一家石油公司在印度尼西亚一个气田进行钻井施工。该气田位于印尼南苏门答腊盆地中央巨港子盆地的西侧，为第三系弧后盆地构造，前第三系地层蕴藏着气田的下部储层，而上部储层处于 第 三 系 Lower Talang Akar 和Batu Raja组的多孔沉积岩构造内，第三系和前第三系储层天然裂缝裂度增强。

 

印尼南苏门答腊盆地钻井实践表明，新技术应用使钻井持续穿过大范围裂缝储层的整个漏层。从先前完钻的三口井效果来看，三口井仍在持续不断地产出大量天然气，这表明在Batu Raja 组和前第三系钻遇到强裂缝地层，一次单独针对前第三系基底所做的测试结果是：井底完全敞口流量为日产气 2 亿 3,700 万标准立方英尺（671 万 m 3 / 天），一次前第三系基底与 Batu Raja 组合并测试的结果是：井底完全敞口流量为日产气10 亿 9,700 万标准立方英尺（3,106万 m 3 / 天）。以下重点介绍该气田钻井期间，采用轻（或低密度）环空泥浆帽钻井加井下隔离阀工艺进行的钻井施工的情况。

 

钻井挑战
 

不像中苏门答腊省，南苏门答腊气田的钻井施工经常遇到各种问题，导致非生产时间增加，普遍出现的问题有：井眼缩径／井壁脱落／页岩膨胀／泥浆环：这些问题可能是因泥浆密度不合适或泥浆的化学抑制作用不足所引起，特别是在页岩占主导的井段，这部分井段主要是下巨港（Lower Palembang）和特里萨（Telisa）页岩层系；地层高压：一口井的地层压力预测是依据先前钻的邻近开发井得来的；高温、硫化氢和二氧化碳污染：完钻井深的井底静态温度在 300 ℉（149℃）以上，并含有 6% 左右的二氧化碳和 10ppm（ppm 百万分之…）的硫化氢气体；钻井困难、气涌和井漏：在这个拥有大范围裂缝的地层钻井难度增大是一个普遍存在的问题，天然裂缝地层导致严重 井 漏 问 题； 同 时， 在 巴 都 拉 惹（Baturaja）碳酸盐和前第三系地层钻井期间可能存在气涌的风险，这个层位是花岗岩地层。

 

轻环空泥浆帽钻井钻 X 井 使 用 了 3 种 钻 井 液，水基泥浆打表层井段；由于特里萨（Telisa）地层存有部分高压层段和潜在的膨胀效应，为了将这些可能给井眼稳定性带来风险的因素降至最低，选用合成泥浆打中间井段；为了降低成本、易于处理和有效维护，选用清水打油层段。

 

漏层段钻进期间，为了保持井壁、环空完好与稳定，要求环空采用轻泥浆维持正常钻进，环空轻泥浆的设计密度低于裂缝地层的压力梯度，避免漏失加重；开始钻进后无泥浆返出地面，在地面压力的辅助下，环空液柱维持在地层能够接受泥浆和岩屑的尺度之上，环空轻泥浆会将所有岩屑输送进裂缝，如果环空出现气体运移或上窜，上窜的气体会被地面施加的井控回压法（bullheading）遏制。

 

井下隔离阀的设计与安装井下隔离阀作为套管设计的一部分下入井下，允许全口径钻井、完井井底钻具组合通过，该系统由一个套管外下入的双胶囊控制线触发启动，通过一个地面控制装置将其激活，见图 1；井下隔离阀装置采用一种挡板式封堵结构，它能阻挡储层流体进入套管，防止压力上窜至井口井下隔离阀作为井下屏障，利用一个挡板式封堵装置阻止压力窜至地面，当井底钻具组合或完井钻柱通过时，挡板被全口打开；当井下没有钻具时，挡板被关闭，处于关闭状态；钻进期间起下钻时，考虑到施加在钻具上外力，需要执行特殊作业程序，执行特殊作业程序的目的是防止井内钻具被高压上推或推出井口。

 

钻井施工作为回接管柱的一部分，井下隔离阀以可回收方式安装，在回接安装前下 95 /8 ″套管，在准备好提起井下隔离阀之前，下套管正常进行。在通过滑轮下放控制线并将其与井下隔离阀本体连接后，对井下隔离阀的挡板进行功能测试和压力测试，借助地面控制装置，保持井下隔离阀控制线敞开一侧的压力在500psi（3.45MPa），闭合一侧的压力在 200psi（1.38MPa），作为控制线泄漏的指示；从第一根到地面的每个套管接箍都安装有井下隔离阀控制线夹子。油层井段继续向 2,500m 的深度钻进，直到起钻更换钻头、震击器和浮阀短节，用轻环空泥浆帽钻进，钻至2,800m 的目标深度，如果发生气体运移，会被环空回压法阻止。完井阶段下部完井设计选定 13Cr-80 材料，它能抵御油层段可能出现的小规模二氧化碳；为了能确定和划分油层，最初下部完井计划下一个封隔器来隔离巴都拉惹（Baturaja）层段；下部完井由一个平片鼻形浮鞋、预射孔交互接头、易碎盘塞和一个 7″ × 9  5 / 8 ″尾管顶部封隔器组成；在接下部完井组件时，计划在95 /8 ″套管鞋上方安置尾管顶部封隔器。

 

不过，尾管不能在 2,500m 处越过一个明显台阶或壁架的情况下工作，考虑到 2.4 桶 / 每分钟的漏失速度、可用的清水供应量以及与成本有关的其它选项（包括起出 / 重下尾管），决定下部完井组件的设定深度比计划深度要浅一些。在井口安装油管悬挂器之前（回接悬挂器和油管悬挂器坐在同一位置），用可回收回接管柱继续作业，上部完井组件下完后作业结束，见图 2。测试阶段产量与产量梯度测量数据得出的评估结果为：绝对敞口流量为 11亿标准立方英尺 / 每天（3,115 万m 3 / 天）；预计最大生产受限能力为 1 亿 5,000 万标准立方英尺 / 每天（425 万 m 3 / 天）；流量测试后凝析油的产量平均为 72.47 储罐桶 /百万标准立方英尺。

 

经验教训81 /2 ″井段的目的深度比设计深度浅一些，设计井深为 3,200m；钻 至 2,800m 后， 遇 到 严 重 井漏， 漏 失 率 达 每 天 约 24,000 桶（3,816m 3 / 天）， 先 前 一 口 井 的参 考 漏 失 率 仅 为 每 天 12,000 桶（1,908m 3 / 天），在这种情况下，现场计划的淡水供应量不够钻至设计井深。此外，出现井漏后，地层气体的运移速度很低，这导致需要额外时间让井下隔离阀挡板下方增压，以便获得封堵要求的最小压力；虽然 X 井因目标深度较浅被称作一口浅井， 但所有的目的层都已穿过。正钻的 X 井是一口高产气井，产气量约为 1.5 亿标准立方英尺 / 每天（425 万 m 3 / 天），目标储层轻环空泥浆帽钻井及井下隔离阀工艺的应用获得了高产气效果；取得成功的其它关键因素还应归因于良好的项目管理、规划与设计，以及石油公司与钻井承包商之间完美的协调、沟通与合作。