巴西深水鹽下鉆完井配套技術與降本增效措施

何保生 張欽岳

（中海石油巴西有限公司 巴西里約熱內(nèi)盧 22100000）

巴西深水鹽下鉆完井配套技術與降本增效措施

何保生 張欽岳

（中海石油巴西有限公司 巴西里約熱內(nèi)盧 22100000）

自2006年巴西超深水海域發(fā)現(xiàn)巨型鹽下油田以來，深水鹽下鉆完井技術取得了顯著進步。本文總結(jié)了巴西深水鹽下鉆完井面臨巨厚鹽巖層蠕動危害大、灰?guī)r儲層漏失嚴重、地層可鉆性差、超深水鉆井裝備可靠性及應急管理挑戰(zhàn)、巨厚儲層完井嚴重漏失等難題，闡述了鹽層段安全鉆井及套管設計、控制壓力鉆井技術、鉆井工具及工藝優(yōu)化提高鉆速技術、深水應急專項技術、大尺寸智能完井技術等深水鹽下鉆完井配套技術，并梳理了深水鹽下L油田降本增效舉措，最后展望了超深水無隔水管鉆井、完井管柱濕式解脫工具、混合式智能完井控制系統(tǒng)等深水鹽下鉆完井新技術，以期為國內(nèi)深水油氣田鉆完井技術發(fā)展提供借鑒。

巴西；深水；鹽下鉆完井；技術挑戰(zhàn)；配套技術；降本增效；L油田

巴西深水海域蘊藏著極為豐富的油氣資源，自20世紀80年代開始從事深水油氣田的開發(fā)生產(chǎn)，與墨西哥灣、西非并稱深水油氣田開發(fā)的“金三角”。2006年巴西國家石油公司在桑托斯盆地BM－S－11區(qū)塊鉆探的Tupi井獲得了首個鹽下灰?guī)r儲層的商業(yè)發(fā)現(xiàn)，從此揭開了巴西超深水海域鹽下油田的大規(guī)?？碧胶烷_發(fā)進程［1］。巴西鹽下油田主要分布在桑托斯盆地和坎帕斯盆地，該類油田的典型特點包括：儲層埋深較大，普遍位于海平面以下5 000～7 000 m；儲層之上分布厚層鹽巖蓋層，鹽層厚度超過2 000 m；水深約2 000 m，且離岸遠（200～300 km）；儲層厚度大（100～500 m），油田整裝，儲量大（10億桶以上）；單井產(chǎn)能大，最高日產(chǎn)原油可達5萬桶；油品佳但氣油比高，溶解氣高含CO2等。截至2016年底，巴西鹽下油田已有11艘浮式生產(chǎn)儲油輪投入生產(chǎn)，原油日產(chǎn)量已達120萬桶［2］；巴西國家石油公司在鹽下區(qū)域的鉆井數(shù)已達220口，完井124口［3］。本文重點介紹了巴西深水鹽下鉆完井面臨的技術挑戰(zhàn)及采取的配套技術，以L油田為例介紹了巴西深水鹽下鉆完井降本增效措施，探討了深水鹽下鉆完井新技術發(fā)展方向，以期為我國深水油氣田鉆完井技術發(fā)展提供借鑒。

1 巴西深水鹽下鉆完井技術挑戰(zhàn)

巴西深水鹽下鉆完井普遍面臨著惡劣海洋環(huán)境、海底低溫高壓、窄壓力窗口、淺層地質(zhì)風險、作業(yè)成本高等嚴峻挑戰(zhàn)。在該區(qū)域鉆探的第一口“野貓井”鉆井周期達469 d，這也體現(xiàn)出了在該區(qū)域鉆井面臨的其他巨大挑戰(zhàn)，如巨厚鹽巖層蠕動危害大、儲層嚴重漏失及儲層可鉆性極低等。同時，因單井產(chǎn)能高且需要智能完井實現(xiàn)選擇性生產(chǎn)，通常需要采用φ244．475 mm套管完井。巴西深水鹽下鉆完井面臨的技術挑戰(zhàn)具體體現(xiàn)在以下幾個方面。

