Key Technologies for Drilling and Completion of Ultra-deep Extended Reach Horizontal Well in Enping Oilfield, Eastern South China Sea
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摘要:
恩平21−4油田位于南海东部海域，储量规模小，为满足其经济高效开发的需要，部署了2口超深大位移井。针对2口超深大位移井钻完井过程中存在的井漏风险高、井眼轨迹控制困难、井眼清洁难度大、安全作业密度窗口窄、摩阻扭矩大等难题，开展了井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制、钻井液和水泥浆体系优化设计、套管安全下入、动态监测辅助诊断技术及完井管柱抗磨减阻技术等一系列攻关研究，形成了超深大位移井钻完井关键技术，确保了2口超深大位移井顺利完钻和投产。其中恩平21−4−A1H井完钻井深9 508.00 m，水平位移8 689.00 m，水垂比4.43，创我国海上油气田井深最深纪录。恩平21−4油田超深大位移井钻完井关键技术不但丰富完善了我国大位移井技术体系，也为万米级边际油田高效开发提供了有力技术支撑。
Abstract:The Enping 21-4 oilfield is located in the eastern part of the South China Sea with small reserves. In order to meet the needs of economic and efficient development, two Ultra-deep Extended Reach Wells have been deployed. Aiming at the problems existing in the drilling and completion of two Ultra-deep Extended Reach Wells, such as high well leakage risk, difficult borehole trajectory control, difficult hole cleaning, narrow safe operating density window, and large friction and torque, a series of technologies such as borehole trajectory design and precision control, optimal design of drilling fluid and cement slurry, safe casing running, dynamic monitoring and auxiliary diagnosis technology, anti-wear and drag-reducing completion string have been studied and applied to form key technologies for drilling and completion of Ultra-deep Extended Reach Wells and ensure the successful completion and production of two Ultra-deep Extended Reach Wells. Among them, the Enping 21-4-A1H well has a drilling depth of 9 508.0m, a horizontal displacement of 8 689.0m, and a horizontal-vertical ratio of 4.43, which sets the record for the deepest well depth in China offshore oil and gas fields. The key technologies of drilling and completion of Ultra-deep Extended Reach Wells in Enping 21-4 oilfield not only enrich and perfect the technical system of extended reach well in China, but also provide strong technical support for the efficient development of 10,000-meter marginal oilfield.
