崖城13-1氣田高溫低壓大位移井鉆完井工藝

摘 要

摘要：為滿足氣田開發(fā)的需要，從2009年12月到2010年10月中海石油(中國)湛江分公司進(jìn)行了崖城13-1氣田4口調(diào)整井的鉆完井作業(yè)，實施這批調(diào)整井存在以下技術(shù)難點：①井深大、水平位移
摘要：為滿足氣田開發(fā)的需要，從2009年12月到2010年10月中海石油(中國)湛江分公司進(jìn)行了崖城13-1氣田4口調(diào)整井的鉆完井作業(yè)，實施這批調(diào)整井存在以下技術(shù)難點：①井深大、水平位移大、裸眼段長；②井底溫度高；③儲層孔隙壓力低；(D地質(zhì)情況較復(fù)雜；⑤海上模塊鉆機甲板面積狹小。為此，基于4口大位移調(diào)整井的實際鉆完井作業(yè)情況，結(jié)合相關(guān)理論研究和軟件計算，深入分析和總結(jié)了崖城13-1氣田高溫低壓大位移井鉆完井的技術(shù)特點與經(jīng)驗教訓(xùn)，主要研究與應(yīng)用成果包括：井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、井眼軌跡控制、井眼穩(wěn)定及井眼清潔、鉆井液體系優(yōu)選、高溫低壓作業(yè)措施、防磨降阻技術(shù)方案、下套管作業(yè)、鉆頭優(yōu)選選及連續(xù)油管誘噴等鉆完井工藝。結(jié)論認(rèn)為：該套鉆完井工藝具有堅實的理論基礎(chǔ)，經(jīng)過現(xiàn)場作業(yè)的檢驗并取得了良好的應(yīng)用效果，是國內(nèi)外開發(fā)高溫低壓油氣田中的一個成功案例，對后續(xù)類似油氣田的開發(fā)具有借鑒意義。
關(guān)鍵詞：崖城13-1氣田；高溫；低壓；大位移井；鉆井；完井；工藝
    崖城13-1氣田由于生產(chǎn)多年，儲層段孔隙壓力系數(shù)下降較多，產(chǎn)能也逐步下降；而下游用戶的用氣需求量還在不斷的增加。經(jīng)研究認(rèn)為：該氣田尚有一定的調(diào)整挖潛能力，據(jù)此于2009年底進(jìn)行了A9、A10、A12Sah和A15井等4口高溫低壓大位移調(diào)整井的鉆完井作業(yè)。
    該批調(diào)整井中，A10、A15井為新鉆井；A9井于1999年完成了Φ558.8mm井段和Φ444.5mm井段，本次作業(yè)完成Φ311.15mm井段及Φ215.9mm井段；A12Sah井為老井開窗側(cè)鉆，然后完成Φ215.9mm井段、Φ152.4mm井段。該項目于2009年12月23日開始作業(yè)，2010年10月3日鉆完井作業(yè)全部結(jié)束。
1 鉆完井技術(shù)難點
1.1 井深大、水平位移大、裸眼段長
    4口調(diào)整井平均井深為5526.90m，其中A10井井深為5760.00m；4口井平均水平位移為3560.71m，其中A12Sah井水平位移達(dá)3906.21m；4口井Φ311.15mm井段平均長度為2797.05m，其中A9井Φ311.15mm井段長度為3200.41m。上述特點給模塊鉆機設(shè)備作業(yè)帶來了巨大的挑戰(zhàn)，其中鉆井過程中頂驅(qū)持續(xù)輸出扭矩高達(dá)51.5～57.0kN·m，大鉤載荷高達(dá)300t。此外還存在諸多技術(shù)難題：長裸眼段可能導(dǎo)致井壁失穩(wěn)，套管磨損問題突出，井眼清潔及固相控制難度大，油基鉆井液要符合環(huán)保要求、巖屑處理難度大，海上模塊鉆機甲板面積狹小、下套管難度大等。
1.2 井底溫度高