1．1 巨厚鹽巖層蠕動危害大

巴西深水鹽下油田地質(zhì)剖面中均包含數(shù)百米到3 000 m的厚層鹽巖層，該地層大概形成在160 Ma前南美大陸與非洲大陸分離的階段，為其下部微生物灰?guī)r儲層提供了良好的蓋層。

巴西鹽層的主要成分是巖鹽，另外還包括硬石膏、光鹵石及鉀鹽等，其中光鹵石的蠕動性能最好，對鉆完井的影響和危害也最大，而巖鹽在深層溫度升高時也具有一定蠕動特性。鹽層蠕動導致鉆進階段極易發(fā)生憋卡事故，且隨著深層溫度升高，鹽層的蠕動性增強。初期階段并沒有很好的模型和工具對不同鹽層的蠕動速率等參數(shù)進行有效模擬和監(jiān)測，導致鉆井液密度的精確選取也變得非常困難。同時，鹽層的蠕動對套管強度和固井質(zhì)量也提出了很高的要求。

1．2 灰?guī)r儲層嚴重漏失

鉆井液漏失是鉆井作業(yè)中常見的挑戰(zhàn)之一，但巴西鹽下灰?guī)r儲層由于天然發(fā)育的裂縫及孔洞結(jié)構(gòu)，自鉆探鹽下第一口井開始就受到嚴重漏失甚至是完全漏失的困擾。據(jù)粗略統(tǒng)計，該地域至少1／3的井存在漏失或嚴重漏失的問題。例如，2016年L油田完成的某井在使用控壓鉆井裝置的情況下仍在儲層鉆進期間漏失超過2萬桶油基鉆井液，該井在利用常規(guī)堵漏方式無效的情況下最終采取了在儲層裸眼段全封水泥再鉆開的方法。2013年桑托斯盆地某井鉆探儲層期間漏失油基鉆井液超過7 150 m3，僅用于堵漏作業(yè)的時間超過2 d；深水鹽下區(qū)塊鉆探初期某些井因為嚴重漏失且堵漏無效不得不臨時棄井，須待相關鉆井技術成熟后再重入井眼。

儲層嚴重漏失同時給生產(chǎn)套管的固井帶來很大挑戰(zhàn)，如何保證管外水泥達到設計返高和固井質(zhì)量成為難題。嚴重漏失帶來的典型負面影響包括鉆井成本因鉆井液損失而升高、鉆機作業(yè)時間延長、儲層污染、影響層間封隔效果及增加井控風險等，更嚴重的可能會導致井眼報廢。

1．3 地層可鉆性差

巴西深水鹽下儲層段的巖性主要是灰?guī)r，其中根據(jù)區(qū)塊的不同分布有微生物灰?guī)r和介殼灰?guī)r等，兩者的可鉆性均比較差且研磨性強，平均機械鉆速在1～2 m／h，若采用常規(guī)鉆頭則需要多趟鉆才能鉆至設計完鉆深度。另外，近幾年在鹽下桑托斯盆地發(fā)現(xiàn)較多火山巖分布，如L油田目前已鉆井中有半數(shù)以上在鹽底或儲層中出現(xiàn)火山巖，該類巖石的可鉆性也非常有挑戰(zhàn)性。

地層可鉆性差的挑戰(zhàn)還出現(xiàn)在鹽上地層的鉆進中。以L油田為例，多口井在二開無隔水管鉆進φ711．2 mm井眼時出現(xiàn)嚴重的憋卡、井壁不穩(wěn)，無法鉆達設計井段深度，不得不啟用備用擴眼井段即φ463．55 mm×φ558．8 mm 井眼和備用φ457．2 mm尾管。部分鹽上地層處于較老的白堊系，且存在頻繁的砂泥巖互層，研磨性強且可鉆性差，進行擴眼作業(yè)的挑戰(zhàn)同樣很大，在如此大尺寸井眼中擴眼作業(yè)常導致井下工具震動嚴重甚至工具失效等。如L油田某井僅此一擴眼井段使用了8趟擴眼鉆具、嘗試了業(yè)內(nèi)各種擴眼器效果并不理想，最終導致此單一井段鉆進耗時長達70 d。