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我国近海有大量边际油气田，占已探明油气资源总量的近50%，但因规模小、难度大、利润低而难以实现效益开发[1]。大位移井技术是边际油田效益开发的重要手段，是海洋油气资源开发的重要方式[2–8]。大位移井是指水平位移与垂深之比（即水垂比）不小于2且测深大于3 000 m，或者水平位移大于3 000 m的油气井。自上世纪20年代开始，美国、挪威、英国等国家开始推广应用大位移井技术，1997年BP公司在英国钻成首口万米大位移井，测深和水平位移均超过万米。随着钻井技术及装备的发展，大位移井纪录不断获得突破[9–11]。目前，公开信息资料显示，全球最深的大位移井是阿联酋的UZ−688井，井深达到15 240 m。国内大位移技术研究起步较晚[12–14]，较为典型的大位移井有：2005年，中国海油与国外合作在南海东部西江油田完钻的A22侧钻井，井深达9 292 m，水平位移8 235 m，创造了当时国内海上井深最深纪录；2020年，中国海油在南海东部流花油田自主施工的B4侧钻井，其泥线水垂比高达6.33，创造了国内海上油气田水垂比最大纪录。
恩平21−4油田位于南海东部海域，平均水深86 m，储量规模小，采用水下井口或新建平台等开发模式的经济效益差，而采用大位移井可实现经济开发。为此，中国海油部署了2口井深均超8 000 m的超深大位移井，水垂比均超过4.0。针对这2口超深大位移井钻完井过程中存在的井漏风险高、井眼轨迹控制难、井眼清洁难、安全作业密度窗口窄、摩阻扭矩大等技术难题，开展了包括井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制、钻井液和水泥浆体系优化设计、套管安全下入、动态监测及完井管柱抗磨减阻等一系列技术攻关，最终形成了超深大位移井钻完井关键技术，确保了2口超深大位移井顺利完钻和投产，打破了我国4项钻完井纪录和中国海油9项钻完井纪录，2口井平均井深9054.50 m，其中恩平21−4−A1H井完钻井深9 508.00 m，水平位移8 689.00 m，水垂比4.43，成为我国海上油气田第一深井。2口井的顺利完钻，标志着我国成功攻克了万米级超深大位移井的技术难题，海上超远超深钻完井技术跨入了世界前列，也为万米级边际油田高质量开发提供有力技术支撑。
1. 技术难点
恩平21−4油田大位移井从上到下会钻遇万山组、粤海组、韩江组和珠江组地层，整体较松软，可钻性良好，局部灰质泥岩和砂泥岩互层发育频繁。地层温度和压力都在正常范围内，目的层预测压力18.84 MPa、温度90.1 ℃。该油田超深大位移井钻完井主要面临以下难点和挑战：
1）井漏风险高。恩平21−4油田地质条件复杂，岩性非均质性强，大位移井钻遇多条断层和大套疏松砂岩，井漏风险高。a）超深大位移井井眼轨迹横跨区域较大，要钻遇3～4条断层，且断层F1、F2和F3之间属于无井控制盲区，断层处地层岩性均为渗透性砂岩对接，易造成漏失；b）钻遇大套含砾粗砂岩层，地层承压能力弱而易被压漏；c）局部地层坍塌压力升高，安全作业密度窗口仅为0.2 kg/L，ϕ311.1 mm裸眼段最长达到5 143 m，井眼清洁难度大，地层易憋漏。
2）井眼轨迹控制困难。海上超深大位移井的井眼轨迹控制要求高，精准着陆难度大。a）一个海洋钻井平台上通常布置多口井，邻井实钻井眼轨迹在目标槽口下方，与待钻井井眼轨道存在浅层防碰风险。b）浅层造斜段长，存在砂砾岩互层，影响定向造斜效果。c）地层夹层多，软硬交错，钻进时下部钻具组合易出现托压问题。d）大斜度井段长，需要保证井眼轨迹光滑以降低下套管难度，且裸眼井段长，误差累积大，远距离精准着陆难度高。e）地质构造不确定性大，井眼轨道设计需留有空间，实钻要兼探地质构造。
3）作业风险高。超深大位移井的大斜度井段长，岩屑床厚且运移、监测困难，井眼清洁难度大，作业风险高。a）大位移井稳斜段最长达6 550 m，井斜达83°，岩屑床极易堆积，卡钻风险高。b）起下钻过程中抽汲和激动压力大，井控风险高。c）长裸眼摩阻高，管柱下入困难，套管下不到位的风险高。d）地面设备和井下工具长期高负荷运转，设备工具易失效，导致出现井下故障并增加作业成本。
4）摩阻扭矩大，完井管柱偏磨严重。a）井斜大、稳斜段长，井眼沉砂不易清理，造成完井管柱下入摩阻大。b）管柱下入过程中，受到重力影响，管柱贴近低边一侧，管柱外侧与套管内壁产生摩擦，易发生严重偏磨。c）起下钻时间长，水平产层段井壁失稳风险高，防砂管柱下入难度大。
2. 关键技术研究
针对2口超深大位移井钻完井过程中存在的技术难题，中国海油开展了井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制技术、合成基钻井液技术、套管安全下入技术、动态监测辅助诊断技术和完井管柱耐磨减阻技术等一系列技术攻关，形成了超深大位移井钻完井关键技术。
2.1 井眼轨道优化设计及井眼轨迹精准控制技术
2.1.1 井眼轨道优化设计
