南海西部窄安全密度窗口超高溫高壓鉆井技術(shù)

羅 鳴， 吳 江， 陳浩東， 肖 平

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

近年來，隨著對(duì)高溫高壓氣藏成藏規(guī)律認(rèn)識(shí)的深入以及油氣勘探的突破，高溫高壓區(qū)域成為我國海上油氣勘探的重要方向之一[1-4]。南海鶯歌海盆地和瓊東南盆地的深部地層均發(fā)育有高溫高壓儲(chǔ)層，且隨著勘探區(qū)域的外延以及向深部地層發(fā)展，地質(zhì)情況更加復(fù)雜，最主要的表現(xiàn)是地層的壓力和溫度越來越高，尤其以鶯歌海盆地樂東區(qū)域的高溫高壓儲(chǔ)層最具代表性。

樂東區(qū)域探井地層壓力系數(shù)在2.30左右，儲(chǔ)層溫度在200 ℃左右，屬于典型的超高溫高壓，部分井到達(dá)極高溫高壓。由于受強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力形成底辟破碎帶的影響，高溫高壓儲(chǔ)層具有承壓能力低、坍塌壓力高的特點(diǎn)，加之地層壓力高，導(dǎo)致鉆井液安全密度窗口極窄，容易導(dǎo)致套管層次多、套管余量不足、鉆井期間易出現(xiàn)井漏、井涌甚至井噴等井下故障[5-6]，導(dǎo)致鉆井周期長、作業(yè)成本高，從而嚴(yán)重制約了該區(qū)域勘探開發(fā)的進(jìn)程。因此，筆者針對(duì)超高溫高壓窄安全密度窗口安全鉆井的需求，開展了地層壓力預(yù)測(cè)、隨鉆堵漏、井下鉆井液當(dāng)量循環(huán)密度預(yù)測(cè)監(jiān)測(cè)、抗高溫鉆井液和超高溫高壓固井等方面的研究，形成了南海西部窄安全密度窗口超高溫高壓鉆完井技術(shù)，并在樂東區(qū)域7口超高溫高壓井進(jìn)行了成功應(yīng)用，滿足了南海西部超高溫高壓地層勘探開發(fā)的需求。

1 地層巖性及鉆井技術(shù)難點(diǎn)

南海西部樂東區(qū)域超高溫高壓井鉆遇的地層自上而下依次為第四系樂東組，新近系鶯歌海組、黃流組和梅山組。目的層主要為黃流組，發(fā)育多套水道砂巖，巖性以細(xì)砂巖、中砂巖為主。

樂東區(qū)域超高溫高壓地層的地層壓力系數(shù)平均約2.28，破裂壓力系數(shù)平均約2.35，安全密度窗口不到0.10 kg/L，安全密度窗口十分狹窄，甚至無作業(yè)窗口。由于孔隙壓力接近破裂壓力，鉆井作業(yè)時(shí)井筒液柱壓力易超出二者所確定的范圍，加之地層壓力成因機(jī)制復(fù)雜、鉆井資料少難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)地層壓力，鉆井時(shí)經(jīng)常發(fā)生井漏、井涌甚至井噴等井下故障。從南海西部已鉆超高溫高壓井段井下故障統(tǒng)計(jì)情況（見表1）看，約30%的井因井漏、井涌等復(fù)雜情況無法正常鉆進(jìn)而被迫棄井[7-12]，鉆井作業(yè)難度巨大。

表1 南海西部已鉆超高溫高壓井井下故障統(tǒng)計(jì)Table1 Statistics on the downhole problems of drilled ultra-HTHP wells in the western South China Sea

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 地層壓力預(yù)測(cè)監(jiān)測(cè)技術(shù)