1．4 超深水鉆井裝備可靠性及應急管理挑戰(zhàn)

1．4．1 超深水鉆井裝備可靠性挑戰(zhàn)

巴西深水鹽下區(qū)塊平均水深普遍在1 900～2 400 m左右的超深水范圍，這就要求在該區(qū)域的鉆完井作業(yè)需使用業(yè)內(nèi)最高端的第六代深水平臺及少數(shù)第五代深水平臺來進行，尤其是在深水鹽下油田發(fā)現(xiàn)的初期，這對鉆完井裝備資源可靠性及作業(yè)團隊的管理水平均提出了嚴峻挑戰(zhàn)。巴西深水鹽下一系列巨型油田的陸續(xù)發(fā)現(xiàn)，也掀起了全球深水鉆井裝備建造業(yè)的新一輪狂潮。根據(jù)ODS－Petrodata鉆機數(shù)據(jù)庫資料，2013年底全球具備8 000 ft（1 ft＝0．304 8 m）水深以上作業(yè)能力的深水浮式鉆機數(shù)量為106臺，其中在巴西海域作業(yè)的達到29臺，這29臺中絕大多數(shù)都在深水鹽下區(qū)塊作業(yè)。

2014年底L油田某井使用一超深水DP3動力定位鉆井船鉆井期間，在鉆進儲層井段時平臺突然出現(xiàn)部分斷電，6 min后全船失電，平臺定位系統(tǒng)完全失去控制，平臺開始在風、浪、海流的自然力推動下自由漂移。平臺全船失電8 min后，平臺漂移至DP紅圈警戒線，觸發(fā)應急解脫，防噴器下剪切閘板成功剪切井內(nèi)φ149．225 mm鉆桿，同時防噴器上部隔水管總成解脫成功。但是該事故發(fā)生后5 h平臺才恢復動力，至此平臺已漂移超過9 km。值得慶幸的是，事故發(fā)生時平臺附近海域并無其他生產(chǎn)設施或其他平臺作業(yè)，否則后果不堪設想。該事故處理耗時超過22 d，損失費用近2 000萬美元。通過此事故發(fā)現(xiàn)了該平臺電力管理系統(tǒng)存在的部分邏輯缺陷，同時操船人員在應急情況下對故障的識別及處置能力也有欠缺。

1．4．2 深水鉆井井控應急管理挑戰(zhàn)

巴西深水鹽下儲層具有厚度大、物性好的特點，同時儲層流體氣油比較高，儲層壓力系數(shù)約為1．2，油井初期均采用自噴生產(chǎn)且產(chǎn)能高，一旦發(fā)生井噴失控，結(jié)果將是災難性的。以L油田為例，如果發(fā)生井噴失控，在敞噴條件下每天噴出原油超過30萬桶，如果被迫采用救援井壓井方案，則需要2口救援井同時壓井作業(yè)，因此做好一級井控是巴西深水鹽下鉆井作業(yè)的關鍵。目前巴西國家石油公司的救援井設計主要考慮救援井的井身軌跡、與事故井的探測及聯(lián)通點選擇、壓井模擬計算等3部分，相關的救援井資源及裝備均由巴西國家石油公司整體策劃。1．5 巨厚儲層完井漏失嚴重

巴西深水鹽下完井最大的挑戰(zhàn)仍然是射孔后或裸眼完井的儲層嚴重漏失問題，井內(nèi)泵入大量的堵漏材料及完井液漏失或多或少會對儲層造成損害，而且在有些井中常規(guī)的堵漏方法無法起到預期效果，在嚴重漏失的井中下入完井管柱實際操作難度很大，且需承擔較高的井控風險。