与水平井和常规大位移井相比，超深大位移井作业周期更长、摩阻扭矩更大、井眼清洁难度更高，井眼轨道设计时需要综合考虑地层特点、工具能力、摩阻扭矩、水力清洁等多种因素影响，以达到降低摩阻扭矩、提升井眼清洁度、降低实钻难度、提高作业成功率的目的[15–16]。
一般大位移井井眼轨道设计优先考虑采用拟悬链线剖面，该剖面可改善钻柱的受力状况、降低整体摩阻扭矩、有利于防止套管磨损。与拟悬链线剖面的对比分析发现，圆弧形剖面可实现在侧向力不增加的基础上减少高侧向力的井段长度，有利于井眼轨迹控制。为此，2口超深大位移井采用了圆弧形井眼轨道设计。计算结果表明（见图1），与拟悬链线剖面相比，圆弧形剖面的最高造斜率降低了33%，侧向力大于29.19 kN/30m的井段减少了30%，扭矩降低了2.71 kN·m（摩阻系数：套管井段0.20，裸眼井段0.25），有效降低了造斜段侧向力和井眼轨迹控制难度，如图1和2所示。
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图 1 圆弧形剖面和拟悬链线剖面造斜段侧向力分布对比Figure 1. Comparison of sideforce in kick-off between circular arc section and quasi-catenary section2口超深大位移井采用增—稳—增—稳的双增型井眼轨道设计，在隔水导管鞋以下10～20 m开始造斜，结合邻井钻井经验，ϕ609.6 mm井眼造斜率设计为1.5°/30 m～2.0°/30m，ϕ444.5 mm井眼造斜率设计为2°/30 m，井眼轨道设计基本参数为：第一造斜段造斜点井深220～225 m，造斜率2°/30 m，造斜终点井深1 470～1 510 m，垂深1 087～1 115 m，井斜角83°，方位角在85°～87°；第二造斜段造斜点井深7 540～8 040 m，造斜率为2°/30m，造斜终点井深7 660～8 140 m，垂深1 949～1 950 m，井斜角90°，方位角88°～97°；水平稳斜段井深8 466～9 340 m。
2.1.2 井眼轨迹精准控制技术
2口超深大位移井均设计采用隔水导管+四开井身结构：ϕ762.0 mm隔水导管下入深度约210 m，入泥深度约68 m，满足支撑井口、防喷器组及后续各层套管重量的要求；一开ϕ609.6 mm井眼钻至井深805 m（粤海组底部），下入ϕ508.0 mm表层套管至井深800 m，封固浅部松散地层，为二开钻进建立循环通道；二开ϕ444.5 mm井眼钻至井深3 005 m（确保钻穿F1断层后继续钻进200～300 m），下入ϕ339.7 mm技术套管至井深3 000 m；三开ϕ311.1 mm井眼钻至井深7 662～8 143 m，下入ϕ244.5 mm技术套管至井深7 657～8 138 m，封固F2、F3和F4断层，建立生产通道；四开ϕ215.9 mm井眼钻至井深8 466～9 340 m，裸眼筛管完井，如图2所示。
表层导管段采用隔水导管定向锤入，以满足浅层防碰和造斜要求，降低一开在浅部松软地层的造斜难度。锤入作业时应用带坡口角度的斜面导管鞋，并将其斜面高边对准设计方位，实现隔水导管朝设计方位定向偏斜。
一开ϕ609.6 mm井眼采用1.5°弯角等壁厚高扭矩螺杆钻具钻进，以在浅部松软地层大尺寸井眼快速造斜的同时，降低海水开路深钻带来的井壁失稳风险。在现场施工时，利用钻具组合的增斜趋势，采用复合钻进方式，并控制滑动钻进占比不超过50%，以保证井眼轨迹平滑的同时提高钻井效率，快速增斜至设计井斜，为后续定向钻进奠定良好的基础。
二开ϕ444.5 mm井眼采用全旋转指向式导向工具钻进，该导向工具能够与井下钻具组合等速同步旋转，造斜能力强，不需要通过控制钻速来提高造斜率，从而实现快速增斜至设计井斜（83°）而进入稳斜段，有效提高了钻进效率，同时避免了托压和憋泵等问题。
三开ϕ311.1 mm井眼是稳斜井段，在珠江组目的层顶着陆，裸眼段最长达5 143 m。该井段井眼轨迹控制难度最大、井下风险最高，优选具有动态智能力度补偿功能的高排量全旋转指向式导向工具钻进，其最高排量可以达到5 000 L/min，可在确保井眼轨迹平滑的同时，提高井眼清洁能力。为提高钻进效率和井眼轨迹控制精度，采取了一系列技术措施：1）将旋转导向耐磨扶正器内嵌材料升级为热稳定聚晶耐磨涂层，增强扶正器耐磨性能，以提高硬质夹层和长稳斜段钻进效率。2）钻具组合设计带有双向划眼功能的扶正器，以有效降低钻头托压风险。3）优选10.5 Hz传输频率，兼顾信号解调与数据传输速度，实现超远距离信号稳定传输与解调。4）采用动态六轴随钻连续高精测斜技术，测斜精度比常规MWD提高40%，实现随钻加密测斜，更加精准地描绘真实井眼轨迹形态，提高了井眼轨迹控制精度，确保超远距离精准着陆。
四开ϕ215.9 mm井眼沿目的层水平钻进，井眼轨迹控制精度要求较高，采用了超深高清多边界双探技术，以有效识别油水界面和油藏构造，精准控制井眼轨迹，实现了在薄油层中精准钻进。
2.2 合成基钻井液技术