    該氣田地溫梯度為3.95℃/100m，目的層段埋深大，井底溫度高，鉆井過程中實測最高井底靜止溫度達(dá)181℃，最高循環(huán)溫度為157℃，為中海油開發(fā)井井底溫度之最。高溫給鉆完井工程帶來了一系列難題和挑戰(zhàn)：井下工具的穩(wěn)定性、鉆完井液的高溫穩(wěn)定性、高溫井固井質(zhì)量的控制、循環(huán)系統(tǒng)的密封件耐高溫性能等。
1.3 儲層孔隙壓力低
    這批調(diào)整井基于老氣田挖潛所鉆，部分區(qū)塊的地層壓力下降較多，如A10、A12Sah和A15等3口井的儲層孔隙壓力系數(shù)衰竭較大，最低僅至0.44。儲層孔隙壓力下降導(dǎo)致地層漏失壓力/破裂壓力也隨之陡降，安全鉆井液密度窗口十分有限。因此，選用合適的鉆井液密度，對于保證井壁穩(wěn)定、防止壓漏地層、順利完成作業(yè)均至關(guān)重要。
1.4 地質(zhì)情況較復(fù)雜
   工區(qū)地質(zhì)情況較復(fù)雜，不僅目的層段地層壓力低，而且在梅山組存在異常高壓層，前期探井崖城13-1-4井及本次崖城13-1-A10井在梅山組鉆遇異常高壓層，壓力系數(shù)達(dá)1.56。隨著鉆井液密度的提高，鉆井液的各項性能特別是流變性直接影響著井下作業(yè)安全。
1.5 海上模塊鉆機甲板面積狹小
   由于海上鉆井平臺面積有限，無法實現(xiàn)Φ244.48mm套管的全部擺放，需要采用下Φ244.48mm套管出Φ339.73mm套管鞋前接循環(huán)頭循環(huán)，同時從拖輪吊剩余套管上平臺后下完全部套管的方案。該方案作業(yè)時間長，要求井眼具有良好的穩(wěn)定性，同時受天氣等因素影響較大，存在較多不確定因素。
2 鉆完井工藝研究與應(yīng)用
   為此，基于4口大位移調(diào)整井的實際鉆完井作業(yè)情況，結(jié)合相關(guān)研究成果[1～4]和軟件計算，深入分析和總結(jié)了崖城13-1氣田高溫低壓大位移井鉆完井的技術(shù)特點與經(jīng)驗教訓(xùn)，分述于下。
2.1 井眼軌跡及井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化
   崖城13-1氣田4口調(diào)整井開發(fā)的區(qū)塊各不相同，目的層位也不盡相同，各個區(qū)塊的構(gòu)造面積小及氣層目標(biāo)井段長，梅山組可能存在異常高壓，而目的層段地層壓力又急劇降低。這些因素都給井身結(jié)構(gòu)設(shè)計帶來了許多困難。因此，設(shè)計過程中與油氣藏地質(zhì)部門進(jìn)行了良好的溝通，針對各井開發(fā)層位的深度、含油氣面積以及油氣層厚度等特點，并結(jié)合鉆完井設(shè)備的能力進(jìn)行軌跡的設(shè)計及優(yōu)化。井身結(jié)構(gòu)設(shè)計要點如下：
   1) 提高造斜點至400m左右，同時盡量減小穩(wěn)斜角，避開45°井斜角對井眼清潔的影響，接近目的層段再根據(jù)地質(zhì)需要進(jìn)行二次造斜，直至中靶，爭取軌跡最優(yōu)化，減少總進(jìn)尺。
   2) 嚴(yán)格控制井眼造斜率，全井均控制在3°/30m以內(nèi)，避免狗腿度過大而帶來扭矩摩阻的增加，減少套管的磨損，確保鉆井過程中扭矩控制在可以接受的范圍內(nèi)。
   3) Φ339.73mm套管下至鶯黃組泥巖，確保蓋層套管鞋地層承壓能力系數(shù)大于1.65，滿足后續(xù)井段鉆梅山組可能存在的高壓層的要求；同時，Φ339.73mm套管選擇這樣的下入深度也減少了Φ311.15mm長裸眼段的壓力。
    4) Φ244.48mm套管下深盡量接近目的層，封固梅山組的泥巖段及三亞組的可疑水層，以較低的鉆井液密度進(jìn)行目的層段作業(yè)，在保證鉆完井作業(yè)安全的前提下加強儲層保護(hù)力度。
