2018年，随着国际油价在震荡中稳步上升，中国海油对储量替代率提出了更高的要求。在自主深水钻井技术日渐成熟和作业经验日益丰富的基础上，中国海油在南海东部深水油气勘探区域部署了荔湾22–1–1超深水预探井，以预探荔湾22–1构造含气性及储量规模，落实荔湾凹陷的生烃潜力，探明荔湾凹陷珠江组下段—珠海组深水扇构造–岩性圈闭的勘探潜力，并拓展超深水勘探新区。荔湾22–1构造位于南海东部海域荔湾东洼“凹中隆”的南斜坡区，具有地层超覆的大型鼻状隆起构造背景，分为东、西2个高点，珠江组下段—珠海组为大型深水扇构造–岩性圈闭，古近系文昌组—恩平组为大型断背斜构造圈闭。

荔湾22–1–1超深水井距离香港东南约360 km，作业水深2 619.35 m，由中国海油自主完成，奋进号半潜式平台承钻，打破了LW21–1–1超深水井作业水深2 451.00 m的国内纪录，是目前国内作业水深最深的超深水井，也是西太平洋作业水深最深的超深水井，同时也是我国从深水油气勘探走向超深水油气勘探的标志井。奋进号平台自2018年10月5日开始自航前往井位，10月30日该井完钻，建井周期25.36 d，钻井周期仅为16.92 d，作业时效高达99.57%，创造了我国超深水井建井周期和钻井周期最短纪录，标志着我国超深水钻井技术取得重大突破。

1.   工程设计概况

1.1   地层岩性特点

荔湾22–1–1井实际完钻井深3 994.30 m，钻遇地层从上而下依次为万山组、粤海组、韩江组、珠江组、珠海组、恩平组和文昌组。万山组和粤海组地层以大套泥岩为主，未成岩；韩江组地层为厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩，成岩性差；珠江组地层以薄–巨厚层泥岩为主，夹薄–中厚层粉砂岩；珠海组地层为厚–巨厚层粉砂质泥岩、泥岩与薄–中厚层细砂岩和泥质粉砂岩互层；恩平组地层为薄–中厚层粉砂质泥岩、泥岩与薄–中厚层泥质粉砂岩互层；文昌组地层为巨厚层粉砂质泥岩、泥岩。目的层为珠海组发育的3套储层，以中–细砂岩为主，物性较好。

1.2   井身结构设计

荔湾22–1–1井要求钻至设计井深3 894.30 m后，井底以上60.00 m井段地层无油气显示则完钻。该井地温梯度为6.5 ℃/100m，地层压力和温度正常。

荔湾22–1–1井设计井身结构时，主要依据地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力以及井眼稳定性的研究结果，并考虑了南海深水井钻井过程中FLAT-PRO恒流变合成基钻井液当量循环密度的实测结果和计算结果，采用了典型的深水井套管程序（如图1所示）：考虑到浅部地层强度低和保证井口稳定性需求，一开井段，采用喷射法将 $\phi$ 914.4 mm（36 in）导管下至井深2 748.65 m，入泥深度100.00 m，以有效支撑井口和隔水管；二开井段采用 $\phi$ 660.4 mm（26 in）钻头钻至井深3 265.00 m， $\phi$ 508.0 mm（20 in）表层套管下至井深3 260.00 m，入泥深度611.35 m，该井段采用无隔水管钻进，套管下至珠江组厚泥岩层，以封固浅层松散地层，获得作业窗口，确保井口稳定；三开井段采用 $\phi$ 444.5 mm（17 1/2 in）钻头钻至井深3 475.00 m， $\phi$ 339.7 mm（13 3/8 in）技术套管下至井深3 470.00 m，入泥深度821.35 m，该层套管下至珠海组地层顶部，坐入珠江组泥岩中，为下一井段钻进获得足够作业窗口，同时为揭开目的层珠海组作好准备；四开井段采用 $\phi$ 311.1 mm（12 1/4 in）钻头钻至井深3 705.00 m， $\phi$ 244.5 mm（9 5/8 in）技术套管下至恩平组断层以上，坐入珠海组泥岩中，入泥深度约1 051.35 m，封固目的层珠海组砂岩段；五开井段采用 $\phi$ 215.9 mm（8 1/2 in）钻头钻至设计井深3 894.30 m，裸眼完井。