针对超深大位移井大井斜长裸眼井段钻进存在的井眼清洁困难、摩阻扭矩高和安全作业密度窗口窄等技术难题[17–20]，ϕ311.1 mm和ϕ215.9 mm井眼均采用BIODRILLS合成基钻井液体系钻进，其基本配方为：75.0%合成基液+25.0%CaCl2溶液+1.0%主乳化剂PF−FSEMUL+1.2%辅乳化剂PF−FSCOAT+1.5%润湿剂PF−FSWET+2.0%有机土PF−FSGEL+2.5%碱度调节剂PF−MOALK+2.0%降滤失剂PF−MOHFR+2.0%复合封堵剂PF−MOSHIELD+2.0%超细碳酸钙PF−EZCARB+1.5%流型调节剂PF−FSVIS。与常规油基钻井液相比，该钻井液具有更好的流变性和润滑性，且泥岩抑制性强、滤失量低，具有更低的当量循环密度（ECD）和摩阻系数（见表1），可有效降低井眼垮塌风险和岩屑床形成速度，提高井眼清洁能力，降低井下地层憋漏和卡钻风险。
表 1 合成基钻井液与常规油基钻井液模拟ECD和摩阻系数对比Table 1. Comparison of ECD and friction factor between synthetic base drilling fluid and conventional oil base drilling fluid井眼/mm ECD/(kg·L−1) 摩阻系数 合成基
钻井液常规油基
钻井液合成基
钻井液常规油基
钻井液311.1 1.45 1.52 0.17～0.20 0.20～0.25 215.9 1.48 1.58 0.15～0.18 0.18～0.22 ϕ311.1 mm和ϕ215.9 mm井眼钻进过程中，BIODRILLS合成基钻井液体系的密度分别控制在1.09～1.27和1.09～1.15 kg/L，并采用保持钻井液性能低黏高切的维护思路，以提高低密度钻井液携砂能力，并降低激动压力，提高机械钻速。钻井液维护处理措施主要为：1）在钻井液中加入有机土PF−FSGEL和提切剂PF−FSVIS，维持ϕ6/ϕ3读数在9/8以上，随着井深增加逐步将ϕ6/ϕ3读数提高至15/14，以保持钻井液良好的流变性和岩屑悬浮携带能力（如图3所示），并将钻井液油水比由75/25逐步提高至85/15，以提高其润滑性。2）在钻遇坍塌压力升高地层前，适当提高钻井液密度。3）在钻进断层前约100 m加入随钻防漏剂PF−LCLOCK F、超细碳酸钙PF−EZCARB和承压封堵剂PF−RG，以提高钻井液封堵能力，改善泥饼质量，保证井壁稳定。4）及时加入主乳化剂PF−FSEMUL和辅乳化剂PF−FSCOAT，以维持钻井液电稳定性，并加入碱度调节剂PF−MOALK维持其碱度，以形成油包水型乳状液。5）充分利用高速离心机，精细化控制钻井液中的有害固相含量，以保证其清洁性。
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图 3 ϕ311.1 mm井眼合成基钻井液的切力变化曲线Figure 3. Drilling fluid shear force variation curve for ϕ311.1 mm well section2.3 易漏地层超长封固段固井技术
2口超深大位移井的井眼轨迹穿越3～4条断层，固井安全作业窗口小于0.2 kg/L，固井期间极易发生漏失。另外，超长封固段中ϕ244.5 mm套管居中度不高，岩屑易在低边沉降，钻井液、水泥浆和前置液存在密度差异，造成流体高低边分层，导致顶替效率差，固井质量难以保证，设计采用双密度水泥浆固井技术。为此，开发了2种液体减轻剂（PC−P81L和PC−P82L），并以其为核心构建了一套双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系（基本配方为：淡水+0.5%消泡剂PC−X60L+18.0%降滤失剂PC−G80L+5.0%早强剂PC−A95L+6.0%缓凝剂PC−H21L+15.0%增强剂PC−GS12S+25.0%液体悬浮减轻剂PC−P81L+0.5%液体悬浮减轻剂PC−P82L+100.0%G级水泥）。室内试验结果表明（见表2），该水泥浆具有良好的高悬浮稳定性、滤失性能、稠化性能和抗压强度等，造浆率接近300 L/100kg水泥，有效解决了海上平台空间受限问题。该水泥浆作为首浆，根据超深大位移井的固井需要，设计密度为1.28 kg/L。同时，研发出一套高固相低黏高切水泥浆体系（基本配方为：淡水+0.5%消泡剂PC−X60L+5.5%降滤失剂PC−G80L+5.0%早强剂PC−A95L+1.0%缓凝剂PC−H21L+5.0%增强剂PC−GS12S+13.0%漂珠PC−P62S+2.0%堵漏剂PC−B66S+100.0%G级水泥），其低黏高切的流变特性，可有效改善大位移井固井窄间隙顶替效率不佳的问题，同时具有优异的滤失性能、自由液和抗压强度等（见表2）。高固相低黏高切水泥浆体系采用颗粒级配原理配制，能确保具有较高的固相含量，在流变性能合适的前提下，水泥浆固相含量可达到43.6%。该水泥浆体系作为尾浆，设计密度为1.50 kg/L。