鹽下油田儲層普遍厚度大，如L油田某井儲層凈厚度超過400 m，且儲層連續(xù)、物性好、單井產(chǎn)能大，很多情況下需要使用φ168．275 mm或φ139．7 mm油管進行生產(chǎn)。同時為了控制厚儲層生產(chǎn)期間的注入氣／水錐進，維持油藏壓力，提高油田最終采收率，需進行分層開采和氣／水注入。為了降低超深水鹽下油田修井作業(yè)數(shù)量和頻率，完井設備的可靠性及具備遠程控制每層流動的能力至關重要。

另外，巴西深水鹽下儲層普遍含有CO2等酸性氣體。以L油田為例，其地層流體中含有體積約44%的CO2和一定量的H2S，這對生產(chǎn)油、套管材質(zhì)都提出了很大挑戰(zhàn)，模擬選材研究表明僅有超級雙相不銹鋼這種特殊材質(zhì)才能滿足生產(chǎn)要求。而全球能生產(chǎn)此材質(zhì)油套管的廠家非常少，交貨周期也通常長達一年半之久。

2 巴西深水鹽下鉆完井配套技術

為解決上述提到的深水鹽下鉆完井技術挑戰(zhàn)，巴西國家石油公司投入大量的科研人力、資金與業(yè)界研發(fā)機構(gòu)、科研院所陸續(xù)開展了多項專題研究，并不斷總結(jié)鉆完井作業(yè)過程中的經(jīng)驗教訓。另外，該公司在2011年和2013年上半年分別啟動了PROINV和PRC Poco專項課題以優(yōu)化深水鹽下井的建井周期和費用，時至今日已取得良好效果。截至2016年，部分鹽下油田的鉆井及完井周期已分別比勘探初期降低約47%和61%。

2．1 鹽層段安全鉆井及套管設計

為準確模擬不同深度、溫度情況下鹽層的蠕動規(guī)律，巴西國家石油公司研究院經(jīng)過不斷摸索研究，開發(fā)出1套基于有限元分析方法的專用軟件，以識別地震剖面中的蠕動鹽層垂向分布情況，并模擬蠕動速率、井眼穩(wěn)定情況等，最終根據(jù)蠕動速率給出具體井段的安全作業(yè)時間窗口。同時該公司與當?shù)豂NTELIE數(shù)據(jù)分析公司合作開發(fā)出專門模塊PROJESAL，通過綜合地層壓力剖面等信息提出建議使用的準確鉆井液密度，這在很大程度上避免了僅依賴鉆井設計人員經(jīng)驗方法預估鉆井液密度導致出現(xiàn)大量鉆井非生產(chǎn)時間的問題。

在鹽下油田鉆探初期出現(xiàn)了多起因鹽層蠕動將套管擠毀的事故案例，通過選擇非常規(guī)壁厚套管、提高套管抗擠安全系數(shù)等措施進行改善。為減少鹽層蠕動速率，防止鉆具被卡，鉆進中一般選取較高的鉆井液密度。以L油田某井為例，雖然鹽層段的孔隙壓力當量密度僅為1．06 g／cm3，但鉆進階段的鉆井液密度高達1．46 g／cm3，已非常接近下部灰?guī)r儲層段的地層破裂壓力。另外，水泥漿體系的選擇也非常關鍵，需避免固井后自由水的析出導致固井質(zhì)量不合格。且固井前需要將鉆井液體系的性能調(diào)整好，以降低鉆井液切力，避免固井階段壓漏已經(jīng)打開的儲層段。

2．2 控制壓力鉆井技術

IADC欠平衡和控制壓力鉆井委員會定義控制壓力鉆井［4］是一種用于精確地控制整個井眼環(huán)空壓力剖面的自適應鉆井程序，目的在于調(diào)節(jié)環(huán)空壓力剖面，從而達到精確控制井底壓力?？貕恒@井實現(xiàn)方法包括：井底恒壓鉆井、雙梯度鉆井、泥漿帽鉆井、回流控制等多種鉆井技術和方法。

為了解決深水鹽下頻繁出現(xiàn)的嚴重漏失問題，巴西國家石油公司將控制壓力鉆井（Managed Pressure Drilling，MPD）技術引入到了該國家超深水鉆井領域，并取得了非常成功的應用效果。

