深水钻完井工程设计要点分析

深海区域是全球油气资源最主要的接替领域之一，我国的深海油气资源储量巨大，特别是南海海域是世界四大油气聚集地之一，其中深水区石油地质储量估计超过210亿吨。

深水钻完井工程设计是深海区块现场施工的指南和重要技术依据，如何科学有效地开展深水钻完井工程设计，已经成为一个亟待解决的重要课题，它与深水钻完井技术及装备的研发处于同等重要的地位。采用先进的设计理念及手段，完成一份高质量的深水钻完井设计方案，应该以现代海洋钻完井工艺为基础，以石油与天然气行业标准规范为准则，根据深水地质和储层特点，以保证钻完井工程质量，保护海洋环境，实现良好的经济效益为目的。近年来，国内开展了大量的海洋深水钻完井工程研究工作，但绝大多数都以具体的工程技术评价和设备工具分析为主，多数是对某个设计部分的研究，如井身结构设计、喷射下导管作业设计、井控设计、钻井液设计等，针对深水钻完井设计方法及流程开展的研究较少。

1 深水钻完井设计难点

深水钻完井作业工况的复杂性及危险性，决定了其钻完井工程的设计与陆上以及浅水区大不相同，主要包括以下设计难点：

1）如何应对恶劣的海洋作业环境。深水油气田开发受海流、波浪、水温的影响更大，对钻井船型、隔水管系统、井控装置等均提出了更加苛刻的技术要求。以南海某深水油田为例，其表层水温最高可达30℃，而近地层水温一般为2~6℃，海域主浪方向浪高可达5m以上，主流方向流速最高可达70cm/s。

2）如何控制浅层气、浅层流以及水合物的影响。从设计层面来看，合理的井身结构、充分的井控措施、针对性的钻井液配方都是深水钻完井设计工作中必须予以考虑的因素。

3）如何应对井壁失稳、地层出砂以及增产稳产等问题。由于深水区块的地层孔隙压力梯度和破裂压力梯度间余量很小，地层欠压实，胶结性差，岩层易膨胀、分散，导致地层失稳的可能性较大。深水作业费用昂贵，油气井出砂对于深水开发项目来说更是不可接受的，因此，严格防砂是目前国内外深水完井的普遍共识。这些问题都必须在井身结构设计、钻井液设计、固井设计中予以考虑。

4）如何有效控制成本、提高作业效率。深海油气田的投资风险巨大，高昂的成本是制约其开发的主要因素。要实现深水油气田的商业化开采，必须合理控制各个环节的作业成本。以“海洋石油981”为例，其综合日费用超过了100万美元，设计高效的作业方式也成为了成本控制的必然选择。深水作业工况的复杂性对于设备的大型化、智能化、作业自动化提出了新的要求，也导致了设备采购成本的居高不下。因此，钻完井设备的优选和作业方式的优选是紧密贯穿于整个深水钻完井工程设计之中的。

2 深水钻完井设计流程及特点

众多设计难点，客观上对深水钻完井工程的设计提出了更加苛刻的要求。在设计工作正式开展以前，必须进行海底调查和土质调查，调查报告书内容通常包括作业概况、现场作业工况、地质灾害评价与分析等。

邻近井的地质情况、测井资料、取心资料等是设计前分析学习的另一个重要内容，虽然邻井的设计资料可以作为重要参考，但是又必须根据其钻完井日报等存在的问题进行一定调整，避免事故重复发生。 

典型的深水钻完井设计流程如图1所示，其大致内容和一般海洋钻完井工程设计是相同的。其中，HSE设计与施工程序设计应基本贯穿于整个设计过程之中，井身结构的设计必须考虑完井及弃井作业的要求。但是，如果考虑到深水钻完井工程设计中所存在的技术难点，其各个部分的设计思路又存在诸多不同，主要包括以下几个方面：

1）井眼轨迹设计通常必须考虑丛式井防碰以及后期井网加密的要求。

2）所设计的井身结构应该尽量简洁，避免过多的开次，并保证对浅层段的有效封隔。

3）所设计工作液必须能有效应对水合物、低温环境、井壁稳定性差等问题。

4）为应对可能发生的井漏、井喷等问题，应避免选择结构复杂的井下工具，并配置机械钻速较高的钻头。

5）井控部分必须设计浅层气井控措施，选择合适的水下井控设备。

6）固井设计必须解决低温、浅层水￣气流动、松软地层、异常高压砂层、高昂的深水钻井装置租赁费用等问题，减少侯凝时间。

7）完井工艺设计必须重点考虑井壁稳定性及防砂要求并适当提高单井产量。

8）钻井平台、隔水管系统、定位系统等的设计必须与钻完井方案相配套。

由于深水钻完井工程设计的工作量巨大，本文只选取设计中的关键部分进行介绍。

3 深水钻完井设计案列分析

以南海某深水油田的钻完井设计方案为例，进行深水钻完井设计关键技术的分析。该油田区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏，区域水深1350～1525m。主力含油层系为古近系C2组CPEDC3段，地层厚度204.5～746.5m，岩性以巨厚层浅灰色、褐灰色泥岩为主。其泥线以下200m左右存在浅层气，储层段均存在井漏、井喷风险。根据现有的实验及测量数据，并利用M-C井眼失稳破坏准则计算地层坍塌压力，预测钻遇地层三压力剖面如图2所示。 

