海上表层快钻技术及管理探索

宋吉明，覃建宇，刘永峰，张 超

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术深圳分公司，广东深圳 518067；2.中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518067；3.中海油服深圳作业公司，广东深圳 518067）

改革开放40 年来，中国经济迅猛发展，能源需求持续快速增长，原油对外依存度接近70 %，逼近国际公认的能源安全警戒线，加大国内石油勘探开发力度刻不容缓，中国油企任重道远。同时，面对日新月异的科技进步，新能源和替代能源快速发展，正在部分替代传统能源，这也给传统油气行业带来深远影响。在此背景下，国际油价可能将在较长时间内低位徘徊。石油行业必须有效管控成本，通过降本增效提高油气开发综合效益[1]，提升企业竞争力和生存能力，在未来的油气领域，谁控制了成本，谁就赢得了竞争优势和生存空间。钻完井投资占中国海上油气勘探开发生产投资半壁江山，是管控成本、提高资产收益的关键一环。

在海上石油钻完井作业管理中开展降本增效工作，对于油企降低桶油成本的提高市场竞争力至关重要，自2014 年国际油价断崖式下跌，南海东部钻完井人继承和发扬中国海油优快钻完井精神，坚持紧紧围绕高质量发展，着眼于新情况、新问题，立足于实际，着力于实效。通过开展一系列技术创新和管理创新，取得了一系列的钻完井新技术实践经验成果和良好的经济价值。

本文以惠州32-5/33-1 油田表层钻井提效降本为例，通过优化井身结构、优选钻头及BHA，精细化井眼清洁措施和井眼轨迹控制技术，结合优快钻井的管理实践安全高效完成首批3 口井表层，钻井效率较邻近区块提高一倍以上。通过总结和研究，形成了一套适应于本区域海上表层快钻配套技术及管理创新，对于海上表层钻井提速降本具有一定的借鉴和指导意义。

1 地质及工程概况

1.1 井身结构设计

惠州32-5/33-1 油田基本设计井身结构为四开设计：一开打桩锤入φ609.6 mm 隔水导管至泥面以下55 m，二开钻表层φ404.4 mm 井眼，下入φ339.7 mm表层套管；三开钻φ311.15 mm 井眼至着陆井深，下入φ244.5 mm 套管；四开钻φ215.9 mm 井眼至设计井深，优质筛管防砂及中心管控水方式完井，详细井身结构（见表1）。

表1 惠州32-5/33-1 油田典型井身结构表

1.2 表层定向井设计

惠州32-5/33-1 油田槽口信息，该油田导管架平台共有16 个660.4 mm 井槽，井槽排列：4×4，井口间距：2.2 m×2.0 m，计划初钻13 口井（包括3 口大位移井），预留3 个井槽。

2 表层钻井技术难点及风险

2.1 井壁稳定性差、易卡钻

惠州32-5/33-1 油田表层地质层位为上中新统粤海组-上新统万山组：底界深约945 m 垂深，由泥、粉砂质泥岩组成。胶结疏松，古河道发育，在垂深700 m～890 m 井段砂砾岩层段发育普遍，地层薄弱，易漏失和发生井壁坍塌卡钻。在惠州区块钻井过程中，探井、开发井及调整井作业中均在表层发生过多次卡钻事故，仅惠州25-8 油田在表层钻井作业中就发生3 次卡钻事故，卡钻风险高，工程施工难度大。

2.2 轨迹控制困难

惠州32-5DPP 为一座4 桩腿小平台，井口间距仅为2.2 m×2 m，设计13 口井，平均井深达4 550 m，井口槽间距近，井眼必须尽早分离，防碰风险较高。

为兼顾两个油田开发和实现油藏边钻边调整思路，需要在表层提前造斜，以3°/30m 造斜率连续造斜至60°左右，为下一井段长延伸段轨迹做好准备，井眼轨迹控制要求高、难度大。

2.3 井眼清洁困难

该油田13 口井表层钻井中，有10 口井平均井深950 m，剩余3 口大位移井表层平均井深1 500 m，惠州区域表层井段地层岩性以泥岩为主，泥岩粘、软，塑性强，极易水化，前期探井钻进过程中，使用φ311.1 mm井眼在该区域表层井段钻井过程中经常出现出泥饼、泥球等现象，起钻困难，倒划眼起钻困难憋漏地层造成的井下复杂情况也时有发生。砂砾岩发育井段易垮塌，井眼清洁困难。

在该区域邻近平台，由于表层卡钻事故频发，该地区的表层钻井效率一直较低，平均ROP 仅60 m/h～70 m/h，钻井周期偏长。

3 表层钻井提效模型分析

针对该区域表层钻井的困难和海上钻井作业降本增效的迫切需求，必须结合实际，因地制宜、量体裁衣的制定一套表层钻井提速方案。

钻井提速是一项系统工程[2]，包括技术储备、装备能力、钻井工艺技术和现场生产组织管理等。仅仅依靠某一单项技术来加快钻井速度和提高钻井整体作业效率是不够的，只有从钻前调研、设计优化、优化工序工艺和钻井过程持续改进、完善配套工具、仪器及装备、周密的生产组织和精准管理等方面多管齐下，才能达到表层钻井的整体提效降本的目的。