對于鉆機裝備結(jié)構(gòu)而言，在超深水鹽下動力定位平臺使用控壓鉆井與常規(guī)鉆井方式的最大差別是將鉆井液開路循環(huán)系統(tǒng)改為閉路循環(huán)，在隔水管系統(tǒng)中增加旋轉(zhuǎn)防噴器并在地面返出系統(tǒng)中采用自動化精確控制的節(jié)流系統(tǒng)，通過控制井口回壓實現(xiàn)動態(tài)環(huán)空壓力剖面控制，從而使整個井底的壓力維持在安全鉆井窗口內(nèi)，實現(xiàn)近平衡鉆井，并在復雜的地層環(huán)境下有效控制鉆井液漏失、地層流體侵入等多種鉆井問題的發(fā)生幾率，適用于鉆井窗口狹窄的深水鉆井。

巴西國家石油公司在超深水鹽下作業(yè)中引入控壓鉆井的初衷是應對因嚴重漏失問題用常規(guī)鉆井方法無法鉆達設計深度，采用的鉆井工藝是壓力泥漿帽鉆井［5］（Pressurized Mud Cap Drilling，簡稱 PMCD），它是在環(huán)空間斷性的注入低密度鉆井液，同時通過鉆桿向井內(nèi)泵入海水鉆進，鉆進期間沒有任何鉆井液及巖屑返出地面。通過鉆桿泵入的海水、環(huán)空注入的低密度鉆井液及地層巖屑均被擠入目的層的裂隙中，井底壓力通過環(huán)空低密度泥漿帽液柱及地面附加的環(huán)空背壓控制，保持井底壓力穩(wěn)定。因此，PMCD方法的適用條件是裂縫發(fā)育良好且接納注入的鉆井液、巖屑能力強的漏失層鉆進，這也是目前巴西深水鹽下區(qū)域應對鉆井液完全失返和非常嚴重漏失的最有效措施。

2．3 鉆井工具及工藝優(yōu)化提高鉆速技術

為應對鹽下油田鉆進過程中的可鉆性挑戰(zhàn)，巴西國家石油公司進行了各種工具及工藝改進嘗試。首先進行的是鉆頭方面的改進，除針對不同地層特點優(yōu)化常規(guī)牙輪、PDC鉆頭外，還大膽嘗試了不同公司的新鉆頭技術，比如貝克休斯公司的Kymera牙輪／PDC混合式鉆頭、斯倫貝謝公司的帶中央錐形齒的PDC鉆頭和用于表層鉆進的雙牙輪鉆頭、不同公司的天然孕鑲金剛石鉆頭等，取得了不錯的效果。其中，通過綜合經(jīng)濟性比較，在大段灰?guī)r儲層段使用渦輪鉆具配合天然孕鑲金剛石鉆頭是一個不錯的選擇。同時為了及時、準確了解井下工具工作狀況及鉆頭附近的實際鉆井參數(shù)，提升作業(yè)效率并減少鉆井風險，多數(shù)鉆井工具組合中加入了如貝克休斯公司Copilot類似的鉆井動態(tài)監(jiān)測工具，它可以實時傳輸鉆頭處的實際鉆壓、扭矩、轉(zhuǎn)速、鉆柱內(nèi)／環(huán)空壓力及井下工具彎矩、振動情況等到地面或陸地辦公室作業(yè)中心，為關鍵井段的實時決策提供寶貴依據(jù)。

另外，為了盡量在鹽上地層避免使用備用井段、進行大尺寸井段擴眼，L油田的工程師已完成相關調(diào)研，計劃短期內(nèi)將深水鉆井中應對淺層氣用的Pump ＆Dump技術用到鹽上不穩(wěn)定地層的鉆井作業(yè)中。該技術的優(yōu)勢是通過在無隔水管井段中用高密度、抑制性強的鹽水代替原來使用的海水提高地層穩(wěn)定性，在理論上可以四開完鉆的井中盡量將表層套管下深。