3.1 井眼轨迹及井身结构设计分析

由于深水油气田开发多采用丛式井技术，所以，这里主要介绍丛式井设计的思路。所设计丛式井为3口定向井Y-1，Y-2，Y-3，在已知各井靶点及中心井的情况下，该丛式井采用直线型槽口布置。根据尽量减少三维井和高水垂比井的原则，井眼轨迹采用3段式。设计造斜率为2.5°/30m，符合2.1°/30m~4.8°/30m的丛式井造斜率范围。

选取造斜点时，各井造斜点错开超过30m。由于受海上平台空间的限制，在丛式井特别是加密调整钻井过程中，必须进行各井的防碰扫描以及制定井眼轨迹控制计划。推荐采用国外专业的传感器信号处理软件，以给出准确的防碰预警信息。所设计丛式井的井眼轨迹如图3所示。 

考虑到深水作业的特点，丛式井井身结构也应尽量简化，避免因参数选择过于保守而增加套管层次。

深水钻井套管的下入层次及深度通常采用自上而下的设计方法，可以为深部井段留有备用套管或为下深留有一定的余量。为了与防喷器组配合，通常限制表层套管的尺寸为508.00mm，防喷器组上接533.40mm隔水管。各段必封点的设置必须考虑易漏易垮地层以及浅层地质灾害的影响，这也是第1必封点选择泥线以下200m左右的原因。此外，深水钻井导管段多采用914.40mm套管，通过喷射法下入，无需进行固井，从而减少作业时间。所设计的3口丛式井的井身结构基本类似，均为三开，其中Y-1井的井身结构设计如图4所示。 
3.2 工作液设计分析

这里的深水钻完井工作液主要是指钻井液和完井液，以钻井液的性能指标为例，就多达40余项。因此，必须选择出10余项主要指标进行钻井液体系、钻井液配方以及钻井液处理及维护的设计和优选。

考虑到深水钻井液设计存在低温、钻井液用量大、井眼清洗困难以及水合物等问题，在考虑密度、漏斗黏度、pH值等指标的基础上，所设计的钻井液还必须减少胶凝现象的发生、对水合物生成具有抑制性以及较高的携岩能力。

同时，钻井液还必须与储层矿物及流体相匹配。由于作业区块的储层为中等偏强水敏以及中等偏强酸敏，最终设计导管及一开井段选择水基钻井液体系，二开及三开选择油基钻井液体系，具体配方见表1。
此外，深水钻完井工作液的设计更要注重对海洋环境的保护，特别是钻井液中的油类、各种有机物、无机盐、重金属离子等都会对海洋环境造成污染和破坏。含油污染物不能直接排入海中，要运回陆地处理；水基污染物排放应为无毒排放，必须处理合格；最好能使用钻井污水、钻屑和废弃钻井液可直接排入海洋且无毒、可生物降解的钻井液体系。 

完井液的设计除了必须满足完井液常规性能（平衡地层压力、携带及悬浮固相颗粒、良好的防蚀性能）外，还应包括以下2个属性：1）在低泥线温度与高水压下，抑制完井液结晶及水合物生成；2）优异的配伍性，包括与地层水、储层产物、管线控制液、甲醇等注入化学药品以及地层岩石的配伍。

最终设计采用的是过滤后的海水＋缓蚀剂＋CaCl₂的清洁盐水完井液体系。该体系不含固相，对储层损害小、密度可调范围广、对水敏矿物具有强抑制性。

3.3 钻柱及钻具组合设计分析

由于深水作业费用昂贵，优选钻柱及钻具组合，提高钻井效率就显得尤为重要。特别是深水作业面临井喷、井漏的复杂地层的概率更加频繁，应尽量简化钻具组合，避免使用结构复杂的井下工具，如涡轮、螺杆等。

Y-1井直井段钻具组合设计采用钟摆钻具组合，其技术要点主要是保证直井段防斜打直打快，在钻进过程中，选择合理的排量、转速及钻压吊打钻进，确保井段打直。该井造斜段采用弯螺杆钻具滑动钻进增斜，稳斜段使用弯螺杆+PDC钻头复合钻进，直至中靶（见表2）。 

由于Y-2及Y-3井的井身结构及井眼轨迹与Y-1井基本类似，为了提高作业效率，应采用相同型号的钻具组合进行批次钻进。此外，还可根据实际情况由现场技术人员对钻具组合及钻井参数进行合理调整。