    5) 根據(jù)目的層段是否有水層來確定最終的完井方式，如有水層，則下入Φ177.8mm尾管固井、射孔完井；如無水層，則下入篩管、裸眼完井。
2.2 水力摩阻分析及鉆具優(yōu)選
    通過對鉆前的井下扭矩及摩阻分析計算，模擬出鉆進(jìn)扭矩控制在51.5～57.0kN·m，倒劃眼時達(dá)61.0kN·m，遠(yuǎn)超過了Φ127mm鉆桿的上扣扭矩，因此該項目采用全新的Φ149mm鉆桿，上扣扭矩可達(dá)46.8～76.6kN·m，以滿足作業(yè)要求。同時考慮到井深、作業(yè)周期長，鉆桿接頭與井壁或套管長時間接觸等特點，因此接頭耐磨帶選用TCS Titanium型材質(zhì)。該種材質(zhì)具有硬度大、磨損率小等諸多優(yōu)點，可以有效地減少鉆具接頭及套管磨損。
    崖城13-1氣田大位移井扭矩、摩阻控制的主要包括以下內(nèi)容：
    1) 優(yōu)選井下管柱及優(yōu)化鉆井參數(shù)，使管柱受力分布合理，避免發(fā)生螺旋彎曲及自鎖。
    2) 采用合適的油基鉆井液體系并調(diào)控各項性能，確保具有良好的潤滑性。
    3) 嚴(yán)格控制井眼軌跡，保證軌跡圓滑，避免出現(xiàn)較大的狗腿度，減少井下管柱與井眼的摩阻損耗。
    4) 采用高強度的Φ149mm鉆桿，保證高扭矩的安全輸出，采用了新型材質(zhì)的鉆桿接頭，減少鉆桿接頭及套管的磨損。
    5) 采用與Φ149mm鉆桿配套的減阻器，安放在造斜段，有效地降低鉆具在造斜段的高側(cè)向力，進(jìn)而達(dá)到減阻降磨的效果。
2.3 井眼軌跡控制
    崖城13-1氣田大位移井井眼軌跡控制措施可歸納為以下兩點：
    1) 使用井下動力馬達(dá)+牙輪鉆頭的組合，采用滑動+旋轉(zhuǎn)相結(jié)合的方式造斜，主要用于Φ444.5mm造斜段。
    2) 使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)(RSS導(dǎo)向系統(tǒng))+LWD隨鉆測井工具的組合，主要用于Φ311.15mm及Φ215.9mm井段。
    實鉆結(jié)果證明：大位移井淺部位使用馬達(dá)導(dǎo)向，可以獲得較高的造斜率并對軌跡進(jìn)行有效的調(diào)整；深層位利用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，可以充分發(fā)揮該系統(tǒng)的高轉(zhuǎn)速、大鉆壓的優(yōu)勢，獲取較高的機械鉆速。同時實現(xiàn)對井眼軌跡的良好控制。
2.4 鉆頭選型
    崖城13-1氣田大位移井獲得了較高的機械鉆速，選擇與定向系統(tǒng)匹配的鉆頭十分關(guān)鍵。調(diào)整井設(shè)計階段根據(jù)已鉆井的電測資料，對地層巖石的抗壓強度及內(nèi)摩擦角進(jìn)行了分析計算，根據(jù)計算結(jié)果對鉆頭進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計。實鉆結(jié)果表明，所選鉆頭具有較強的針對性，使用效果良好。
2.4.1Φ444.5mm井段鉆頭選型
    Φ444.5mm井段鉆遇第四系和鶯黃組上部地層，該段地層抗壓強度介于27.6～34.5MPa，內(nèi)摩擦角介于28°～32°，地層以泥巖為主，地層軟且較為均質(zhì)，本井段為造斜段，因此選用銑齒牙輪鉆頭(IADC代碼115)+馬達(dá)(1.15°彎角)組合，采取“滑動+旋轉(zhuǎn)”相結(jié)合的方式完成該井段作業(yè)。
