袁会敏

（中海油能源发展工程技术公司，天津 300450）

摘  要：为有效解决海上异常差压区块后续探井钻井施工难题，以近期完钻的渤海油田A1井为例，分析了异常超压地层特征，在此基础上结合井身结构设计思路对井身结构进行了针对性设计和决策树验证，并据此在特定井段实施了控压钻井技术，最终实现了该井的成功钻探。该方案为海上注水老油田类似超压地层的开发提供了高质量参考，具有极好的推广应用价值。

关键词：海上油田；超压地层；井身结构设计；控压钻井

1 A1井概况

A1井设计为渤海油田的一口生产井，目的层位为馆陶组，该井实施的目的为落实L100-L110油组压力并验证下层系产能，以推动整个区块的开发方案研究。结合区块钻探情况，认为A1井的主要钻探难点为120-L90油组地层亏压，L100-L110油组目前无压力测试资料，有邻井在钻遇L100油组时遇到异常高压关井。基于邻井井口压力、关井压力资料和随钻认识，结合数值模拟预测A1井I20-L90油组地层整体以亏压为主，最大亏压2.5MPa，压力系数为0.76～1.00；同时，基于物质平衡方法及邻井压恢解释，预测L100-L110油组地层压力最大超压9.2MPa，压力系数为1.62～1.64；预测A1井在海拔-360～-310m存在可疑浅层气层，海拔-840～-790m存在可疑气层。针对此特殊地层条件，迫切需要开展针对性井身结构设计。

2 A1井井身结构设计

2.1 设计思路

为确保超压区块的安全开发，以往海上油田钻井的通常做法为钻前注水井停注或控制注水规模，生产井返排泄压、增加备用井身结构等。但此次研究中A1井目的层超压严重，同时存在压力预测具有不确定性、密度窗口窄、地质卡层难等问题。因此对于该井井身结构设计应采取保守原则进行，除需要满足常规井的基本条件外，还应满足4个方面的要求：①严格按照孔隙压力、坍塌压力、破裂压力三压力曲线确定每层套管的下深；②潜在的高压层和薄弱地层不应在同一裸眼段；③对于不确定的高压层宜有备用套管层次；④根据可能出现的不确定和风险制定决策树，以确保作业有章可循。

2.2 井身结构针对性设计

（1）下表层套管封浅层气。由于预测存在可疑浅层气层，为避免出现气窜，通过下人表层套管以封隔浅层气很关键。因此，决定设计表层p406.4mm井眼钻进至502m附近时下人p339.7mm套管以封隔浅层气（浅层气海拔-310～-360m），并且不揭开下部浅部可疑气层(海拔-790～-840m)。

（2）钻至泥岩层中完钻。由于预测L10-190油组的地层压力系数为0.76～1.00，整体以亏压为主，190油组油底与L100油组顶之间发育1套垂厚15~25m的泥岩段，二开p311.1mm井眼中完钻原则是钻穿190油组的油底后在泥岩段中完钻，不揭开超压层。同时，由于预测L90-L100油组之间的泥岩段顶底深分别为MD1578m和MD1600m，因此p311.1mm井段选取在泥岩段中部约1590m中完钻，然后下人φ244.5mm套管。

（3）根据管鞋处承压，决定超压层钻进实施。由于该井L100-L110油组压力系数为1.62～1.64，三开p215.9mm井眼会揭开超压层，若管鞋处承压满足井眼安全作业要求或采取提高承压措施后满足井眼安全作业要求，则p215.9mm井眼钻进至完钻井深；若采取提高承压措施后管鞋处承压仍不能满足井眼安全作业要求，则注水泥塞封堵超压层，生产I90及以上层位。

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