在钻进过程中，根据油气显示情况对井身结构进行调整，若目的层珠海组油气显示情况良好，则下入 $\phi$ 244.5 mm技术套管封固珠海组地层，然后采用 $\phi$ 215.9 mm钻头揭开恩平组断层并钻至设计井深3 894.3 m ；若目的层珠海组无油气显示或油气显示不理想，则取消下入 $\phi$ 244.5 mm技术套管，继续采用 $\phi$ 311.1 mm钻头钻至设计井深3 894.3 m。

图  1  荔湾22–1–1井设计井身结构

Figure  1.  Casing program of Well Liwan 22-1-1

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2.   钻井技术难点

荔湾22–1–1超深水井钻井除了面临海洋钻井常规技术挑战与困难外^[1–4]，还因作业水深增加，将面临更大的挑战。

2.1   海底低温的影响

随着水深增加，海底温度降低，深水井海底温度一般为2～4℃^[5]，荔湾22–1–1井海底实测温度仅1.9 ℃。常规钻井液在低温下流动性变差，易发生井漏等井下故障。水泥浆在低温下凝固时间变长，水泥石强度变低^[6]。此外，由于水深增加，导致海底压力增加，在钻遇浅层气时，在低温和高压条件下，极易形成天然气水合物^[7]。天然气水合物不但会影响钻井液性能，而且会堵塞防喷器管线、隔水管、压井阻流管线和水下井口等，给井控带来风险。

2.2   浅部地层成岩性差，承载力不足

深水海底浅部地层强度与水深呈负相关^[8]。根据荔湾22–1–1井浅部地层土质取样结果，泥线以下5.00 m以内为非常软的灰色黏土，抗剪强度小于3 kPa。海底沉积形成的松软、高含水且未胶结的较厚地层，给表层井段钻井作业带来了极大的困难。深水井浅部地层胶结强度低，在喷射下导管时存在导管倾斜度难以控制、井口易下沉等风险，深水喷射作业难度极高^[9–11]。同时，由于浅部地层强度低、漏失风险大，表层套管固井时易发生漏失，造成固井质量欠佳，这些都给水下井口的稳定性带来了挑战。

2.3   存在疑似浅层地质灾害

在海洋油气钻探史上，常因钻遇浅层气而发生井喷、火灾、沉船等事故。深水浅层气通常压力都较高，一旦发生浅层气井喷，气体呈漏斗状向上快速膨胀、扩散，影响的范围较大，后果很严重^[12–13]。根据井场调查结果，荔湾22–1–1井海底以下297.00～586.00 m井段存在异常反射，推测可能存在岩性成分差异或局部浅层气、断层或断裂带。虽然浅层气存在的可能性较小，但钻井时仍要关注，并做好预防工作。

2.4   安全密度窗口窄

对于相同沉积厚度的海底地层来说，随着水深增加，其破裂压力降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄（即安全密度窗口较窄），钻井过程中易发生井漏，且压井余量低、循环当量密度高、套管程序复杂和水下防喷器组限制等易引起井下故障^[14]。

荔湾22–1–1井 $\phi$ 311.1 mm井段地层最小安全密度窗口仅0.05 kg/L，当量循环密度（ECD）或激动压力过高均容易压漏地层，钻井液漏失风险较高。这对井身结构和钻井液密度的设计、当量循环密度（ECD）和激动压力控制都提出了较高的要求。邻井荔湾21–1–1井 $\phi$ 311.1 mm井眼地层安全密度窗口为0.08 kg/L，倒划眼起钻过程中发生漏失，累计漏失钻井液25 m³；电测结束后， $\phi$ 444.5 mm井眼扩眼钻进过程中发生漏失，累计漏失钻井液32 m³，损失工时12.75 h。