2.4.2Φ311.15mm井段鉆頭選型
    Φ311.15mm井段面臨著井段長、作業(yè)時間長、地層跨度大、下部層位石灰質(zhì)含量高、二次造斜等諸多挑戰(zhàn)，鉆頭選型是否合理，關(guān)系到整口井的時效高低。本井段穿越鶯黃組下部、梅山組、三亞組(部分井缺失)地層，鶯黃組下部地層較為均質(zhì)，地層抗壓強度介于34.5～55.2MPa，內(nèi)摩擦角在35°以下，具有較好的可鉆性；梅山組地層埋深大，地層抗壓強度介于55.2～103.4MPa，部分層位石灰質(zhì)含量高，內(nèi)摩擦角介于36°～40°，對鉆頭的抗沖擊性及抗研磨性具有較高的要求(圖1)。
 

    本井段鉆頭選型的思路為：上部地層快速穿越，爭取一只鉆頭完成整個井段作業(yè)。因此選擇了19mm高強度聚晶金剛石復(fù)合片的6刀翼的胎體鉆頭，在關(guān)鍵部位肩部布加強后排齒，加強布齒密度，提高鉆頭的抗沖擊性及壽命；與之配合使用的旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具為指向式工具，因此采用了Φ311.15mm長保徑。實鉆證明，該井段鉆頭選型極為成功，在A9井中單只鉆頭鉆完了Φ311.15mm井段，進(jìn)尺達(dá)3200.41m。
2.4.3Φ215.9mm井段及Φ152.4mm井段鉆頭選型
    這兩個井段地層為陵水組砂巖與泥巖互層，部分層位含硬質(zhì)夾層，地層抗壓強度介于55.2～96.5MPa，內(nèi)摩擦角介于36°～40°，地層可鉆性較差，要求鉆頭具有較強的抗研磨性及抗沖擊性，確保鉆頭有較好的使用壽命(圖2)。
 

    該井段鉆頭選型思路與Φ311.12mm井段相類似，選用16mm高強度復(fù)合片的6刀翼胎體PDC鉆頭、肩部加強布齒。
    綜上，崖城13-1氣田大位移井鉆頭選型關(guān)鍵如下：
    1) 表層采用與馬達(dá)匹配的銑齒牙輪鉆頭，確保在滑動鉆進(jìn)中工具面穩(wěn)定，滿足造斜要求，同時力求較高的機械鉆速。
    2) Φ311.15mm、Φ215.9mm、Φ152.4mm井段，選擇與旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆具匹配的PDC鉆頭，采用高強度齒、加強布齒密度、關(guān)鍵部位布后備齒等措施保證了鉆頭的抗沖擊性及壽命，同時優(yōu)化鉆頭冠部形狀及布齒的后傾角，兼顧鉆頭攻擊性，以獲得較高的機械鉆速。
2.5 井壁穩(wěn)定性研究
2.5.1研究方法
   結(jié)合實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)及油氣藏數(shù)值模擬，研究該氣田開采后期儲層孔隙壓力的衰減變化規(guī)律，通過室內(nèi)試驗測定崖城13-1氣田地層力學(xué)特性及強度特征(圖3)，以及測井資料的分析處理，建立該氣田測井資料求取地層強度的經(jīng)驗?zāi)Ｐ停焕枚嗫讖椥越橘|(zhì)力學(xué)、巖石力學(xué)理論，建立井壁坍塌壓力及破裂壓力的計算模式，得出預(yù)鉆調(diào)整井地層孔隙壓力、坍塌壓力及破裂壓力剖面，為確定合理鉆井液密度及優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)提供科學(xué)依據(jù)。
 

2.5.2研究結(jié)果
    通過開展大位移井的井壁穩(wěn)定研究，得出了地層孔隙壓力、地應(yīng)力、地層強度、井壁穩(wěn)定性等規(guī)律，對預(yù)鉆調(diào)整井鉆井安全密度窗口進(jìn)行了計算，并對壓力衰減儲層段鉆井中滲漏壓力與滲漏速率進(jìn)行了分析，對鉆井液體系的選擇及性能的要求，井眼軌跡的調(diào)整、井身結(jié)構(gòu)的優(yōu)化等具有指導(dǎo)意義。