合理的鉆井液密度應(yīng)保證鉆井過程中不發(fā)生溢流、坍塌和漏失等井下故障，這就要求鉆井液密度必須大于鉆井液安全密度窗口的下限，小于鉆井液安全密度窗口的上限[12-13]。確定安全密度窗口的基礎(chǔ)是準(zhǔn)確預(yù)測(cè)監(jiān)測(cè)地層真實(shí)孔隙壓力、破裂壓力，但南海西部超高溫高壓區(qū)域由于受底辟帶的影響，地層孔隙壓力高、破裂壓力低、同一裸眼井段中存在多套壓力層系，地質(zhì)條件異常復(fù)雜，加之地層壓力成因機(jī)制復(fù)雜、鉆井資料少難以準(zhǔn)確預(yù)測(cè)地層壓力。為此，進(jìn)行了地層壓力精確預(yù)測(cè)研究，形成了深度卡層與智能預(yù)警技術(shù)和隨鉆VSP技術(shù)。深度卡層和智能預(yù)警技術(shù)是通過建立疊前深度偏移速度模型，將常規(guī)時(shí)間域地震剖面轉(zhuǎn)化為深度域剖面，讀取深度域剖面上的深度和構(gòu)造等地層信息，并利用鉆井過程中收集到的層位深度、承壓能力等資料修正疊前深度偏移速度模型，從而使預(yù)測(cè)的卡層深度更接近實(shí)鉆深度。隨鉆VSP技術(shù)是通過實(shí)時(shí)隨鉆數(shù)據(jù)更新鉆頭在地震剖面中的位置和鉆頭前方高壓層的位置，為準(zhǔn)確確定套管下入深度、反演下部層位深度及壓力提供參考。

2.2 鉆井液隨鉆堵漏技術(shù)

在保證井眼穩(wěn)定的前提下，提高地層承壓能力可以擴(kuò)大安全密度窗口。通過添加聚胺抑制劑增強(qiáng)鉆井液的抑制性，降低地層水化程度，從而降低地層坍塌壓力。鉆井過程中在鉆井液中加入由不同粒徑碳酸鈣、瀝青和小粒徑纖維類材料復(fù)配的堵漏材料，提高鉆井液的防漏堵漏能力。鉆井過程中，針對(duì)不同漏失速度的鉆井液漏失，采用不同配方的堵漏漿進(jìn)行堵漏：對(duì)于漏失速度小于2.4 m3/h的漏失，可以在鉆井液中加入顆粒狀固體堵漏劑，或泵入黏度較高的含堵漏劑的鉆井液，含堵漏劑鉆井液的配方為井漿+3%云母+3%細(xì)粒果殼；對(duì)于漏失速度2.4～100.0 m3/h的漏失，泵入堵漏漿堵漏，堵漏漿的配方為井漿+5%云母+5%細(xì)粒果殼；對(duì)于漏失速度大于100.0 m3/h的漏失，需要將光鉆桿鉆柱下至漏失層并泵入堵漏漿段塞，堵漏漿的配方為井漿+3%細(xì)云母+3%中云母+2%粗云母+3%細(xì)粒果殼+2%中粒果殼+3%綜合堵漏材料。此外，針對(duì)漏失速度大于100.0 m3/h的漏失，還研制了新型堵漏材料—膠聯(lián)水基聚合物（Foam-A-Block），由該堵漏材料配制成的大濾失量/高固相堵漏漿，對(duì)斷層、裂縫、地下井噴等引發(fā)的井漏具有很好的堵漏效果，當(dāng)其進(jìn)入漏層后，堵漏漿的水相被擠出，快速形成高強(qiáng)度封堵塞，達(dá)到堵漏的目的。

在鉆開高壓目的層前，采用分段承壓試驗(yàn)求取地層的真實(shí)承壓能力，如果地層的承壓能力小于或接近下部地層壓力，說明安全密度窗口過窄，采用擠水泥的方法提高地層的承壓能力[14]。以某超高溫高壓井為例，?244.5 mm套管鞋處地層漏失壓力系數(shù)為1.93，而VSP電測(cè)資料預(yù)測(cè)目的層壓力系數(shù)為2.13，安全密度窗口不能滿足安全鉆進(jìn)要求，再鉆進(jìn)26.00 m后進(jìn)行擠水泥作業(yè)，將套管鞋處的承壓能力提高至1.93～1.99 kg/L，鉆至井深3 915.00 m再次擠水泥，使套管鞋處的承壓能力達(dá)到1.99～2.15 kg/L。

2.3 井下當(dāng)量循環(huán)密度預(yù)測(cè)與監(jiān)測(cè)技術(shù)