2.5   隔水管及钻柱力学行为复杂

水深增加将增大隔水管系统管理上的难度，包括作业窗口、强度、弯矩、转角和疲劳分析，不同壁厚隔水管数量的选择及位置分布，隔水管配长，水下防喷器组坐井口及连接工况下载荷分配等。同时，超长隔水管对平台张力器（DAT）作业能力及顶张力调整都带来了挑战，这些都需要结合平台特殊操作规程（WSOG）进行定量计算。

另一方面，一开井段和二开井段为无隔水管钻进，受海浪、海流以及钻井船运动的影响，钻柱易发生纵横弯曲变形。钻进过程中，因无隔水管限制，钻压、转速等都会受到一定的影响，在极端环境条件下，钻柱将发生摆动和严重变形，其产生的弯曲正应力对钻柱截面上的最大拉应力会产生很大的影响^[15]，而常规钻柱设计方法未充分考虑这种极端状况下的钻柱弯曲应力，因而存在钻具失效的风险。

3.   钻井关键技术

为确保荔湾22–1–1井钻井安全，进行了详尽的井场调查和系列钻前研究，包括地层压力预测及井壁稳定性分析、导管入泥深度及井口稳定性校核、钻井隔水管系统钻前设计与作业研究，并优选了钻井液和水泥浆，采取了优化导管喷射参数、实时监测压力和精细化ECD作业管理等技术措施。

3.1   喷射下导管技术

为避免钻孔法下导管存在的易找不到井眼，以及因低温和漏失导致导管固井质量欠佳等问题^[16]，实现一开导管下入后能继续二开钻进，从而提高作业时效，荔湾22–1–1井 $\phi$ 914.4 mm导管采用喷射法下入，考虑水深增加导致浅部地层强度低，导管入泥深度设计为100.00 m，为国内自营深水井最大设计入泥深度。震击器以下钻具组合（BHA）的浮重225.0 kN，送入工具以下BHA的浮重337.5 kN， $\phi$ 914.4 mm导管浮重612.0 kN，钻头出喷射鞋长度为152 mm。喷射下导管过程中，控制钻压为泥线以下导管和BHA浮重的80%左右（如图2所示）。导管入泥前50.00 m，钻压低于导管和BHA浮重的80%，仅在入泥34.00 m处进行了一次距离6.00 m的上下活动以破坏导管外吸附力，说明浅部地层强度低，导管喷射入泥顺利。入泥50.00 m后，随着地层强度增加，逐步增大钻压，喷射钻至设计井深时，钻压为泥线以下导管和BHA浮重的90%。此外，导管入泥50.00 m后，上下活动频次和距离增加，按照每喷射进尺2.00 m，上下活动1～2次，活动距离逐步从6.00 m增加至15.00 m。喷射钻进过程中，作业参数控制合理，导管入泥顺利，整个喷射过程仅用时2.25 h。导管喷射下到位后静置3.50 h，利用地层的粘附力和摩擦力使导管获得足够的承载力，以满足送入工具丢手继续二开钻进的作业要求。

图  2  荔湾22–1–1井喷射下导管钻压曲线

Figure  2.  WOB curve of jetting conductor driving in Well Liwan 22-1-1

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3.2   低温早强水泥浆表层套管固井技术

由于海底低温和浅部地层成岩性差、破裂压力低，同时表层套管固井水泥浆用量大、施工时间长，因而要求低密度水泥浆在强度满足设计要求时流变性好，且稠化时间应超过8 h。荔湾22–1–1井 $\phi$ 508.0 mm表层套管固井领浆为深水低温早强水泥浆（即PC-COCEM水泥浆）^[17]，基本配方为G级水泥+5.0%降滤失剂+1.0%分散剂+0.9%缓凝剂+25.0%防窜增强剂+1.0%膨胀剂+1.0%消泡剂，通过加入漂珠控制水泥浆密度为1.50 kg/L，稠化时间达11.00 h，可泵送时间10.75 h，水泥石24 h抗压强度1.5 MPa，水泥浆附加量150%，设计返至海底泥线处；尾浆也采用PC-COCEM水泥浆，密度为1.90 kg/L，稠化时间为4.50 h，可泵送时间4.00 h，水泥石24 h抗压强度达15.2 MPa，水泥浆附加量100%，设计返至井深3 060.00 m。