    1) 根據(jù)崖城13-1氣田斷層的走向，對該區(qū)塊的地應(yīng)力大小及分布規(guī)律進(jìn)行研究，得出了該氣田最大水平主應(yīng)力方位(N80°～90°E)，并得出了各個地層的水平最小主應(yīng)力、水平最大主應(yīng)力、上覆主應(yīng)力關(guān)系曲線。
   2 )利用前期探井取得的巖心，進(jìn)行地層強度規(guī)律研究，分析了地層單軸抗壓強度、黏聚力、內(nèi)摩擦角等各項關(guān)鍵參數(shù)并得出了崖城海域地層力學(xué)參數(shù)縱向分布規(guī)律。
    3) 開展了崖城13-1氣田的地層坍塌壓力、破裂壓力研究，并結(jié)合地層孔隙壓力下降較多的特定條件，對3條曲線進(jìn)行校正，為確定合理的鉆井液密度及井身結(jié)構(gòu)提供了基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。
    4) 通過井壁穩(wěn)定計算和分析，研究出了崖城13-1氣田的安全鉆井液密度窗口。
    5) 針對部分井目的層壓力已衰減嚴(yán)重的現(xiàn)狀，開展儲層漏失壓力與漏失速率預(yù)測研究，提出了鉆井液封堵性、泥餅濾失速度等方面的參考意見。
2.6 高溫低壓鉆完井液技術(shù)
2.6.1高溫低壓鉆完并液體系研究
    崖城13-1氣田前期作業(yè)中在Φ311.15mm井段、Φ215.9mm井段采用了VERSACLEAN油基鉆井液體系，在高溫條件下運用效果良好。該批調(diào)整井作業(yè)仍沿用該體系，不過與前期開發(fā)井不同，本次部分井地層壓力已衰減較多，需要在作業(yè)前開展針對實驗，以驗證VERSACLEAN油基鉆井液體系在高溫低壓條件下是否適用。
2.6.1.1 VERSACLEAN油基鉆井液配方試驗
    美國休斯頓M-I SWAC0試驗研究中心對提供的崖城13-1氣田5塊儲層巖心進(jìn)行了巖心分析，得出了陵水組孔喉分布特征，優(yōu)選得到VERSACLEAN油基鉆井液配方數(shù)據(jù)，配方基礎(chǔ)油選用白油，主乳和副乳分別為VERSAMUL和VERSACOAT，加入CaCl2控制體系活度，加入VERSATROL HT控制體系的降失水性能，用SEAL和CARB復(fù)配加強鉆井的封堵性能，LIME維護(hù)體系堿度。同時考慮到崖城13-1氣田的高溫特點，對上述配方鉆井液，在176℃溫度條件下進(jìn)行熱滾16h，鉆井液的流變性、高溫高壓失水、電穩(wěn)定性等均能基本滿足鉆井工程需要，說明VERSACLEAN油基鉆井液具有良好的高溫穩(wěn)定性。
2.6.1.2 高溫高壓濾失及侵入實驗
針對A12Sah井筒液柱壓力與地層壓力差別巨大的現(xiàn)狀，開展了VERSACLEAN油基鉆井液高溫高壓侵入評價試驗。侵入評價試驗壓差的確定：設(shè)計鉆井液密度介于0.95～1.0g/cm3，考慮鉆井過程中環(huán)空循環(huán)附加密度在0.1g/cm3左右，預(yù)計最大井底壓差約23.5MPa，故選擇試驗壓差為25.0MPa。
實驗結(jié)果表明：滲透率越高、侵入時間越長，油基鉆井液在高溫高壓差條件下的侵入深度越大，但侵入深度均小于2cm。分析認(rèn)為，由于VERSACLEAN油基鉆井液良好的封堵性及高溫穩(wěn)定性，在巖心表面形成一層致密的泥餅，具有良好的屏蔽暫堵效果，故鉆井液的侵入深度較小。
2.6.1.3 返排滲透率恢復(fù)實驗