在此背景下，仅考虑技术与作业组织这两大主线方向下，采用系统分析方法，对表层钻井提速的要素进行梳理和分析，形成思维导图（见图1）。

图1 表层钻井提速要素系统分析图

4 表层钻井提效技术措施

4.1 优化井身结构及钻具组合

（1）井眼尺寸由φ444.5 mm 优化为φ406.4 mm，减小表层裸眼暴露面积可以显著降低井眼坍塌的概率和风险，同时在相同机械效能比的情况下，小尺寸钻头比大尺寸钻头拥有更高的ROP 表现，利于表层钻速的提高。

（2）通过优选钻具组合，使用IADC115 的铣齿牙轮钻头保证足够的钻头攻击力，配合高造斜率电动机（弯角1.5°，理论造斜率8°/30m 以上），在保证浅层造斜率的同时，能够最大限度的提高钻进速度。钻具组合如下：φ406.4 mm 牙轮钻头（喷嘴28×3+20）+φ244.5 mm电动机（弯角1.5°）+φ241.3 mm 随钻测量工具+φ203.2 mm扶正器+φ203.2 mm 浮阀接头+φ203.2 mm 非磁钻铤+φ203.2 mm 定向接头+φ203.2 mm 配合接头+φ149.2 mm加重钻杆×3 根+φ203.2 mm 配合接头+φ203.2 mm 液压震击器+φ203.2 mm 配合接头+φ149.2 mm 加重钻杆×12 根。

4.2 井眼清洁措施

考虑到惠州油田表层井段为粤海组和万山组的巨厚泥岩，灰质砂岩互层，成岩性差，地层疏松且易水化分散的特性；同时，该地区表层井段钻遇砂砾岩及古河道发育地层疏松易垮塌，因此优选海水+稠搬土浆的组合进行表层钻进，替代了以往南海东部常用的海水+胍胶为主的钻进清洁井眼泥浆作业方案。实践表明，利用海水搬土浆在该油田表层区块钻进具有释放钻进参数、提高钻速、适当扩大井径等优点，从而达到了快速钻进、减少井下复杂情况和安全环保的目的[3]。

（1）表层钻进过程中，选择了最大排量4 500 L/min的高排量定向井工具，配合φ149.2 mm 钻杆使用，可以降低泥浆泵压力并最大程度的提供足够的环空返速，在φ406.4 mm 井眼中环空返速可达到0.7 m/s 的理想状态，利于井眼清洁。

（2）稠搬土浆较胍胶而言，携岩能力更强，搬土浆密度较胍胶高，在易水化分散和易垮塌的表层井段，能够形成较厚的泥饼，具备一定的维持井壁稳定的功能。

（3）钻进过程中，用海水钻进，每钻进一柱，替2 倍所钻井眼体积的稠搬土浆（约8 m3）垫至井底，计算好顶替量，保证停泵接立柱时搬土浆至少返至底部大钻具以上[4]，防止钻屑下沉造成BHA 沉砂卡钻。

（4）钻进过程中，考虑到模块钻机泥浆池体积、灰罐体积和钻井水等资源的局限性，对现场物料组织带来较大挑战[5]，可采取每替两次稠搬土浆清洁井眼，替一次胍胶的交替清扫井眼的措施，中完后全井筒垫搬土浆，直接起钻下φ339.7 mm 表层套管。

4.3 井眼轨迹控制措施

在钻井过程中,钻井参数是影响钻井速度和成本的重要因素。水力参数的优化是优选钻井参数的重要组成部分。在该油田表层钻井过程中，将钻井参数与轨迹控制、井眼清洁措施进行有力结合取得了良好的现场应用实践。

在表层直井段，必须保证防斜打直，不碰和不窜，防止直井段偏离设计而占用了邻井位置，给后续施工带来一系列严重问题。采用海水钻进，“轻压吊打”方式，控制钻压0～2.5 t 以内（同时需控制钻进速度不超过50 m/h 为宜），顶驱转速不超过40 r/min（1.5°弯角电动机最大限制转速），钻井排量控制在3 200 L/min 左右，既能保证井眼打直，也能避免过大的水力冲刷对上层隔水导管鞋过度冲刷，造成不利影响。

在井深300 m 左右开始造斜，浅部地层松软，胶结和成岩性差，采用低钻压，小排量钻井参数进行定向和钻进，保证造斜的连贯性和井眼轨迹的平滑。控制排量不超过2 800 L/min，保持钻压控制在5 t～6 t，均匀送钻，机械钻速可达300 m/h～500 m/h，利用电动机采取整柱滑动钻进的方式，第一柱不进行倒划眼[5]，防止井眼扩大和造斜失败，保证钻具在浅部井段有足够的造斜率，基本均可实现3°/30m～4°/30m 的造斜率。