为保证固井质量，固井前泵入9.54 m³添加显示剂的冲洗液，以便于水下机器人（ROV）观察水下井口处的水泥浆返出情况，测算井眼扩大率。固井施工期间，ROV观察水泥浆返出正常，泵入尾浆41 m³时，观察到显示剂返出，顶替25 m³时，观察到首浆返出。固井结束时，泄压，检查无回流。

3.3   FLAT-PRO恒流变合成基钻井液

荔湾22–1–1井一开和二开井段使用海水钻进，期间采用膨润土稠浆及时清扫井眼。安装防喷器组建立闭路循环后，三开和四开井段使用FLAT-PRO恒流变合成基钻井液，其基本配方为：基础油（Escaid110）+30.0%CaCl₂盐水+1.0%～1.5%PF-FSEMUL（主乳化剂）+1.0%～1.5%PF-FSCOAT（主乳化剂）+1.0%～1.5%PF-FSWET（润湿剂）+2.0%～3.0%PF-FSGEL（有机土）+2.0%～3.0%石灰土+2.0%～3.0%PF-MOHFR（降滤失剂）+0.5%～1.0%PF-FSVIS（增黏剂），主要性能见表1。为防止污染海洋环境，钻屑不能直接排放入海，需用岩屑甩干机处理达标后排放。FLAT-PRO恒流变合成基钻井液具有低温流变性良好、抑制性和润滑性强、无水合物生成风险、易降解等优点。该钻井液以气制油为基油^[18]，气制油具有3个特点：以正构烷烃为主，碳链分布集中，主要分布C₁₃—C₁₈之间，黏度受温度的影响小，且不易挥发损失；低温下黏度受压力的影响小，可降低窄安全密度窗口地层或深水井作业时发生井漏的风险；气制油具有低生物毒性，能满足越来越苛刻的环保要求。钻进期间，维护钻井液漏斗黏度为60～90 s，动切力在5～20 Pa，六速旋转黏度计6转和3转的读数分别为5～18和4～15。

表  1  荔湾22–1–1井FLAT-PRO恒流变合成基钻井液基本性能

Table  1.  Basic performance of FLAT-PRO constant rheological synthetic drilling fluid system in Well Liwan 22-1-1

井眼/mm	密度/（kg·L–1）	漏斗黏度/s	塑性黏度/（mPa·s）	动切力/Pa	油水比①	ϕ6/ϕ3读数
444.5	1.06~1.08	60~90	尽量低	8~20	75:25~85:15	7~18/8~20
311.1	1.12	50	尽量低	7	75:25	7/6
注：①为基础油（Escaid110）与30.0%CaCl2盐水的比值。

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3.4   隔水管及送入管柱管理

为保证荔湾22–1–1井长隔水管段作业安全，对隔水管系统进行了研究，确定了隔水管系统配置（如表2所示），并推荐其顶张力取6.38 MN。同时，建立了隔水管下放/回收有限元模型，计算了隔水管下放/回收作业窗口。计算结果显示，在波高小于3.62 m、海流流速小于1.12 m/s的情况下，均有保证防喷器组安全下放的作业窗口。

表  2  荔湾22–1–1井隔水管系统配置

Table  2.  Configuration of the riser system in Well Liwan 22-1-1

名称	数量	单根长度/m	区域长度/m	距离海底高度/m
转喷器+上挠性接头	1	5.10	5.10	2644.63
适配短节	1	10.67	10.67	2639.53
伸缩节	1	34.29	34.86	2628.86
短节	1	7.62	7.62	2594.01
隔水管裸单根	2	22.86	45.72	2586.39
隔水管单根/762 m浮力块①	4	22.86	91.44	2540.67
填充阀	1	6.10	6.10	2449.23
隔水管单根/762 m浮力块①	24	22.86	548.64	2443.13
隔水管单根/1 524 m浮力块①	26	22.86	594.36	1894.49
隔水管单根/2 286 m浮力块①	26	22.86	594.36	1300.13
隔水管单根/3 048 m浮力块①	30	22.86	685.80	705.77
下挠性接头、防喷器组	1	15.47	15.47	19.97
井口	1	4.50	4.50	4.50
注：①中的数值指该类型浮力块设计可以下入的最大水深。