    為評價VERSACLEAN油基鉆井液對地層的滲透率的影響程度，是否具有較好的儲層保護(hù)效果，開展了油基鉆井液侵入返排實驗，測得了滲透率的恢復(fù)值以及臨界返排壓力。
    實驗結(jié)果表明：臨界返排壓差均較低，并且在短時間內(nèi)滲透率恢復(fù)值即可達(dá)到較好的返排效果，證明了VERSACLEAN油基鉆井液在地層自然壓差條件下很容易返排成功。
    上述室內(nèi)評價試驗結(jié)果表明，VERSACLEAN油基鉆井液在陵水組三段儲層具有良好的屏蔽暫堵性能，鉆井過程中不存在漏失風(fēng)險，鉆井液侵入深度較小，臨界返排壓差較低，返排后的滲透率恢復(fù)值較高，具有良好的儲層保護(hù)效果。
2.6.2高溫低壓鉆完井液現(xiàn)場運用
    針對崖城13-1氣田大位移井兼具高溫、低壓、井底壓差高、井斜大、井底水平位移遠(yuǎn)等諸多難點，同時存在井漏、壓差卡鉆、井控及攜砂困難等諸多風(fēng)險，鉆井液技術(shù)方案針對性地采取了“以防為主，以堵為輔”的策略：在保證井壁穩(wěn)定的基礎(chǔ)上盡可能控制鉆井液密度及良好的流變性來降低壓差；加強鉆井液封堵性確保在井壁形成質(zhì)量好的泥餅，降低壓差卡鉆及井漏的風(fēng)險，進(jìn)而達(dá)到預(yù)防的目的；做好井漏等相應(yīng)應(yīng)急情況處理預(yù)案。
2.6.2.1 低密度鉆井液
根據(jù)各井儲層孔隙壓力情況及安全鉆井密度窗口，選擇密度合適的VERSACLEAN油基鉆井液。以A12Sah井為例，該井儲層段采用密度為0.95g/cm3高油水比油基鉆井液開鉆，隨著現(xiàn)場鉆井過程中屏蔽暫堵材料的不斷補充及鉆屑固相含量的增加，至該井段完鉆時鉆井液密度為0.99g/cm3(圖4)。

 
2.6.2.2 精細(xì)化操作
    選用合理的封堵材料，保證合適的濃度，控制高溫高壓失水2.5mL/30min，并在鉆井過程中以“細(xì)水長流”的方式不斷補充封堵材料，確保泥餅質(zhì)量良好。
    鉆井過程中通過控制起下鉆及開泵速度，井下靜止時間較長時采用分段循環(huán)等作業(yè)措施盡可能地減少激動壓力，避免井漏等復(fù)雜情況的發(fā)生。
2.6.2.3 井漏應(yīng)急預(yù)案
    各井低壓儲層井段開鉆前，預(yù)先配制15m3的高濃度堵漏漿：開鉆鉆井液+0.5%Vinseal F+2%G-Seal+6%CaC03。在鉆井過程中，若一旦井下發(fā)生超過8m3/h的漏失，立即停鉆并上提鉆具至安全位置，將堵漏漿打入至井底后觀察漏失情況，再制訂相應(yīng)的堵漏措施及鉆井液處理方案。
2.6.2.4 不破膠完井液方案
    采用不破膠完井液方案——在儲層段保留油基鉆井液作為完井液，在上層技術(shù)套管內(nèi)使用水基防腐液，配方為過濾鉆井水或鹽水(密度和完鉆時鉆井液密度一致)+0.35L/m30S-1L+0.8L/m3HKD-1+13L/m3 CONQOR 303A。
    上述方案的實施確保了整個鉆完井作業(yè)期間儲層段鉆完井液體系的連續(xù)性，同時避免了常規(guī)作業(yè)破膠時儲層可能出現(xiàn)的漏失情況，確保了項目作業(yè)的安全實施及儲層保護(hù)效果。
2.6.2.5 運用效果
    井眼凈化效果：VERSACLEAN油基鉆井液動切力高，剪切稀釋效果好，在低YP值下仍有較高的靜止懸浮能力，井眼凈化效果良好，本井鉆井、起下鉆及下套管等作業(yè)均十分順利。
    降低摩阻效果：VERSACLEAN油基鉆井液配合G-Seal(石墨)的潤滑效果良好，有效地降低了鉆井時的扭矩，降低了鉆井作業(yè)風(fēng)險。
