROV观察测井仪器出井情况。测井仪器出井至水下井口部分（仪器尾部2～3 m在井口内）即停车，ROV快速上浮至井口套管口部分。测井仪器缓慢提出水下井口后，以40 m/min速度上提至深度200 m处，按要求关闭钻井补偿器。
11）测井仪器出水。以10 m/min左右的速度继续上提测井仪器，ROV密切关注测井仪器上提情况，当测井仪器离套管口10 m左右时进一步降低上提速度至3～5 m/min，绞车操作人员密切关注张力情况并调整好绞车扭矩，缓慢将测井仪器拉进套管口（时刻听从ROV室人员指挥）。ROV关注测井仪器进套管情况，直至测井仪器完全进入套管。
12）拆井口，回收ROV。按正常程序拆井口，并回收ROV。
4. 现场应用
超深水超浅层开路电缆测井技术方案于2022—2024年在我国南海琼东南盆地超深水超浅层进行了现场应用，共完成14口井35个测井项目，相关作业情况见表2。
表 2 超深水超浅层开路电缆测井作业情况Table 2. Riserless wireline logging operations in ultra-deepwater and ultra-shallow layers井号 井段/mm 测井方式 测井模式 声波测井 核磁共振 测压取样 旋转井壁取心 电成像测井 其他 1 311.1 MDT MSCT 闭路 2 215.9 EFDT，RCI 开路 3 311.1 CMR MDT MSCT 开路 4 311.1 MDT 开路 5 311.1 CMR MDT MRCT 闭路 6 311.1 Sonic Scanner MDT MRCT FMI-HD CBMT，UCCS 闭路 7 215.9 Sonic Scanner CMR UCCS/EDAT，CBMT 闭路 8 311.1 MDT 开路 9 311.1 Sonic Scanner CMR MDT 开路 10 311.1 MDT 开路 11 311.1 MRCT 开路 12 311.1 Sonic Scanner MDT 闭路 13 311.1 Sonic Scanner MDT 开路 14 311.1 MDT 开路 15 311.1 UCCS/EDAT 闭路 16 311.1 EXDT CMR MDT MRCT OPUS-HT VSP 开路 18 311.1 Sonic Scanner MDT MRCT 开路 19 311.1 MDT，EFDT VSP 开路 20 215.9 CMR MDT UCCS/EDAT 闭路 21 311.1 Sonic Scanner MDT，EFDT 开路 22 311.1 Sonic Scanner MRCT 开路 合计测井井次 6 4 13 5 1 6 注：Sonic Scanner为声波扫描测井仪，EXDT为交叉偶极阵列声波测井仪，CMR为核磁共振测井仪，MDT为模块式地层动态测试仪，EFDT为增强型地层动态测试仪，RCI为储层特性测试仪，MSCT为机械式旋转井壁取心仪，MRCT为模块式大直径旋转井壁取心仪。 测井项目包括声波测井、测压取样、核磁共振、电成像、旋转井壁取心和固井质量评价等，覆盖了主要测井方式。其中，开路电缆测井占比63.6%，均成功稳定取得了地层流体样品。按照闭路钻井平均工期12.86 d、开路钻井平均工期6.66 d计算，开路钻井效率提高50%。超深水超浅层开路电缆测井技术方案达到了缩短钻井周期和获取地层资料的目的，平均单井节约作业费用约2 000万元，累计节省成本2.8亿元，为超深水超浅层高效勘探开发提供了技术保障。
5. 结 论
1）超深水超浅层开路测井工艺中，随钻测井和钻杆传输测井2种测井工艺尽管受洋流影响小，但是作业时间长、受半潜式平台升沉影响大，达不到作业需要静止的条件。电缆测井受平台升沉影响小，有施工简单、时效高的优点，可以采取措施控制作业风险。综合考虑，认为电缆测井适用于超深水超浅层开路测井作业。
2）针对电缆容易受洋流影响、测井工具无法精准进入井口和测井作业坐封困难等技术难题，通过技术研究攻关及现场实践，形成了超深水超浅层开路电缆测井技术方案，提出了针对性技术措施，明确了技术流程。
3）现场应用结果表明，超深水超浅层开路电缆测井技术方案能节省下隔水管的成本，大大缩短作业周期，实现地质−工程一体化。该技术方案为超深水超浅层资源经济开发提供了具有可复用性的技术范式。
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图 1 渤中某探井井身结构及地层压力情况
Figure 1. Casing program and formation pressure of a BZ exploratory well
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