表 2 固井水泥浆体系首浆和尾浆性能Table 2. Properties of head and tail cement slurry水泥浆 密度/(kg·L−1) 黏度计读数 API滤失/mL 稠化时间①/h 自由液, % 造浆率② 抗压强度③/kPa 首浆 1.28 6/9/36/50/63 102 14.3 0 299.62 1 584.7 尾浆 1.50 5/8/64/109/155 48 9.5 0 129.41 13 986.7 注：①测试温度为90℃；②单位为L/100kg水泥；③测试条件为温度80 ℃、候凝时间48 h。 2.4 套管安全下入技术
套管安全顺利下至设计井深是确保超深大位移井建井成功的关键[21–22]。2口超深大位移井二开ϕ444.5 mm井段在钻至垂深约1 000 m时需要快速增斜至83°后稳斜钻进，三开ϕ311.1 mm井段保持井斜83°稳斜钻至井深
8131 m。在这种大井眼曲率和大井斜角条件下，二开ϕ339.7 mm套管和三开ϕ244.5 mm套管下入摩阻高，安全下入的难度极大。2.4.1 ϕ339.7 mm套管下入技术
模拟计算结果显示，用常规方式下入ϕ339.7 mm套管时，在设定的摩阻系数条件下，下至井深2 600 m时大钩悬重为零，无法下至设计井深3 000 m。为此，打破漂浮下套管技术主要用于下ϕ244.5 mm套管及ϕ177.8 mm尾管的现状，ϕ339.7 mm套管创新采用漂浮方式下入，模拟结果显示可成功下至设计井深。考虑到开始下入套管时，掏空套管串在钻井液中浮力较大，可能出现套管串上窜的问题，模拟计算分析发现，在套管串灌入高度200 m的钻井液，可以解决套管串上窜问题。最终ϕ339.7 mm套管设计下入方案为：套管内灌钻井液200 m+漂浮900 m+灌钻井液1 900 m。模拟结果显示（见图4），套管下入设计井深时，大钩悬重712 kN，下放余量311 kN，满足安全下套管作业要求。
2.4.2 ϕ244.5 mm套管下入技术
为确保ϕ244.5 mm套管安全下入，在设定钻井液密度1.27 kg/L、摩阻系数分别为0.3（套管井段）和0.5（裸眼井段）的条件下，从悬重、旋转扭矩和管柱安全等指标对5种套管下入方案的大钩悬重进行了模拟计算，结果如图5所示。其中，5种套管下入方案为：方案1为常规方式直接下入；方案2为漂浮套管下入（漂浮段长6 000 m）；方案3为套管全部漂浮不旋转下入；方案4为漂浮套管+旋转下入（漂浮段长6 000 m，旋转速度10 r/min）；方案5为套管全部漂浮+旋转下入（旋转速度20 r/min）。模拟结果发现：方案1的套管下至井深3 900 m时发生套管螺旋屈曲；方案2的套管下至井深3 970 m时发生套管螺旋屈曲；方案3的套管下至井深3 990 m时发生套管螺旋屈曲；方案4的套管能下至设计井深，但上提悬重为
1896.7 kN，旋转扭矩高达61.7 kN·m，旋转时漂浮接箍内部结构发生损坏的风险较大；方案5的套管能顺利下到设计井深，上提悬重为1 188.6 kN，下放悬重为515.6 kN，旋转扭矩仅为41.1 kN·m，满足漂浮接箍安全旋转下入的要求。最终确定ϕ244.5 mm套管采用方案5下入，即套管全部漂浮+旋转下入（旋转速度20 r/min）。为更好地满足套管安全下入要求，优选楔形螺纹高抗扭套管，接箍处设计15°倒角。同时，考虑裸眼段过长、井眼缩径可能导致套管下入困难，套管引鞋头可能被击穿造成钻井液反灌而形成井控风险的问题，优选了非对称结构可倒划眼的强耐压套管引鞋。2.5 动态监测辅助诊断技术
2口超深大位移井钻井作业中，受地层及井眼轨迹影响，摩阻扭矩高、钻压传递效率低、安全作业密度窗口窄，需要精准控制钻井液当量循环密度（ECD），同时为确保钻柱安全需要及时获取井内钻柱的运动特征[23–26]。为此，应用了基于斯伦贝谢井下动态监测系统Optidrill的动态监测辅助诊断技术，能够通过对近钻头钻压、近钻头扭矩、下部钻具组合弯曲载荷、环空压力与温度、停泵后环空液柱压力、钻具内部压力、钻具振动等数据的实时监测，可以有效分析钻进过程中遇到的不均质夹层、机械比能、切削效率、ECD等重要参数，从而辅助判断井下状况并提前预警，为现场决策提供科学依据。
1）机械钻速分析技术。随着超深大位移井大斜度裸眼段不断延长，易出现地面钻压和井底钻压严重背离（传递效率低），导致机械钻速变低，需要判断其原因以采取相应的技术措施。通过Optidrill实时采集的数据进行反演推算，可以准确判断机械钻速降低的原因是钻具托压还是钻头磨损，钻后还可利用其测量数据、测井曲线和岩屑进行细致分析，得出钻具托压或钻头磨损的主要原因。
2）液柱压力分析技术。Optidrill内置电池储能系统能够对环空压力进行测量取样，对于起下钻及开泵过程中产生的异常压力波动有直观的数据显示，可以据此对超深大位移井井内压力的调控提供参考，比如控制起下钻速度、钻井泵开启速度等，有效地降低激动压力，避免憋漏地层。