    儲層保護(hù)效果：根據(jù)A12Sah井投產(chǎn)后測得的儲層孔隙壓力當(dāng)量密度為0.47g/cm3，而實鉆最大井底ECD值為1.05g/cm3，對應(yīng)井底壓差高達(dá)21.5MPa。在如此高壓差的情況下進(jìn)行鉆井作業(yè)，未出現(xiàn)任何井下漏失和壓差卡鉆等復(fù)雜情況，后續(xù)完井返排啟動壓差小于2MPa，投產(chǎn)產(chǎn)量超過了0DP配產(chǎn)預(yù)期，說明采用的VERSACLEAN鉆井液體系對超低壓儲層的保護(hù)效果良好。
2.7 下套管工藝
崖城13-1氣田模塊鉆機甲板面積狹小，Φ311.15mm井段長，下Φ244.48mm套管面臨不能一次性將所有套管吊上平臺的困難，因此必須先下套管至出Φ339.73mm套管鞋前，接循環(huán)頭循環(huán)鉆井液，同時吊剩余套管至平臺，準(zhǔn)備就緒后再下入Φ244.48mm套管。下套管較常規(guī)時間長10～15h，因此對井壁穩(wěn)定及井眼通暢提出了更高的要求，面臨著套管遇阻或下不到位的風(fēng)險。鑒于此，在鉆進(jìn)至下套管深度后對鉆井液進(jìn)行調(diào)整，加強其潤滑性并改善泥質(zhì)量，最后進(jìn)行短起下鉆通暢井眼。地面做好準(zhǔn)備工作，“無縫銜接”，大位移井Φ244.48mm套管的順利下到位。
2.8 完井返排工藝
2.8.1完井方式
A10、A15井目的層段出現(xiàn)水層，采用下入Φ177.8mm尾管固井、射孔完井；A10、A12Sah井目的層未出現(xiàn)水層，采用下入打孔管方式完井。
2.8.2射孔方式
射孔生產(chǎn)聯(lián)作管柱的應(yīng)用，成功實現(xiàn)一趟管柱射孔后轉(zhuǎn)入生產(chǎn)，提高了作業(yè)時效。
2.8.3連續(xù)油管氣舉
A12Sah井地層壓力低至0.47，下入Φ44.45mm連續(xù)油管至3200m成功舉活2口井，連續(xù)油管的下深也創(chuàng)造了中海油南海西部公司的新紀(jì)錄。
2.8.4開并排液
由于模妥鉆機面積狹小，充分利用生產(chǎn)平臺油氣分離器成功完成了該作業(yè)。
3 結(jié)論
    1) 通過科學(xué)論證、嚴(yán)謹(jǐn)設(shè)計及現(xiàn)場的精心施工，成功完成了崖城13-1氣田高溫低壓4口大位移井鉆完井作業(yè)，技術(shù)和經(jīng)濟指標(biāo)均達(dá)到預(yù)期。
    2) 崖城13-1氣田儲層壓力衰竭后的井壁穩(wěn)定性研究，為確定合理的井身結(jié)構(gòu)和安全鉆井液窗口提供了重要的參考依據(jù)。
    3) VERSACLEAN油基鉆井液體系模擬高溫低壓條件配方優(yōu)選試驗及評價試驗，為項目高溫低壓井的順利實施奠定了基礎(chǔ)。
    4) 推進(jìn)了一系列新技術(shù)及新設(shè)備的應(yīng)行。如新型高溫旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)RSS工具在國內(nèi)首次成功應(yīng)用并創(chuàng)下了單趟進(jìn)尺3188.40mm的成績。
    5) 崖城13-1-A12Sah井和A15井儲層壓力系數(shù)分別僅0.47、0.44，是目前國內(nèi)外鉆完井作業(yè)中有文獻(xiàn)可查的地層孔隙壓力最低的井，該井的成功完成，為后續(xù)類似低壓油氣田的開發(fā)提供了借鑒。
參考文獻(xiàn)
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(本文作者：管申 李磊 鹿傳世 方滿宗 黃熠 中海石油(中國)有限公司湛江分公司)