3.4 造斜段及稳斜段的钻柱受力分析

钻具组合设计完成后，通常还需要进行造斜段及稳斜段的钻柱受力分析。Y-1井三开稳斜段的钻柱受力分析结果见图5和图6。 

此外，钻井参数的设计和钻具组合的设计最好能综合考虑，从而更加有效合理地利用水力能量，提高破岩能力和携屑效率，以便提高钻速。 

3.5 井控工艺设计分析

在常规井控设计的基础上，深水井控设计还必须解决地层压力窗口窄、溢流和井漏监测难度大、压井难度大、三浅地质灾害频发等问题，需制定出相应的溢流处理、压井作业以及浅层气井控措施。由于难以准确预测浅层气的发生，发生时反应时间短，且地层薄弱，不宜关井，所以浅层气流的处理应遵循分流放喷的原则，分流无效时再泵入压井液进行处理。

深水钻井必须采用水下井口装置才能及时有效地进行压力控制。应根据作业水深、海床处的土壤性质、地层情况、作业平台及BOP情况等进行水下井口装置设计，以满足该井在实施作业过程中抗弯能力和抗压能力。主要包括对水下井口头、防喷器组、阻流/压井管汇以及钻柱内防喷器的设计。应选择配置大尺寸、超高压、多功能的水下防喷器组，所选择阻流管汇内径不得小于压井管汇。此外，在深水钻井中最好采用电液控制模式的水下防喷器组。考虑水合物生成的风险以及快速循环出溢流的需求，推荐采用司钻法压井。

3.6 固井及完井工艺设计分析

与常规固井相比，深水固井（特别是表层段）需要考虑候凝时间、低温水-气窜、水泥浆密度低以及密度窗口窄、井眼环空间隙大、井眼不规则、顶替效率差等因素的影响。在保证固井质量和安全的前提下，必须尽量缩短固井时间。所设计的一开低密度水泥浆体系为：“G”级水泥+65.0%海水+10.0%细水泥+0.5%防气窜剂LY-1+1.0%膨胀剂+0.5%降滤失剂+1.0%分散剂+0.5%缓凝剂+0.5%消泡剂+0.5%高抑制水稳定剂。各层套管注水泥参数设计见表3。 

除了水泥浆设计，固井工艺设计还必须进行套管柱及套管串设计，并进行套管柱强度校核。在进行套管柱强度的校核时必须采用合理的摩阻系数和安全系数来进行计算。图7为技术套管三轴强度校核结果。 

深水完井对于井壁稳定性以及防砂方案制定的要求都更加严苛，这是由深水油气田高昂的修井成本的客观现实决定的。但是，防砂设计还应该遵循适度防砂的理念，允许部分地层砂产出，避免对近井地带通道的堵塞。在进行防砂设计前，首先需要对是否出砂进行预测，并判断出砂机理。其设计主要通过B指数法和斯伦贝谢法进行出砂预测，图8为B指数法出砂预测结果。从图中可以看出，B指数远小于临界值，所以地层出砂可能性较大，必须采用防砂完井方式。 

井壁稳定性分析应根据储层段相关力学性能参数进行坐标变换，以得到井壁处的主应力值。根据Mohr Coulomb（M-C强度）准则判断，储层岩石剪切强度小于井壁岩石的最大剪切应力，即τ<τ_max，表明在开采过程中会发生井壁不稳定，必须采用支撑井壁的完井方式。储层段的井周应力分布见图9（其中，σ_θ，σ_z分别为周应力和轴向应力）。 

完井方式的优选还需要考虑区块的产层类型、胶结程度、均质性、底水或气顶的有无，以及是否需要采取增产措施等。由于储层段无底水，最终设计采用了支撑强度大、初期产量高的管内压裂砾石充填完井方式。完井作业设计可以采用射孔-压裂充填一趟完井管柱，对各井进行批次完井作业，从而减少作业时间，提高工作效率。

深水钻完井工程设计是一项复杂而繁琐的工作，它还有其他区别于一般钻完井工程设计的部分。比如弃井作业的设计、船型及定位方式选择、防台风要求与应对措施设计等。此外，深水钻完井工程设计还广泛采用危险点源分析法，进行作业子过程中的风险识别。由于篇幅所限，这里不再探讨。

4 结束语

深水钻完井工程设计的基本流程与普通钻完井设计类似，但每个部分的设计内容都存在一定差异。开发井大多采用丛式井，因此，必须进行井眼轨迹的优化及防碰设计。深水钻井井身结构的设计应尽量简化，钻柱及钻具组合设计也如此，以便于采用批次化钻井作业。钻井液的设计难点众多，尤其应注意水合物的生成及海洋环境保护的要求。深水井控措施的制定应更加严格和具体，特别是浅层气喷发应急措施的制定。工艺设计必须要重点考虑储层井壁的稳定性以及防砂措施，推荐采用批次作业和一趟完井管柱，以降低作业成本。

版权声明|来源：《断块油气田》；作者：许定江等；版权归原作者所有。

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