3）钻进效率分析技术。利用钻压、转速、扭矩等数据，Optidrill可以计算下部钻具组合机械比能及其在地面机械比能的占比，实现钻井全过程不同地层钻进效率的实时分析，为超深大位移井钻井参数优化提供指导。
4）井眼清洁分析技术。通过Optidrill在钻进、循环、倒划眼等多种工况下的ECD测量数据，得到不同工况下ECD与井深的关系曲线，从而对井眼清洁状况进行实时分析，指导钻井参数优化并采取相应的技术措施。
2.6 耐磨减阻完井管柱下入技术
为解决超深大位移井完井防砂管柱遇阻卡和超长井眼中偏磨严重等难题，设计应用了耐磨减阻完井管柱，并制定了安全高效下入技术措施。1）在防砂封隔器胶筒上下加铜护肩，护肩两侧设计ϕ214 mm规环，胶筒外径210 mm，有效防止胶筒下入时发生磨损。2）消除筛管过滤网层间间隙，筛管整体外径减小5 mm，抗压强度提升40%，将筛管外护套加厚至1.5 mm，防止偏磨损伤过滤网。3）筛管外护套进液孔由条形孔优化为圆形孔，增加了光滑度，从而有效降低摩阻。4）设计应用防砂管柱应急旋转机构，实现下入过程上部钻具旋转而下部完井管柱不旋转，显著降低管柱摩阻，同时封隔器坐封工具与封隔器连接处增加键槽设计，大幅度提高扭矩传递能力。5）优化完井管柱组合设计，在垂直井段使用大尺寸钻杆来加重，下入完井管柱组合为ϕ149.2 mm钻杆+ϕ127.0 mm钻杆+ϕ127.0 mm应急旋转机构+钻杆短节+顶部防砂封隔器总成+ϕ139.7 mm筛管。
3. 现场施工
恩平21−4油田2口超深大位移井均顺利钻至设计井深，未发生钻具断裂、卡钻、套管下不到位、井眼报废等井下故障。2口井平均井深9 054.50 m，其中恩平21−4−A1H井完钻井深9 508.00 m，垂深1 962.90 m，水平位移8 689.00 m，水垂比4.43，是我国海上第一深井。这2口井打破了我国4项钻完井纪录和中国海油9项钻完井纪录，如表3所示。现以恩平21−4−A1H井为例，简要介绍现场施工情况。
表 3 2口超深大位移井创造钻完井纪录情况Table 3. Drilling and completion records breaking of 2 Ultra-deep extended reach wells序号 纪录范围 纪录名称 现纪录 1 全国 海上井深最深（生产井） 9 508 m 2 全国 水平位移最大 8 689 m 3 全国 ϕ311.1 mm井段最长 8 131 m 4 全国 ϕ244.5 mm套管下深最深 8 125 m 5 中国海油 井深最深（生产井） 9 508 m 6 中国海油 水平位移最大的井 8 689 m 7 中国海油 ϕ311.1 mm井段最长 8 131 m 8 中国海油 ϕ244.5 mm套管下深最深井 8 125 m 9 中国海油 裸眼段最长 5 124 m 10 中国海油 9 501～10 000 m井深水平井
最短钻井周期107.83 d 11 中国海油 9 501～10 000 m井深防砂水平井
最短作业周期（仅下筛管）7.54 d 12 中国海油 8 501～9 000 m井深水平井
最短钻井周期81.05 d 13 中国海油 8 501～9 000 m井深防砂水平井
最短作业周期（仅下筛管）7.50 d 3.1 钻井作业情况
恩平21−4−A1H井设计井深9 340.0 m，设计采用四开井身结构，实钻井身结构如图6所示。
该井ϕ762.0 mm隔水导管采用锤入法下至井深212.30 m。
一开ϕ609.6 mm井眼采用海水/膨润土浆开路钻至井深807.00 m，最大排量4 300 L/min，最高转速130 r/min，ϕ508.0 mm表层套管下至井深805.50 m，封固粤海组等松软地层并建立井口。钻具组合为：ϕ609.6 mm牙轮钻头+ϕ244.5 mm螺杆钻具（弯角1.5°）+随钻测斜工具+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ203.2 mm液压震击器+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ149.2 mm钻杆。
二开ϕ444.5 mm井眼采用PDF−PLUS/KCl钻井液体系钻进，快速造斜至井斜83°并稳斜钻至井深
3007.00 m，最大排量4 600 L/min，最高转速140 r/min，下入ϕ339.7 mm技术套管至井深3 004.00 m，封固断层F1。钻具组合为：ϕ444.5 mm PDC钻头+旋转导向工具+随钻测斜工具+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ203.2 mm液压震击器+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ149.2 mm钻杆。三开ϕ311.1 mm井眼采用BIODRILLS合成基钻井液体系钻进，保持井斜83°稳斜钻至中完井深8 131.40 m，排量控制在3 500～4 200 L/min，转速100～150 r/min,下入ϕ244.5 mm技术套管至井深8 125.00 m，封固F2和F3断层。钻具组合为：ϕ311.1 mm钻头+旋转导向工具+随钻测井工具+随钻测斜工具+动态监测工具+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ203.2 mm液压震击器+ϕ149.2 mm加重钻杆+ϕ149.2 mm钻杆。