2．4 深水應急專項技術

深水鉆完井作業(yè)風險極高，尤其是在2010年4月美國墨西哥灣發(fā)生BP公司Macondo井井噴失控導致鉆井船沉沒、船上11人死亡、環(huán)境污染嚴重的重大事故后，深水作業(yè)中如防噴器等關鍵設備的可靠性及應急管理越來越受到各大石油公司關注。

為確保深水鹽下作業(yè)中應急解脫的可靠性和成功率，巴西國家石油公司專門開發(fā)了名為SEEDS的軟件模塊，該模塊可以將鉆完井作業(yè)具體步驟與應急解脫系統(tǒng)EDS同步，根據(jù)不同作業(yè)階段、行業(yè)及公司標準自動選擇不同的EDS模式。利用該軟件可以定量判斷和減少應急解脫情況下井眼暴露的風險，同時還可以協(xié)助為特定的井選取匹配的鉆機，提升鉆機編隊的使用合理性，并減少井噴失控等惡性事故的發(fā)生幾率。

巴西深水鹽下油田的整體產(chǎn)量不斷突破新高，且已具備平均單井產(chǎn)量約2．5萬桶的高產(chǎn)能，若出現(xiàn)類似墨西哥灣的井噴事故將影響巨大。為了檢驗應急團隊的應變能力／效率及應急設備等資源的調(diào)配情況，2015年底巴西國家石油公司在桑托斯鹽下綜合作業(yè)中心舉行了公司成立以來最大規(guī)模的井噴溢油模擬演練，模擬了深水鹽下某井鉆井期間發(fā)生井噴失控溢油事故的應急處置?，F(xiàn)場演習參與人數(shù)超過200人，共劃分為水下溢油源控制、作業(yè)管理、計劃、后勤協(xié)調(diào)、環(huán)境保護、財務等團隊。通過演習檢驗了其事故管理系統(tǒng)ICS（Incident Command System）的運行情況、作業(yè)團隊應急協(xié)調(diào)／資源調(diào)配、OSRL等溢油公司響應及公眾媒體應對等能力。期間共動用了3架飛機（模擬噴灑消油劑）、10艘溢油回收／供應船、移動式應急控制車等資源，同時演習中邀請了巴西其他大型油公司、政府環(huán)保機構(gòu)、海事局等多方現(xiàn)場觀摩，以便通過此演習進一步查找應對大型事故時在管理和技術方面的不足。

2．5 大尺寸智能完井技術

鹽下油田自發(fā)現(xiàn)以來至2016年3月份僅在桑托斯盆地完井數(shù)量已達100口，為了保證巨厚儲層單層控制效果和減少后續(xù)油田生產(chǎn)期間智能完井的方案得到普遍應用，2012年在盧拉油田安裝了鹽下油田的第1套智能完井系統(tǒng)，且L油田自發(fā)現(xiàn)之日起就把智能完井作為油田開發(fā)的基礎方案。

目前在鹽下油田使用最多的是在φ244．475 mm套管內(nèi)的大尺寸智能完井管柱組合，其關鍵完井設備和特點主要包括：φ114．3 mm大尺寸流動控制閥；使用化學藥劑注入閥以防止完井設備結(jié)垢等；每層安裝永久式井下壓力、溫度計監(jiān)測流動動態(tài)；井正式投產(chǎn)前均進行較大規(guī)模的儲層酸化措施，提高井眼附近流動能力。

3 深水鹽下L油田降本增效舉措

近年來國際油價大幅回落，對石油行業(yè)尤其是深水油田開發(fā)提出了更高的項目經(jīng)濟性要求，全球各大石油公司紛紛開始思考如何降低油田開發(fā)成本，使項目在經(jīng)濟性方面更具有競爭力。以巴西L油田為例，該項目于2016年初正式啟動了專項降本增效行動小組，目標是努力實現(xiàn)項目的油價盈虧平衡點降為35美元／桶。該降本增效活動開展以來，取得了豐碩的成果。

