一家石油公司在印度尼西亞一個氣田進行鉆井施工。該氣田位于印尼南蘇門答臘盆地中央巨港子盆地的西側，為第三系弧后盆地構造，前第三系地層蘊藏著氣田的下部儲層，而上部儲層處于 第 三 系 Lower Talang Akar 和Batu Raja組的多孔沉積巖構造內，第三系和前第三系儲層天然裂縫裂度增強。

 

印尼南蘇門答臘盆地鉆井實踐表明，新技術應用使鉆井持續穿過大范圍裂縫儲層的整個漏層。從先前完鉆的三口井效果來看，三口井仍在持續不斷地產出大量天然氣，這表明在Batu Raja 組和前第三系鉆遇到強裂縫地層，一次單獨針對前第三系基底所做的測試結果是：井底完全敞口流量為日產氣 2 億 3,700 萬標準立方英尺（671 萬 m 3 / 天），一次前第三系基底與 Batu Raja 組合并測試的結果是：井底完全敞口流量為日產氣10 億 9,700 萬標準立方英尺（3,106萬 m 3 / 天）。以下重點介紹該氣田鉆井期間，采用輕（或低密度）環空泥漿帽鉆井加井下隔離閥工藝進行的鉆井施工的情況。

 

鉆井挑戰
 

不像中蘇門答臘省，南蘇門答臘氣田的鉆井施工經常遇到各種問題，導致非生產時間增加，普遍出現的問題有：井眼縮徑／井壁脫落／頁巖膨脹／泥漿環：這些問題可能是因泥漿密度不合適或泥漿的化學抑制作用不足所引起，特別是在頁巖占主導的井段，這部分井段主要是下巨港（Lower Palembang）和特里薩（Telisa）頁巖層系；地層高壓：一口井的地層壓力預測是依據先前鉆的鄰近開發井得來的；高溫、硫化氫和二氧化碳污染：完鉆井深的井底靜態溫度在 300 ℉（149℃）以上，并含有 6% 左右的二氧化碳和 10ppm（ppm 百萬分之…）的硫化氫氣體；鉆井困難、氣涌和井漏：在這個擁有大范圍裂縫的地層鉆井難度增大是一個普遍存在的問題，天然裂縫地層導致嚴重 井 漏 問 題； 同 時， 在 巴 都 拉 惹（Baturaja）碳酸鹽和前第三系地層鉆井期間可能存在氣涌的風險，這個層位是花崗巖地層。

 

輕環空泥漿帽鉆井鉆 X 井 使 用 了 3 種 鉆 井 液，水基泥漿打表層井段；由于特里薩（Telisa）地層存有部分高壓層段和潛在的膨脹效應，為了將這些可能給井眼穩定性帶來風險的因素降至最低，選用合成泥漿打中間井段；為了降低成本、易于處理和有效維護，選用清水打油層段。

 

漏層段鉆進期間，為了保持井壁、環空完好與穩定，要求環空采用輕泥漿維持正常鉆進，環空輕泥漿的設計密度低于裂縫地層的壓力梯度，避免漏失加重；開始鉆進后無泥漿返出地面，在地面壓力的輔助下，環空液柱維持在地層能夠接受泥漿和巖屑的尺度之上，環空輕泥漿會將所有巖屑輸送進裂縫，如果環空出現氣體運移或上竄，上竄的氣體會被地面施加的井控回壓法（bullheading）遏制。

 

井下隔離閥的設計與安裝井下隔離閥作為套管設計的一部分下入井下，允許全口徑鉆井、完井井底鉆具組合通過，該系統由一個套管外下入的雙膠囊控制線觸發啟動，通過一個地面控制裝置將其激活，見圖 1；井下隔離閥裝置采用一種擋板式封堵結構，它能阻擋儲層流體進入套管，防止壓力上竄至井口井下隔離閥作為井下屏障，利用一個擋板式封堵裝置阻止壓力竄至地面，當井底鉆具組合或完井鉆柱通過時，擋板被全口打開；當井下沒有鉆具時，擋板被關閉，處于關閉狀態；鉆進期間起下鉆時，考慮到施加在鉆具上外力，需要執行特殊作業程序，執行特殊作業程序的目的是防止井內鉆具被高壓上推或推出井口。

 

鉆井施工作為回接管柱的一部分，井下隔離閥以可回收方式安裝，在回接安裝前下 95 /8 ″套管，在準備好提起井下隔離閥之前，下套管正常進行。在通過滑輪下放控制線并將其與井下隔離閥本體連接后，對井下隔離閥的擋板進行功能測試和壓力測試，借助地面控制裝置，保持井下隔離閥控制線敞開一側的壓力在500psi（3.45MPa），閉合一側的壓力在 200psi（1.38MPa），作為控制線泄漏的指示；從第一根到地面的每個套管接箍都安裝有井下隔離閥控制線夾子。油層井段繼續向 2,500m 的深度鉆進，直到起鉆更換鉆頭、震擊器和浮閥短節，用輕環空泥漿帽鉆進，鉆至2,800m 的目標深度，如果發生氣體運移，會被環空回壓法阻止。完井階段下部完井設計選定 13Cr-80 材料，它能抵御油層段可能出現的小規模二氧化碳；為了能確定和劃分油層，最初下部完井計劃下一個封隔器來隔離巴都拉惹（Baturaja）層段；下部完井由一個平片鼻形浮鞋、預射孔交互接頭、易碎盤塞和一個 7″ × 9  5 / 8 ″尾管頂部封隔器組成；在接下部完井組件時，計劃在95 /8 ″套管鞋上方安置尾管頂部封隔器。

 

不過，尾管不能在 2,500m 處越過一個明顯臺階或壁架的情況下工作，考慮到 2.4 桶 / 每分鐘的漏失速度、可用的清水供應量以及與成本有關的其它選項（包括起出 / 重下尾管），決定下部完井組件的設定深度比計劃深度要淺一些。在井口安裝油管懸掛器之前（回接懸掛器和油管懸掛器坐在同一位置），用可回收回接管柱繼續作業，上部完井組件下完后作業結束，見圖 2。測試階段產量與產量梯度測量數據得出的評估結果為：絕對敞口流量為 11億標準立方英尺 / 每天（3,115 萬m 3 / 天）；預計最大生產受限能力為 1 億 5,000 萬標準立方英尺 / 每天（425 萬 m 3 / 天）；流量測試后凝析油的產量平均為 72.47 儲罐桶 /百萬標準立方英尺。

 

經驗教訓81 /2 ″井段的目的深度比設計深度淺一些，設計井深為 3,200m；鉆 至 2,800m 后， 遇 到 嚴 重 井漏， 漏 失 率 達 每 天 約 24,000 桶（3,816m 3 / 天）， 先 前 一 口 井 的參 考 漏 失 率 僅 為 每 天 12,000 桶（1,908m 3 / 天），在這種情況下，現場計劃的淡水供應量不夠鉆至設計井深。此外，出現井漏后，地層氣體的運移速度很低，這導致需要額外時間讓井下隔離閥擋板下方增壓，以便獲得封堵要求的最小壓力；雖然 X 井因目標深度較淺被稱作一口淺井， 但所有的目的層都已穿過。正鉆的 X 井是一口高產氣井，產氣量約為 1.5 億標準立方英尺 / 每天（425 萬 m 3 / 天），目標儲層輕環空泥漿帽鉆井及井下隔離閥工藝的應用獲得了高產氣效果；取得成功的其它關鍵因素還應歸因于良好的項目管理、規劃與設計，以及石油公司與鉆井承包商之間完美的協調、溝通與合作。