四开ϕ215.9 mm水平井眼采用BIODRILLS合成基钻井液体系钻至井深9 508.00 m完钻，排量1 700～1 800 L/min，最高转速130 r/min，下入ϕ139.7 mm防砂筛管完井。钻具组合为：ϕ215.9 mm PDC钻头+旋转导向工具+随钻测井工具1+随钻测斜工具+随钻测井工具2+动态监测工具+ϕ127.0 mm加重钻杆+ϕ165.1 mm液压震击器+ϕ127.0 mm加重钻杆+ϕ127.0 mm钻杆+ϕ149.2 mm钻杆。
3.2 固井作业情况
恩平21−4−A1H井二开、三开井眼固井难度相对较大，存在套管附件磨损严重、水泥浆漏失风险大及提高顶替效率困难等难题。1）套管旋转下入过程中易贴紧井壁而发生刮碰及摩擦，造成扶正器、浮鞋等固井附件及固井胶塞发生磨损失效，影响固井质量。2）该井存在3个断层，其中F3断层漏失压力最低，当量密度约为1.44 kg/L，固井作业窗口仅0.17 kg/L，极易在下套管、循环期间发生水泥浆漏失。3）超长封固段套管居中度不高，岩屑易在低边沉降，流体高低边分层，导致顶替效率差。针对上述难题，应用了下套管附件耐磨评价技术、注水泥井筒液柱压力精准计算及固井水泥浆体系优化设计等技术方案，确保了该井二开、三开井眼固井成功。
二开ϕ444.5 mm井眼固井采用了ϕ339.7 mm、107.2 kg/m、钢级P110的高抗扭套管，套管柱组合为划眼浮鞋+高抗扭套管+浮箍+高抗扭套管+碰压接箍+高抗扭套管（灌入钻井液200 m）+高抗扭套管（掏空900 m）+漂浮接箍+高抗扭套管。固井施工时，ϕ339.7 mm套管下至设计井深3 004.00 m后，大钩悬重剩余898.5 kN，除去顶驱及大钩自身重量，下放悬重余量有498.2 kN。该井段固井采用双密度水泥浆体系，首浆密度为1.3 kg/L，稠化时间776 min，API滤失量102 mL，24 h抗压强度3.1 MPa；尾浆密度为1.87 kg/L，稠化时间351 min，API滤失量42 mL，24 h抗压强度15.9 MPa。固井浆柱结构为隔离液+冲洗液+混合水+首浆+尾浆+混合水+海水，先后泵入隔离液15.9 m3，冲洗液19.1 m3，混合水1.59 m3，更换双塞固井水泥头，泵入首浆151.2 m3，尾浆44.9 m3，释放固井顶塞，泵入密度1.87 kg/L的水泥浆0.79 m3，混合水1.59 m3，顶替海水226.9 m3，固井碰压8.97 MPa，泄压检查正常。根据行业标准SY/T 6592—2016，该井段固井质量为良。
三开ϕ311.1 mm井眼固井采用了ϕ244.5 mm、69.94 kg/m、钢级1Cr−P110的高抗扭套管固井，套管柱组合为划眼浮鞋+高抗扭套管+浮箍+高抗扭套管+碰压接箍+高抗扭套管。固井施工时，ϕ244.5 mm套管全漂浮不旋转下至上层套管鞋前（井深2 996.00 m处），此时下放悬重458.2 kN，下放余量57.8 kN，满足继续安全下套管作业要求。继续采用全漂浮不旋转方式下入套管至井深4 026.00 m，无法正常下放，开始旋转下入，转速20 r/min，最终历时66 h，将669根套管安全高效下至设计井深8 125.00 m，此时大钩悬重为560.5 kN，下放余量160.1 kN，旋转扭矩36.6 kN·m，全程最大旋转扭矩40.68 kN·m。该井段固井采用双密度水泥浆体系，首浆是双重悬浮超低密度低摩阻水泥浆体系，密度为1.28 kg/L，尾浆是高固相低黏高切水泥浆体系，密度为1.50 kg/L，水泥浆体系主要性能见表2。固井浆柱结构为双效隔离液+油水双效冲洗液+混合水+首浆+尾浆+混合水+钻井液，先后泵入双效隔离液31.8 m3，冲洗液14.3 m3，释放固井底塞，泵入混合水1.59 m3、首浆50.2 m3和尾浆37.3 m3，释放固井顶塞，泵入混合水0.79 m3，顶替钻井液307.3 m3，固井碰压8.28 MPa，泄压检查正常。根据行业标准SY/T 6592—2016，该井段固井质量为良。
3.3 钻井效果分析