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奋进号钻井平台使用的 $\phi$ 168.3（6 5/8 in）和 $\phi$ 149.2 mm（5 7/8 in）钻杆为P类钻杆，管体剩余壁厚>80%，因此采用P类钻杆的抗拉强度计算方法。根据中国海油企业标准Q/HS 14003—2010《套管柱设计要求》，深水套管送入管柱的抗拉安全系数在下放套管时应不小于1.3，上提套管时应不小于1.1。为确保送入管柱有足够的安全余量，对送入管柱的抗拉强度进行了校核： $\phi$ 914.4 mm导管和 $\phi$ 508.0 mm套管送入管柱为线密度79.34 kg/m、抗拉强度6 400 kN的 $\phi$ 168.3 mm S135钻杆，其剩余过提拉力分别为3 560和3 180 kN，安全系数分别为2.259和1.987，满足安全作业要求。 $\phi$ 339.7 mm技术套管送入管柱为线密度44.92 kg/m、抗拉强度3 710 kN的 $\phi$ 149.2 mm S135钻杆，其剩余过提拉力为2 580 kN，安全系数为1.674，满足安全作业要求。

3.5   钻井液当量循环密度（ECD）随钻监测技术

荔湾2–1–1井设计最小安全密度窗口为0.09 kg/L，实钻最小安全密度窗口仅0.05 kg/L，安全密度窗口极窄，漏失风险极高，井眼清洁难度大。钻进过程中，采用将科里奥利质量流量计与录井工艺相结合的早期井涌井漏预报系统（EKD系统）监测钻井液入口及出口流量的变化，对井下溢流及漏失进行在线监测，并及时报警。其中，科里奥利质量流量计（即科氏力流量计）的测量原理是，流体在振动管中流动时将产生与质量流量成正比的科里奥利力，它实现了真正意义上的质量流量高精度直接测量，并具有抗磨损、抗腐蚀、可测量多种介质及多个参数等诸多优点，现已在海洋石油钻井中尤其是深水钻井中得到广泛应用。

另外，通过安装在钻具组合中的随钻测量工具实时监测井底ECD情况，并采取大排量循环、每钻完一柱后划眼2次、ECD升高较快时适当控制钻速等技术措施，以提高井眼清洁度，保证极窄密度窗口钻井作业安全。

4.   现场施工

2018年10月30日，荔湾22–1–1井克服了超深水、海底低温、极窄安全密度窗口、离岸距离远导致后勤保障困难、环保要求严格等困难，安全高效完成了钻井作业，井深2 500.00 m当量钻井周期仅10.53 d，创造了国内外相同水深钻井周期最短纪录，工程质量全优，安全事故率为零。该井低压井口头出泥高度3.50 m，井口倾斜度0°， $\phi$ 914.4 mm导管喷射入泥深度为100.10 m，仅用时2.25 h，创造了我国导管入泥深度最深和喷射作业用时最短2项纪录。

荔湾22–1–1井实钻井身结构为：一开， $\phi$ 914.4 mm导管下深2 748.75 m；二开， $\phi$ 660.4 mm钻头钻至井深3 266.00 m， $\phi$ 508.0 mm技术套管下深3 259.88 m；三开， $\phi$ 444.5 mm钻头钻至井深3 478.80 m， $\phi$ 339.7 mm套管下深3 473.41 m；四开， $\phi$ 311.1 mm钻头钻至井深3 994.30 m，裸眼完井。