環(huán)空壓力控制是在已知密度窗口條件下改善鉆井作業(yè)環(huán)境的一種控制方法。由于鉆井液密度受井筒溫度和壓力的影響較大，必須考慮溫度和壓力的影響。對(duì)于窄安全密度窗口地層，需精確控制井下當(dāng)量循環(huán)密度（equivalent circulating density ，ECD），以降低或避免井下發(fā)生漏失。鉆井作業(yè)前，根據(jù)預(yù)測(cè)的地層壓力，以近平衡方式設(shè)計(jì)合理的鉆井液密度。利用考慮溫度和壓力影響的水力學(xué)分析軟件，精確模擬不同排量下的當(dāng)量循環(huán)密度，依此推薦合理的排量和鉆井液性能。同時(shí)，關(guān)注套管鞋以下地層的承壓能力，并據(jù)此校核破裂壓力曲線。計(jì)算全井段的ECD，使最大ECD小于破裂壓力，最小ECD大于孔隙壓力。鉆井作業(yè)期間，根據(jù)實(shí)測(cè)鉆井液性能、井身結(jié)構(gòu)、鉆具組合，預(yù)測(cè)鉆進(jìn)、起下鉆、起下套管等不同工況下的環(huán)空循環(huán)壓耗，指導(dǎo)鉆井液密度調(diào)整，控制起下鉆速度、排量等參數(shù)，降低抽汲壓力和激動(dòng)壓力，以降低因抽汲壓力和激動(dòng)壓力過高引起井漏的風(fēng)險(xiǎn)[14]。國外某油服公司的抗高溫隨鉆測(cè)壓工具配備了超高溫陶瓷電子組件，能夠在高溫環(huán)境中實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井下壓力。因此，采用該工具監(jiān)測(cè)井下壓力。如出現(xiàn)井下溫度過高的情況，需采用循環(huán)冷卻系統(tǒng)降低井下溫度，以保障隨鉆鉆井工具性能穩(wěn)定。

2.4 抗高溫鉆井液

高密度水基鉆井液屬于黏度較高的膠體-懸浮體分散體系，具有固相含量高、固相顆粒分散度高、自由水少、侵入的鉆屑不易清除等特點(diǎn)，在高溫高壓條件下其流變性難以控制，一旦控制不好，會(huì)產(chǎn)生較高的循環(huán)壓耗。樂東區(qū)域地層溫度最高接近200 ℃，所用鉆井液密度普遍在2.20 kg/L以上，要求鉆井液具有良好的高溫穩(wěn)定性。為此，通過研發(fā)抗高溫降濾失劑、流性調(diào)節(jié)劑、高溫穩(wěn)定劑等關(guān)鍵處理劑，形成了抗高溫高密度水基鉆井液，其配方為3.0%KCl+2.0%膨潤土+0.5%～1.0%NaOH+2.0%～4.0%高溫穩(wěn)定劑+2.5%～4.0%抗高溫降濾失劑+2.0%～3.0%高溫稀釋劑+1.0%～3.0%超細(xì)碳酸鈣+1.0%～3.0%液體抑制劑+1.0%～2.0%液體潤滑劑+優(yōu)質(zhì)重晶石。該鉆井液可以抗200 ℃高溫、密度高達(dá)2.40 kg/L。表2為某超高溫高壓井鉆井液實(shí)測(cè)性能。

表2 某超高溫高壓井鉆井液實(shí)測(cè)性能Table2 Measured drilling fluid performance in a ultra-HTHP well