在成功造斜后，在后续造斜过程中，电动机滑动采用高钻压15 t～25 t，逐渐提高排量自3 200 L/min～4 500 L/min，选择勤滑多调的方式，保证连续造斜率不低于3°/30m，同时要充分利用地层的自然造斜趋势，旋转钻进顶驱转速不超过40 r/min，保证井眼轨迹平滑，既能保证最大化的提高钻进速度，也能保证造斜效果。每钻完一柱，上下划眼一遍，修整井壁破坏局部狗腿度过大的不规则井眼。

定向钻进过程中，钻遇砂砾岩层段，钻速有明显降低，同时钻具扭矩波动大，应适当降低钻井参数，防止该薄弱层坍塌造成井下事故。

5 快速钻井精准管理措施

针对表层钻井提速，在钻前组织现场各承包商领队及关键岗位，就该油田表层钻井作业提速进行宣贯，制定详细的提速方案，讨论现场各岗位应对管理措施并要求落实到位：

（1）各专业服务商领队要向本公司员工宣贯本井表层钻进作业目标及存在的风险，要求全部人员提高警惕，严格执行钻进岗位要求，避免麻痹大意。

（2）在钻进过程中，钻井各承包商与钻台及监督组时刻保持沟通通畅。

（3）钻进过程中，每一次井底垫稠搬土浆安排两名熟练人员导阀门，做到不停泵垫浆，减小井下沉砂卡钻风险。

（4）通过钻井过程中的磨合，不断提高钻台人员操作熟练程度，以最快速度接立柱，起下钻操作，带动了整个钻井过程中的工作节奏，所有工作有条不紊的开展。

（5）钻井总监及高级队长、定向井工程师在钻进过程中，保持钻台全程值班，保证制定的计划执行到位，对井下情况时刻掌握，并能立即根据预案在第一时间做出应对，防止因快出错，造成更大的损失。

6 现场应用效果

通过一系列技术创新和精准管理举措，在表层钻进过程中，做到作业前有清晰的方案，执行有效率，过程有监控，不足再改进的持续提升循环，取得了良好的管理实践。在惠州32-5/33-1 油田第一批次3 口井中的应用中，通过不断总结作业经验，优化作业流程和钻井工艺措施，作业组织实现精准管理。最终3 口井安全高效完成，3 口井ROP 均创区域最高，其中A4H 井深940 m，平均ROP：205.45 m/h 创造南海东部最高纪录，表层建井周期仅1.45 d（见表2）。

表2 惠州32-5/33-1 实钻数据表

图2 表层钻井提速学习曲线图

同等工作量对比工期提前设计50 %以上，对比邻近区域19 口井，在井深增加150 m 的前提下，平均ROP 提高110 %，表层建井周期平均降低33 %以上，取得了良好的现场技术和管理实践创新（见图2）。

7 结论及建议

7.1 结论

（1）通过优化井身结构、优选钻具组合使用φ406.4 mm牙轮钻头钻表层在提高钻井速度和井眼清洁效率的同时，也减小了井眼敞开面积和暴露时间，降低了井眼坍塌风险。

（2）本井利用高造斜率电动机和良好的钻井参数调整，结合现场实际进行实钻预测和调整，在表层井段钻井过程中，实现了理想的造斜率，达到了精确控制轨迹的目的。

（3）采用海水搬土浆替代以往的胍胶清洁井眼，有利于井壁稳定和井眼清洁，在操作过程中制定良好的计划并监控执行过程，确保落实到位，提高了钻井作业效率的同时，也避免了井下风险。

（4）将表层钻井提效进行系统分析，制定良好的作业计划和技术应对措施，并坚决执行，不断学习和改进，是提高作业效率实现精准提速和精确管理的基础。

（5）通过本油田3 口井表层快速钻井技术的成功实施，认为在南海东部表层井段制定针对性的技术和管理措施，能够大大提高海上表层钻井的速度和效率，保证作业安全高效，取得良好的经济效益。

7.2 建议

（1）表层钻进过程中，根据不同井段的风险制定针对性的作业控制措施是保证作业顺利高效的前提。

（2）在软地层初始造斜阶段，选取合适电动机弯角的同时，尽可能配合钻井参数以获得理想的造斜效果，确保万无一失，宁提前不落后。

（3）考虑后续的调整井作业需要，建议在开发井阶段取全取准轨迹数据，保证数据质量能更好的降低后续调整井作业风险。

（4）在表层钻井过程中，使用大弯角高造斜率电动机保证了造斜率，但同时也造成浅部井段局部狗腿度过大，需在后续作业中，重新评估钻具在此处的侧向力和疲劳损坏风险；另外也要能够在实钻过程中利用地层的自然造斜趋势，减少连续滑动钻进，尽最大可能保证井眼轨迹平滑，给后续起下钻及下套管作业打下良好的工程基础。