Research and Application of Integrated Geological Engineering Technology for Deep High-Pressure Wells in the Bozhong Sag
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摘要:
渤海湾盆地渤中凹陷深层潜山地质条件复杂，目的层埋藏深，钻遇地层层位多，岩性复杂多变，地层压力系统变化大，钻井过程中复杂情况频发，薄弱层易漏失，影响勘探开发进程。为此，研究了钻前井漏风险预测及地层压力校正，钻中高压段中完科学决策、潜山界面精确卡取和潜山地层压力随钻识别与控制等方面的技术，实现了钻井设计及随钻调整方案优化，形成了渤中凹陷深层高压井全过程地质工程一体化技术。渤海油田20口深层高压探井应用全过程地质工程一体化技术后，钻井复杂情况降低了60%，井漏、溢流等复杂情况处理时间缩短了40%，潜山界面识别准确率100%，单井钻井成本降低3 000万元以上。全过程地质工程一体化技术为渤海油田深层超深层勘探开发提供了技术途径，具有较好的应用前景。
Abstract:The geology of the deep buried hills in the Bozhong Sag of the Bohai Bay Basin are complex, with deep burial of the target layer, multiple geological layers encountered during drilling, complex and variable lithology, and significant changes in the formation pressure system. During the drilling process, complex situations frequently occur, and weak layers are prone to leakage, which affects the exploration and development process. By predicting the risk of wellbore leakage before drilling, correcting formation pressure, making scientific decisions in the high-pressure section during drilling, accurately capturing the buried hill interface, and identifying and controlling the formation pressure of the buried hill while drilling, the drilling design and adjustment plan optimization during drilling were achieved, and an integrated geological engineering technology for the whole process of deep high-pressure wells in the Bozhong Sag was established. After the application of the integrated geological engineering technology throughout the whole process in 20 deep high-pressure exploration wells in Bohai Oilfield, the drilling complexity was reduced by 60%, and the processing time for complex situations such as wellbore leakage and overflow was reduced by 40%. The accuracy of identifying buried hill interfaces was 100%, and the cost of a single well was reduced by more than 30 million yuan. The integrated geological engineering technology for the whole process provides a technical approach for deep and ultra-deep exploration and development of Bohai Oilfield, and it has good application prospects.