二开井段所用钻具组合为： $\phi$ 660.4 mm牙轮钻头+ $\phi$ 244.5 mm螺杆钻具+浮阀 + $\phi$ 228.6 mm随钻测井工具+ $\phi$ 241.3 mm无磁钻铤+ $\phi$ 241.3 mm稳定器+变扣接头+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×6根+ $\phi$ 203.2 mm震击器+送入工具+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×2 根+变扣接头+ $\phi$ 168.3 mm加重钻杆×10 根+ $\phi$ 168.3 mm钻杆。

三开井段所用钻具组合为： $\phi$ 444.5 mm金刚石钻头+ $\phi$ 244.5 mm螺杆钻具+浮阀+ $\phi$ 438.2 mm稳定器+ $\phi$ 228.6 mm随钻测井工具+变扣接头+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×7根+ $\phi$ 203.2 mm震击器+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×2根+变扣接头+ $\phi$ 168.3 mm加重钻杆×10根+ $\phi$ 168.3 mm钻杆。

四开井段所用钻具组合为： $\phi$ 311.1 mm金刚石钻头+ $\phi$ 228.6 mm垂直钻井工具+浮阀+ $\phi$ 308.0 mm稳定器+ $\phi$ 209.6 mm随钻测井工具+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×7根+ $\phi$ 203.2 mm震击器+ $\phi$ 203.2 mm钻铤×2根+变扣接头+ $\phi$ 168.3 mm加重钻杆×10根+ $\phi$ 168.3 mm钻杆。

根据井场调查结果，该井2 945.00～3 235.00 m井段存在疑似浅层气，为此制定了浅层气应急处置方案：检查确认动态压井装置（DKD）运行正常，并配制密度1.90 kg/L的重钻井液100 m³，通过DKD与密度1.03 kg/L海水混配后可以配制密度1.11 kg/L的钻井液1 000 m³。在钻进疑似浅层气井段时控制钻速，应用水下机器人（ROV）观察井口钻井液返出情况，并通过声呐探测器检测是否含气。该井顺利钻穿疑似浅层气井段，未钻遇浅层气。

荔湾22–1–1井在 $\phi$ 339.7 mm套管鞋处（井深3 473.41 m）进行了地层漏失试验，测得地层破裂压力当量密度为1.17 kg/L，比钻前预测值偏低，与钻井液密度1.12 kg/L的差值仅为0.05 kg/L，安全密度窗口极窄，极易发生井漏或卡钻等风险。为此，现场钻进过程中，进一步降低了钻井液密度，应用EKD系统实时监测井下漏失和溢流情况，并通过随钻压力监测系统实时监测井底ECD，当发现ECD升高较快时，控制机械钻速≤30.00 m/h，以保证井眼清洁，全程将ECD控制在1.14～1.15 kg/L，以避免压漏地层。此外，钻进时钻井泵排量为3 700 L/min，并通过增压泵在海底泥线处泵入钻井液辅助携带岩屑，增压泵排量3 450 L/min，使隔水管内岩屑环空返速达到0.69 m/s，每钻完一柱后划眼2次，确保了极窄安全密度窗口下钻井作业安全。

5.   结论与建议

1）荔湾22–1–1井是由中国海油自主完成的作业水深达2 619.35 m的超深水井，创造了国内作业水深最深纪录，标志着我国超深水钻完井技术取得重大突破。

2）具有良好性能的钻井液和水泥浆是保证超深水井成功的关键：钻井液要具有良好的水合物抑制性、低温流变性和泥页岩水化抑制性；水泥浆要具有良好的低温早强性、低温可泵入性和低密度性能等。

3）科学的隔水管配置和管理是超深水井钻井安全的保障，隔水管的配置既要考虑特定海洋环境（海浪、海流、孤立内波）下的力学行为，还要结合钻井液密度变化实时调整顶张力。

4）地层压力窗口管理是深水钻井安全的技术核心，如果安全密度窗口小于0.05 kg/L，溢流和井漏的处理将会非常复杂，建议采用控压钻井技术或双梯度钻井技术。随着南海超深水油气勘探进程的推进，需要加大对极窄安全密度窗口下钻井技术的攻关，提高ECD管理能力。