為改善高密度鉆井液的高溫流變性，降低循環(huán)壓耗，在保證懸浮巖屑和清潔井眼的前提下，應(yīng)盡可能降低鉆井液黏度，同時(shí)要防止出現(xiàn)高溫膠凝現(xiàn)象，并為隨時(shí)加重預(yù)留余量[11]。采用高純度、細(xì)粒度（d50=8.025 μm）的優(yōu)質(zhì)重晶石進(jìn)行加重，并探索錳礦粉加重方式，以提高加重效率。根據(jù)地質(zhì)預(yù)測(cè)壓力調(diào)整鉆井密度，以實(shí)現(xiàn)微過平衡鉆進(jìn)。根據(jù)實(shí)鉆油氣顯示情況調(diào)整鉆井液性能，使鉆井液的固相含量和流變性保持在中下限，并做好隨時(shí)加重的準(zhǔn)備。添加耐高溫聚合物以提高鉆井液的高溫穩(wěn)定性，加入液體聚胺增強(qiáng)鉆井液的抑制性，如鉆遇較厚的泥巖層，將液體聚胺的加量提高到2%以上，以確保鉆井液對(duì)泥巖地層的抑制性。鉆遇高含CO2地層時(shí)，加入足量的堿性材料，以保持鉆井液pH值穩(wěn)定在10.0～11.5。鉆井過程中，加入碳酸鈣和軟性封堵劑（MC-ASPHASOL/Asphasol Supreme/SOLTEX）等封堵材料，以形成堅(jiān)韌致密的濾餅，降低鉆井液濾失量。循環(huán)/鉆進(jìn)時(shí)以200～600 L/h流量加水，以補(bǔ)充因高溫蒸發(fā)和濾失損失的水分，降低脫水效應(yīng)對(duì)鉆井液流變性的影響。為保持鉆井液性能穩(wěn)定，采取補(bǔ)充新漿和高濃度膠液的方式對(duì)鉆井液進(jìn)行維護(hù)。

2.5 超高溫高壓固井技術(shù)

因安全密度窗口窄，超高溫高壓井固井注水泥期間易發(fā)生漏失[15-17]，而高密度水泥漿候凝期間失重大，易發(fā)生氣竄，加上應(yīng)用高密度鉆井液鉆進(jìn)時(shí)存在濾餅厚且清除難的問題，為提高超高溫高壓地層固井質(zhì)量，按照壓穩(wěn)、防漏、防竄和保護(hù)油氣層的指導(dǎo)思想，進(jìn)行了抗高溫高密度水泥漿、新型前置液及配套固井工藝研究。通過優(yōu)選抗高溫新型緩凝劑、降濾失劑等水泥添加劑，研制了以無機(jī)礦物材料和熱固性樹脂為主的抗高溫堵漏材料，形成了抗溫200 ℃、密度2.40 kg/L的膠乳防竄水泥漿，其配方為水泥+50.0%硅粉+0.6%普通消泡劑+0.6%膠乳消泡劑+3.0%分散劑+5.0%聚合物降濾失劑+0.5%納米增強(qiáng)劑+3.0%高溫膠乳+6.0%防竄增強(qiáng)劑+5.0%高溫緩凝劑+2.0%膨脹劑+70.0%250目鐵礦粉+90.0%1 200目鐵礦粉+63.4%水，主要性能為：稠化時(shí)間3.0～4.5 h；可泵時(shí)間3.0～4.0 h；自由水為0；API濾失量小于50 mL；24 h抗壓強(qiáng)度大于14 MPa。

以加重清洗液和具有雙作用的隔離液作為前置液，清洗由高密度鉆井液形成的濾餅。增大沖洗液用量，利用沖洗液的“化學(xué)稀釋”和“低速紊流”特性降低環(huán)空中鉆井液的邊壁粘結(jié)力，使水泥漿在較小邊界剪切應(yīng)力下驅(qū)替井壁上的鉆井液，提高頂替效率。采用高黏度、高切力的隔離液，提高壁面剪切應(yīng)力，頂替鉆井液，以防止水泥漿與鉆井液相混。前置清洗液的配方為清洗液+聚合物降濾失劑+粗細(xì)搭配的鐵礦粉+水。高溫隔離液的配方為普通消泡劑+高溫隔離液輔劑+高溫隔離液主劑+清洗液+重晶石+水。隔離液和水泥漿中分別添加纖維，以封堵滲透性漏失地層。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2015年至今，南海西部窄安全密度窗口超高溫高壓鉆井配套技術(shù)在樂東區(qū)域7口超高溫高壓井進(jìn)行了成功應(yīng)用，與應(yīng)用前的同類型井相比，鉆井生產(chǎn)時(shí)效平均提高21%，鉆井成功率達(dá)到100%，為該區(qū)域勘探獲得歷史性突破提供了技術(shù)支持。下面以樂東X井為例具體介紹窄安全密度窗口超高溫高壓鉆井技術(shù)的應(yīng)用情況。