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随着油气勘探开发需求越来越迫切，油气井工程理论、技术、装备逐步成熟，钻井工程已经迈入深井、超深井钻井时代，并开始向万米深地进军[1–7]。为给下部井段钻进留够空间，降低超深井段作业难度和风险，上部套管逐步向大和深的趋势发展[8–9]。四川地区万米深井SDCK1井二开ϕ812.8 mm井段设计完钻井深达到500 m，三开ϕ593.7 mm井段设计完钻井深达到3 600 m。然而，超大尺寸井眼（大于444.5 mm）钻进过程中，面临着钻具安全风险高、井眼清洁效率低、井身质量控制难、PDC钻头磨损快、超大尺寸超重套管下入难等5大技术难点，国内外缺乏成熟技术理论体系指导。为此，笔者开展了钻柱系统动力学分析、大尺寸井眼井筒清洁工艺优化、耐大排量冲蚀测斜工具研制、“个性化 PDC 钻头+大扭矩中空螺杆”优选和超大尺寸超重套管下入技术措施优化，形成了万米深井超大尺寸井眼安全高效钻井技术，万米深井SDCK1井超大尺寸井眼钻进中应用了该技术，顺利钻至设计完钻井深，该井超大尺寸井眼的顺利完钻，为四川地区后续超大尺寸井眼安全高效钻进提供了借鉴。
1. 超大尺寸井眼钻井技术难点
四川双鱼石区块地表出露白垩系下统剑门关组，自上而下依次钻遇白垩系剑门关组，侏罗系蓬莱镇组、遂宁组、沙溪庙组、自流井组，三叠系须家河组、雷口坡组、嘉陵江组、飞仙关组，二叠系长兴组、吴家坪组、茅口组、栖霞组、梁山组，石炭系，泥盆系观雾山组、金宝石组，奥陶系，寒武系龙王庙组、沧浪铺组、筇竹寺组、麦地坪组，震旦系灯影组、陡山沱组，前震旦系[10–12]。SDCK1井二开采用ϕ812.8 mm 钻头钻至井深 500 m，下入ϕ635.0 mm 表层套管，封隔表层漏层、垮塌层。同时，为封隔须家河组局部高压层，三开采用ϕ593.7 mm 钻头钻至须家河组顶（井深3 600 m），下入ϕ492.1 mm+ϕ485.8 mm 技术套管，因此，从剑门关组至须家河组顶均采用超大尺寸钻头钻进。剑门关组岩性主要为泥岩和含砾砂岩。蓬莱镇组岩性主要为泥岩、砂质泥岩夹砾石。遂宁组岩性主要为泥岩、岩屑石英砂。沙溪庙组岩性主要为泥岩、砂岩。自流井组岩性主要为泥岩、页岩、砂岩和砾石。超大尺寸井眼钻进过程中，主要存在以下钻井技术难点：
1）超大尺寸井眼钻具易疲劳失效。随着井眼直径增大，钻具与井壁之间的间隙增大，导致钻具横向摆动幅度增大，弯曲应力增大。此外，相比较于小直径井眼，由于超大尺寸井眼段位于浅表层，软硬地层交错严重、钻具重量轻，井下振动更加剧烈，钻具承受着更加频繁的交变应力。在剧烈的弯曲交变应力综合作用下，超大尺寸井眼中钻具疲劳损伤风险极高。一旦钻具断落，由于井眼尺寸大，落鱼易靠边，打捞工具不易套进鱼头，且大尺寸井眼清洁难度大，井内岩屑沉积易掩埋落鱼，打捞难度极高[13]。
2）超大尺寸井眼清洁难度大。随着井眼直径增大，环空返速急剧降低。SDCK1井ϕ812.8 mm井段钻井泵排量达到150 L/s时，环空返速仅有0.30 m/s，严重影响岩屑的有效携带。此外，随着井眼直径增大，井壁坍塌压力相应增加，井壁失稳风险增大，泥岩段经受钻井液长时间浸泡可能发生井壁失稳，造成井内掉块难以携带出井筒[14]。
3）超大尺寸井眼测斜困难。超深井上部井段井斜控制对保障后续施工和井身质量有重要作用。为保障井筒清洁，SDCK1井ϕ821.8 mm井段钻井泵排量最高达到了170 L/s，但全球范围内没有适用于排量大于100 L/s的测斜工具[15]。
4）超大尺寸井眼PDC钻头磨损快、进尺短。同样转速下，SDCK1井ϕ593.7 mm井段钻头的线速度为邻井ϕ333.4 mm井段的178%，钻头单位进尺切屑量大、崩齿早期磨损、线速度高，导致钻头先期磨损严重，ϕ593.7 mm井段平均单只钻头进尺仅129 m，严重制约了超深井大尺寸井眼钻井提速[16]。