3．1 無隔水管井段使用Pump ＆Dump技術

Pump ＆Dump技術也稱為動態(tài)壓井技術，是深水表層建井工藝中的關鍵技術。該技術是一種在未建立正常循環(huán)的深水淺層井段，通過泵重漿／稠漿以壓井方式控制深水鉆井作業(yè)中的淺層氣井涌、淺層水涌動及淺層不穩(wěn)定地層等復雜情況的鉆井技術。其工作原理與固井作業(yè)中的自動混漿原理相似，通過1臺可自動控制密度的混漿裝置，根據(jù)工作需要可隨時將預先配好的高密度壓井液與正常鉆進時的低密度鉆井液自動調(diào)節(jié)到所需密度的鉆井液，可直接供泥漿泵向井內(nèi)連續(xù)不斷的泵送。

該方法自研發(fā)成功以來已被用于許多深水鉆井作業(yè)中，以增加表層套管的下入深度。該方法能夠降低施工船的使用量，減少壓井鉆井液和緩沖液的儲存區(qū)，提高將套管下入井底和固井的成功率，減少套管層數(shù)，顯著節(jié)約成本。以L油田為例，根據(jù)目前的模擬計算，通過使用該動態(tài)壓井技術可以克服鹽上不穩(wěn)定地層的鉆進成功幾率，進一步增加表層套管下深，可以實現(xiàn)部分井的套管層次從5層優(yōu)化為4層，單井可實現(xiàn)降低鉆井工期約15 d。

3．2 灰?guī)r儲層段采用裸眼智能完井

L油田的灰?guī)r儲層段巖石單軸抗壓強度高，井徑曲線規(guī)則，鉆井過程中無井壁垮塌現(xiàn)象，井壁穩(wěn)定性好，具備采用裸眼完井的前提條件。通過優(yōu)化完井方式，將套管內(nèi)射孔完井變?yōu)槁阊弁昃趯崿F(xiàn)完井作業(yè)費用降低的同時，還具備全井段排液、增加油井產(chǎn)量及減少射孔作業(yè)對儲層的污染等明顯優(yōu)勢。目前該裸眼智能完井方案已作為L油田注入井的基礎方案。

4 深水鹽下鉆完井新技術展望

4．1 超深水無隔水管鉆井

超深水作業(yè)中鉆井隔水管起著建立平臺與防噴器間循環(huán)通道、下入防噴器等關鍵作用，但因在超深水作業(yè)中下入隔水管所需的周期長、環(huán)空返速低、需要儲備大量鉆井液等缺點，多家公司開始研究如何在超深水作業(yè)中省略隔水管。

目前關于該課題最前沿的方案是通過使用海底旋轉(zhuǎn)防噴器、海底鉆井液舉升泵及回流立管等配套技術代替隔水管。無隔水管鉆井最大的優(yōu)勢就是縮短鉆井周期，并有可能同時實現(xiàn)超深水的雙梯度鉆井。據(jù)初步估計，該技術在深水鹽下區(qū)域投入使用后可以節(jié)約近30%鉆井周期。

4．2 完井管柱濕式解脫工具

深水鹽下的上部完井管柱中通常包含井下安全閥、氣舉閥等設備，生產(chǎn)期間若這些設備或上部完井管柱的油管、控制管線等出現(xiàn)故障，通常的修井措施需要把井內(nèi)所有完井管柱起出，更換損壞的部件后再下井。這樣做的劣勢是起管柱時間長，管柱解封前需要壓井，并且井控風險高。

目前有石油公司計劃研制一種完井管柱的井下濕式解脫工具，當完井管柱出現(xiàn)上述故障時，通過該工具解脫上部完井管柱，待故障修復后重新入井回接到下部管柱，它能保證管柱密封的同時恢復智能完井控制能力，整個過程可以不動下部智能完井管柱，節(jié)約大量的鉆機時間。同時在管柱解脫前可以把井下流動控制閥關閉，避免了修井期間儲層井漏和溢流的風險，大大改善了作業(yè)安全性。該解脫工具在使用電潛泵的井中優(yōu)勢更加明顯，因為電潛泵的單次入井使用壽命非常有限。

4．3 混合式智能完井控制系統(tǒng)