恩平21−4−A1H井历时117 d完成钻完井作业，平均机械钻速26.8 m/h，钻井日效率86.9 m/d，钻井生产时效88.99%，井斜、井径、中靶质量、固井质量和随钻测井等关键质量指标的合格率均达到100%。该井打破了我国4项钻完井纪录和中国海油7项钻完井纪录（见表3）。ϕ311.1 mm井眼三趟钻完成，第一趟钻进尺2 119.00 m，第二趟钻进尺1 261.00 m，第三趟钻进尺1 744.40 m，钻井过程中倒划眼起钻困难，部分岩性变化井段频繁出现憋泵蹩钻情况，处理倒划眼起钻困难共用时200 h。另外，ϕ311.1 mm井眼钻进中分别在倒划眼起钻、第三趟钻下钻循环处理钻井液以及通井下钻至井底循环时发生井漏，共漏失钻井液2 000 m3。
4. 结论和建议
1）与水平井和普通大位移井，超深大位移井的井眼轨迹控制精度要求更高，岩屑床更易堆积，井眼清洁难度更大，井筒摩阻扭矩更高，ECD精细管控需求更突出。
2）恩平21−4油田2口超深大位移井的成功完钻离不开井眼轨道优化、井身结构合理设计、井眼轨迹精准控制、钻井液和水泥浆的性能调控、套管安全下入及动态监测辅助诊断等技术的协同运用。
3）恩平21−4油田超深大位移井钻完井关键技术进一步丰富完善了我国大位移井技术体系，为万米级边际油田高质量开发提供了有力技术支撑。
4）对标萨哈林、阿布扎比等超万米的国际一流超深大位移井，恩平21−4油田2口超深大位移井的整体作业效率偏低，需要进一步开展钻井液性能优化、提升钻机装备能力、优化钻井参数等钻完井关键技术攻关，以实现钻井提速提效降本。
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图 1 圆弧形剖面和拟悬链线剖面造斜段侧向力分布对比
Figure 1. Comparison of sideforce in kick-off between circular arc section and quasi-catenary section
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图 3 ϕ311.1 mm井眼合成基钻井液的切力变化曲线
Figure 3. Drilling fluid shear force variation curve for ϕ311.1 mm well section
表 1 合成基钻井液与常规油基钻井液模拟ECD和摩阻系数对比
Table 1 Comparison of ECD and friction factor between synthetic base drilling fluid and conventional oil base drilling fluid
井眼/mm ECD/(kg·L−1) 摩阻系数 合成基
钻井液常规油基
钻井液合成基
钻井液常规油基
钻井液311.1 1.45 1.52 0.17～0.20 0.20～0.25 215.9 1.48 1.58 0.15～0.18 0.18～0.22 
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表 2 固井水泥浆体系首浆和尾浆性能
Table 2 Properties of head and tail cement slurry
水泥浆 密度/(kg·L−1) 黏度计读数 API滤失/mL 稠化时间①/h 自由液, % 造浆率② 抗压强度③/kPa 首浆 1.28 6/9/36/50/63 102 14.3 0 299.62 1 584.7 尾浆 1.50 5/8/64/109/155 48 9.5 0 129.41 13 986.7 注：①测试温度为90℃；②单位为L/100kg水泥；③测试条件为温度80 ℃、候凝时间48 h。
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表 3 2口超深大位移井创造钻完井纪录情况
Table 3 Drilling and completion records breaking of 2 Ultra-deep extended reach wells
序号 纪录范围 纪录名称 现纪录 1 全国 海上井深最深（生产井） 9 508 m 2 全国 水平位移最大 8 689 m 3 全国 ϕ311.1 mm井段最长 8 131 m 4 全国 ϕ244.5 mm套管下深最深 8 125 m 5 中国海油 井深最深（生产井） 9 508 m 6 中国海油 水平位移最大的井 8 689 m 7 中国海油 ϕ311.1 mm井段最长 8 131 m 8 中国海油 ϕ244.5 mm套管下深最深井 8 125 m 9 中国海油 裸眼段最长 5 124 m 10 中国海油 9 501～10 000 m井深水平井
最短钻井周期107.83 d 11 中国海油 9 501～10 000 m井深防砂水平井
最短作业周期（仅下筛管）7.54 d 12 中国海油 8 501～9 000 m井深水平井
最短钻井周期81.05 d 13 中国海油 8 501～9 000 m井深防砂水平井
最短作业周期（仅下筛管）7.50 d
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