5）超大尺寸超重套管安全下入难度大。超大尺寸套管的刚度和重量大，SDCK1井三开ϕ593.7 mm井段，ϕ492.1 mm+ϕ485.8 mm复合套管下入深度3 608 m，裸眼段长3 108 m，超大尺寸套管的刚性极强、重量极大（浮重6 230 kN），给前期井眼准备、下套管工艺、工具、操作都带来了极大挑战[17]。
2. 超大尺寸井眼钻井技术
为满足万米深井SDCK1井超大尺寸井眼安全高效钻井需求，从钻具安全保障、超大尺寸井眼井筒清洁工艺优化、耐大排量冲蚀测斜工具研制、“个性化PDC钻头+大扭矩中空螺杆”优选等方面进行了技术攻关，形成了万米深井超大尺寸井眼钻井技术。
2.1 钻具安全保障技术
SDCK1井超大尺寸井眼钻进过程中，垂直钻井工具实测井下纵向振动加速度高达10g（见图1），剧烈的振动使钻具承受高频交变应力，加剧了钻具螺纹的疲劳速度。在采用超声波探测该井起出钻具时，多次发现钻铤螺纹不合格。因此，基于钻柱动力学理论开展力学分析，优化钻具组合。同时，结合前期钻具损伤情况，制定合理的钻具使用倒换措施，有效保障钻具安全。
1）结合钻具组合特点，基于欧拉–伯努利梁单元理论和有限元方法，建立超大尺寸井眼钻柱动力学模型，研究稳定器尺寸、安放位置以及不同钻井参数下的钻柱变形规律[18]、井下振动等级[19]和钟摆钻具组合的降斜能力[20]。综合考虑钻具组合的井斜控制能力与三维弯曲变形特征，采用双稳定器大钟摆钻具组合，优化稳定器的尺寸和安放位置，提高钻具的刚度，优选钻井参数，降低钻具弯曲交变应力，以避免钻具先期疲劳。
2）开展钻具全生命周期记录，制定超大尺寸井眼钻具使用规范。结合前期钻具的使用情况，将钻铤、稳定器等钻具的探伤周期定为450 h，而稳定器附近钻铤的螺纹受到较大弯矩的作用，疲劳速度会加快[21]，因此对于稳定器附近的钻铤，使用时间达到200 h即进行探伤。考虑到中和点附近钻具频繁经受交变应力，疲劳损伤速度快，每次起下钻将中和点附近的一柱钻铤倒换到其他位置。考虑尺寸突变对钻具带来的应力集中现象，对存在尺寸变化的钻具接头，同样每趟钻进行倒换。
2.2 超大尺寸井眼清洁工艺优化
钻进表层过程中，为提高机械钻速，同时避免井漏，一般采用低密度水基钻井液钻进。但钻进超大尺寸井眼时，由于环空返速低、钻井液携岩能力不足，难以保障井眼清洁，经常造成井下憋扭。同时，一旦发生井壁失稳，井下掉块难以有效携带出井筒，不仅造成时效损失，还带来卡钻风险。因此，对超大尺寸井眼清洁工艺进行了优化，以确保井下安全。
1）强化排量+提高钻井液携岩能力。ϕ812.8 mm井段前期采用排量110～125 L/s钻进，存在返屑偏细偏少、钻井液温度异常偏高、泵压持续升高、机械钻速偏低和岩屑在井底重复研磨等现象。排量提至135 L/s时，返屑情况好转，但仍存在重复研磨的现象；排量提至150 L/s以后，基本可以维持正常钻进，但仍然存在返屑不畅、立压升高的现象；排量提至160 L/s，改善效果不明显。因此，转换思路，在排量150 L/s下，将钻井液的密度由1.25 kg/L提高至1.27 kg/L、初切力由1.0 Pa提高至2.5 Pa、终切力由5.0 Pa提高至8.0 Pa，振动筛岩屑返出量增加约20%，其粒径变大且棱角分明，泵压降低，井眼清洁正常。
2）分段重稠浆举屑工艺。重浆中加入可降解纤维，可以增大其摩擦和缠结力，通过评价可降解纤维与重浆的配伍性，发现可降解纤维在水基重浆中的分散性好，对其流变性能无影响，其最优加量为0.2%，此时岩屑沉降阻力提高50%以上。为有效携带井下掉块，采用分段重浆+携砂纤维+低密度平衡钻井液举屑工艺。SDCK1井采用重浆（密度2.40 kg/L）+低密度平衡钻井液（密度1.30 kg/L）+重浆（密度2.40 kg/L）的分段举屑工艺后，携带出大量井下掉块（见图2），井眼清洁度大幅提高，解决了超大尺寸井眼井壁失稳导致的掉块无法携带出井眼的难题。
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图 2 SDCK1井分段重稠浆举屑携带出的井下掉块Figure 2. Downhole rockfalls carried out by heavy viscous slurry in Well SDCK12.3 耐大排量冲蚀测斜工具
1）针对测斜工具在高流速下冲蚀严重的问题，通过优化大尺寸阀组二次流负压分布，研发了ϕ279.4 mm耐大排量冲蚀随钻测斜工具（见图3），最大适用排量由75 L/s提升至130 L/s。