業(yè)內(nèi)使用的智能完井系統(tǒng)主要使用直接液壓控制方式，目前多家公司都在開發(fā)電、液混合控制或純電動的智能完井控制系統(tǒng)。新系統(tǒng)的主要優(yōu)勢包括可控層數(shù)增加、所需的控制管線數(shù)量減少、井下流動控制閥的響應時間變短、流動控制閥的開關方向和開度不受限制等。

以3層智能完井為例，使用直接液壓控制時理論上需要的控制管線數(shù)量為10（4條流動控制閥控制管線、2條井下安全閥控制管線、3條化學藥劑注入管線及1條連接井下壓力／溫度計的電纜），但目前業(yè)內(nèi)使用的水下井口油管掛穿越數(shù)量最大為9，通常需要犧牲1條化學藥劑穿越管線。但若使用電－液混合控制或純電動控制系統(tǒng)，則不存在此問題。

5 結(jié)束語

針對巴西深水鹽下油田特殊地理環(huán)境鉆完井作業(yè)中的嚴重漏失、巨厚鹽巖層蠕動危害大、地層可鉆性差等典型挑戰(zhàn)，探討了鹽層段安全鉆井及套管設計、控制壓力鉆井技術、鉆井工具及工藝優(yōu)化提高鉆速技術、深水應急專項技術、大尺寸智能完井技術等深水鹽下鉆完井配套技術，為后續(xù)深水鹽下油田的開發(fā)奠定了堅實基礎。本文通過展望國外深水鉆完井領域最新技術，希望能給國內(nèi)海洋鉆完井尤其是深水鉆完井領域同行提供借鑒。

［1］ PINHEIRO R S，SANTOS A R，MARQUES M，et al．Well construction challenges in the pre－salt development projects［C］．OTC25888，2015．

［2］ PetroBras．Annnual report of PetroBras，2016［R］．PetroBras，2016．

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［4］ GEDGE B，SINGH H K D，REFUGIO E B，et al．Managed pressure drilling：a solution for drilling the challenging and undrillable wells in Vietnam and South East Asia［R］．SPE 165775．2013．

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Drilling and completion matching technologies and measures for cost reduction in Brazil deep water pre－salt oilfield

HE Baosheng ZHANG Qinyue
（CNOOC Petroleum Brazil Ltd．，Rio de Janeiro 22100000，Brazil）

Deep water drilling and well completion technologies have made a significate improvement since the first giant pre－salt oilfield discovered in ultra－deepwater areas offshore Brazil in 2006．This paper summarized drilling and completion challenges of ultra－deepwater pre－salt oilfield，for example the very thick salt layer squeezing，severe losses in the carbonate reservoir section，very low ROP in carbonate formation，the reliability challenge of deep water equipment，total loss risk during well completion due to very thick carbonate reservoir etc．；Briefed safe drilling operation in salt section and casing design，manage pressure drilling technology，optimization of drilling operation and equipment enhance ROP，emergency response plan for ultra－deepwater drilling and big bore intelligent well completion solution．Finally，this paper also listed some of the well’s cost reduction initiatives in the current low oil price environment in L oilfield．In the end，given the future application prevision of some key technologies may indication for domestic deep water field drilling and completion operations．

Brazil；deep water；pre－salt drilling and completion；technical challenges；matching technologies；cost reduction；L oifield

TE242

A

何保生，張欽岳．巴西深水鹽下鉆完井配套技術與降本增效措施［J］．中國海上油氣，2017，29（5）：96－101．

HE Baosheng，ZHANG Qinyue．Drilling and completion matching technologies and measures for cost reduction in Brazil deep water pre－salt oilfield［J］．China Offshore Oil and Gas，2017，29（5）：96－101．

1673－1506（2017）05－0096－06

10．11935／j．issn．1673－1506．2017．05．013

何保生，男，教授級高級工程師，中國海洋石油總公司鉆完井專家，1994年畢業(yè)于原江漢石油學院鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事鉆完井技術和作業(yè)管理工作。E－mail：hebsh＠cnooc．com．cn。

2017－05－25

（編輯：孫豐成）