2）针对测斜工具在高振动、高负载等恶劣井下环境下易出现电子电路损坏、主轴断裂等问题，改进了工具的减振结构，优选了传动主轴材质与处理工艺，形成了工具机械及电子部件降故障与延寿命技术，有效降低了测斜工具的故障率。
3）为提高测斜成功率，建立了快速编解码与信号传输计算方法，有效提升了测量与数据传输效率。针对测斜数据传输时间长及弱信号干扰带来的解码失败问题，建立了快速编解码、软硬件滤波放大算法，并优化了传输工艺，弱信号解码能力提升至69 kPa（10 psi），现场试验信号解码成功率达到98%以上，传输深度突破7 941 m。
2.4 超大尺寸井眼钻井综合提速技术
为提高保障超大尺寸井眼段机械钻速和单只钻头的进尺，通过优选高效PDC钻头及大扭矩中空螺杆，形成了“高效PDC钻头+大扭矩中空螺杆”的超大尺寸井眼提速方案。
1）特制大扭矩中空螺杆。针对前期转速快导致钻头肩部线速度高引起的肩部切削齿磨损快，使得钻头使用寿命缩短的问题，选用中空螺杆，利用螺杆心部的分流功能，在相同排量情况下降低钻头转速，减少切削齿因线速度过高导致的快速磨损，提高单只钻头的进尺。
2）设计个性化PDC钻头。针对钻遇地层的特性，设计八刀翼PDC钻头，复合片的直径由16.0 mm增至19.0 mm、厚度由2.8 mm增至4.0 mm，脱钴深度由1 000 μm增至1 500 μm，后倾角由22°降至17°～21°，将直刀翼优化为螺旋刀翼，以兼顾PDC钻头的攻击性与耐磨性[22]。
2.5 超大尺寸超重套管下入技术措施
为保障超大尺寸超重套管安全顺利下至设计位置，从前期井眼准备、下套管装备、工艺和操作4个方面制定技术措施，以确保套管一次顺利下至设计位置。
1）井眼准备。采用“常规静力学+动力学仿真”计算通井钻具组合刚度比，利用单、三、四稳定器通井钻具组合验证套管的通过性能（刚度比大于1）[23]。虽然多稳定器通井钻具组合通井困难，为确保下套管前井眼通畅，需采用单、三、四稳定器通井钻具组合进行通井。
2）ϕ593.7 mm井段完钻后，设计下入ϕ492.1 mm+ϕ485.8 mm复合套管。复合套管直径和线重大、下入深度大、套管上扣扭矩大（43 000 kN·m），为防止B型钳夹持套管母接箍上扣过程中接箍变形过大，通过分析B型钳夹持套管母接箍的变形规律，提出了应对措施：
a. 分析不同尺寸套管内壁路径应力（见图4）可知，在轴向载荷作用下，套管最大应力均出现在卡瓦下端处，在实际工况下该处套管存在一定的咬伤现象。
b. B型钳的夹持角度越大，需要的摩擦力越大，产生的形变越大，因此，下钳夹持时应尽量采用小角度夹持。
c. 为提高作业效率同时保护套管接箍，前1 600 m使用普通双吊卡下套管，该段掏空500 m不灌浆，以控制浮重小于1 000 kN。
3）因ϕ492.1 mm套管和ϕ485.8 mm套管为非标准套管，不适用传统套管工具，故采用了10 000 kN长吊环及10 000 kN重载气动卡盘等专用定制工具，下深1 600 m之后的套管采用重载气动卡盘下入，同时掏空300 m，为钻机预留足够上提处置空间。
3. 现场施工
SDCK1井应用以上钻井技术顺利完成了二开ϕ812.8 mm及三开ϕ593.7 mm超大尺寸井眼的钻井施工作业，创造了ϕ812.8 mm井眼钻深最大（500 m）、钻井泵排量最大（170 L/s）、ϕ593.7 mm井眼单趟钻进尺最大（510 m）等多项纪录，为后续该区块超深井上部大尺寸井眼钻井施工提供了借鉴。
1）SDCK1井的ϕ812.8 mm和ϕ593.73 mm超大尺寸井眼应用优化的双稳定器大钟摆钻具组合进行高强度钻进，纯钻时间累计1 300 h，探伤检查发现9根钻铤和13根钻杆的螺纹受损，主动倒换出钻杆55根、钻铤60根，未发生井下钻具螺纹疲劳断裂，有效保障了超大尺寸井眼钻具安全。
2）采用强化排量+提高钻井液携岩能力的技术措施，保障了超大尺寸井眼钻进过程中井眼清洁。采用分段重稠浆举屑工艺，单次举屑可带出3.3 m3井下掉块（掉块的最大尺寸为35 mm×25 mm×15 mm），解决了井壁失稳条件下井眼清洁困难的问题。
3）采用耐大排量冲蚀直井测斜工具严密监测井斜并制定纠斜措施，SDCK1井二开ϕ812.8 mm及三开ϕ593.7 mm超大尺寸井眼井斜角不超过1°，为后续顺利施工奠定了基础。
4）采用高效PDC钻头+大扭矩中空螺杆钻进，三开ϕ593.7 mm井眼单趟钻进尺达到了510 m，机械钻速3.83 m/h，同比前期平均单趟钻进尺提高了224.55%、平均机械钻速提高了9.43%，节约了3趟钻，大幅降低了钻井成本。
5）ϕ492.1 mm+ϕ485.8 mm复合套管下入井深3 608.55 m，套管的浮重达6 230 kN，创造了大尺寸套管下入最深、重量最重的纪录。
4. 结 论
1）四川地区万米深井SDCK1井超大尺寸井眼钻进过程中，存在钻具安全风险高、井眼清洁效率低、井身质量控制难和PDC钻头磨损快等技术难点，通过技术攻关，形成了超大尺寸井眼安全高效钻井技术。
2）利用钻柱动力学分析优化钻具组合、优选钻井参数，可以降低钻具疲劳速度。同时，开展钻具全生命周期记录，并配合合理的钻具探伤检测和倒换，能够有效保障钻具安全。强化排量+提高钻井液携岩能力是保障超大尺寸井眼钻进过程中井眼清洁的有效手段，同时辅助分段重稠浆举屑工艺，解决了井壁失稳掉块无法携带出井眼的难题。
3）大尺寸随钻直井测斜工具能够满足钻井泵排量120 L/s作业环境，测斜方式简便、耗时短，解决了超大尺寸井眼测斜难的问题，填补了国内外大排量下测斜难的技术空白。“高效PDC钻头+大扭矩中空螺杆”的提速方案能够减少超大尺寸井眼中钻头切削齿因线速度过高导致的快速磨损，提高机械钻速和增大单只钻头的进尺。
4）从井眼准备、下套管装备、工艺和操作等4个方面制定的超大尺寸超重套管下入技术措施，确保了超大尺寸超重套管一次顺利下至设计位置，可为特深井超大尺寸超重套管安全顺利下入提供参考和指导。
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图 1 渤中凹陷A构造地层压力系数纵向分布
Figure 1. Vertical distribution of formation pressure coefficient in structure A of the Bozhong Sag
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图 2 渤中凹陷A构造敏感元素对比
Figure 2. Comparison of sensitive elements in structure A of the Bozhong Sag
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图 3 BZ8-A2井钻井作业综合信息图
Figure 3. Comprehensive information map of drilling in Well BZ8-A2
表 1 渤中凹陷井漏层位及原因分析统计
Table 1 Statistics for analysis of wellbore leakage layers and causes in the Bozhong Sag
地层 漏失井数/口 处理时间/h 漏失原因 馆陶组 2 小于30 断层 东一、二段 12 50～200 薄弱层 东三段 1 30～40 断层 
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表 2 渤中凹陷地层压力系数与录井参数判别结果
Table 2 Discrimination results of formation pressure coefficient and logging parameters in the Bozhong Sag
纵向分带 地层 泥岩颜色 烃源岩生烃潜量/（mg·g−1） S含量，% C2与C3比值 压力系数 正常压力段 东一段+东二上段 绿灰色、红褐色 ＜1.5 ＜0.15 2.1～3.1 1.00 慢速起压井段 东二下段 灰色 1.5～5.0 0.15～0.30 1.8～2.4 1.00～1.30 快速起压井段 东三段上部 褐灰色 5.0～15.0 0.30～0.50 1.3～1.8 1.30～1.40 高压层段 东三段+沙河街组 深灰色、灰黑色 ＞15.0 ＞0.50 0.4～1.6 1.50～1.80
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1. 刘承诚. 基于KPI的裸眼封隔器应用效能评价. 石油矿场机械. 2025(01): 19-23 . 
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