樂東X井完鉆井深4 235.00 m，目的層壓力系數(shù)2.23，鉆井液密度最高達(dá)到2.24 kg/L，實(shí)測(cè)井底溫度最高195 ℃，屬于典型的超高溫高壓井。該井采用六開井身結(jié)構(gòu)：一開，采用?914.4 mm鉆頭鉆至井深153.00 m，?762.0 mm套管下至井深153.00 m；二開，采用?660.4 mm鉆頭鉆至井深1 232.00 m，?508.0 mm套管下至井深1 225.82 m；三開，采用?444.5 mm鉆頭鉆至井深3 362.00 m，?339.7 mm套管下至井深3 352.76 m；四開，采用?311.1 mm鉆頭鉆至井深3 868.00 m，?244.5 mm套管下至井深3 862.22 m；五開，采用?212.7 mm鉆頭鉆至井深4 030.00 m，?177.8 mm尾管下至井深4 027.31 m；六開，采用?149.2 mm鉆頭鉆至井深4 235.00 m，裸眼完井。

該井?311.1 mm井段和?212.7 mm井段屬于超高溫高壓井段，頻繁鉆遇薄弱地層（灰質(zhì)粉砂巖地層）和窄安全密度窗口地層，出現(xiàn)多次井漏、井涌等井下故障。?311.1 mm井段地層壓力系數(shù)不低于1.65，地層破裂壓力系數(shù)小于1.73，安全密度窗口僅為0.08 kg/L，鉆進(jìn)期間發(fā)生了失返性漏失，通過2次擠水泥和1次擠堵漏液進(jìn)行堵漏，將地層承壓能力提高0.23～ 0.50 kg/L后，順利完成該井段的鉆進(jìn)。堵漏液的配方為鉆井水+11.5%膠聯(lián)水基聚合物+52.0%重晶石。

?212.7 mm井段地層壓力系數(shù)接近2.20，地層破裂壓力系數(shù)小于2.30，安全密度窗口小于0.10 kg/L，安全密度窗口窄且多次鉆遇薄弱地層。鉆進(jìn)期間因地層承壓能力達(dá)不到作業(yè)要求，分別進(jìn)行了3次擠水泥作業(yè)，將地層承壓能力提高0.10～ 0.30 kg/L。由于該井段接近目地層，鉆進(jìn)過程通過采用深度卡層與智能預(yù)警地層壓力預(yù)測(cè)監(jiān)測(cè)技術(shù)，將?177.8 mm尾管安全下至目的層上部泥巖段。該井尾管固井應(yīng)用了膠乳防竄水泥漿體系，并采用了旋轉(zhuǎn)尾管固井技術(shù)，未出現(xiàn)由氣竄引起水泥漿上移導(dǎo)致尾管送入工具無法脫手的情況，確保了目的層固井作業(yè)的安全和套管鞋的封固。該井順利鉆達(dá)目的層，鉆井生產(chǎn)時(shí)效高達(dá)98.5%，與未應(yīng)用該技術(shù)的鄰井相比，鉆井生產(chǎn)時(shí)效提高了26.7%，未發(fā)生嚴(yán)重的井下故障，且成功電測(cè)。

4 結(jié)論及建議

1）針對(duì)超高溫高壓鉆井要求，通過預(yù)測(cè)和監(jiān)測(cè)地層壓力確定合理的鉆井液密度，在鉆井液中添加堵漏材料進(jìn)行隨鉆堵漏，預(yù)測(cè)與監(jiān)測(cè)井下當(dāng)量循環(huán)密度調(diào)整鉆井液密度，研究抗高溫超高密度鉆井液、超高溫高壓固井技術(shù)，形成了窄安全密度窗口超高溫高壓鉆井配套技術(shù)。

2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，窄安全密度窗口超高溫高壓鉆井配套技術(shù)解決了南海西部超高溫高壓因安全密度窗口窄引起的問題，提高了超高溫高壓窄安全密度窗口井的鉆井效率。

3）隨著南海西部勘探區(qū)域的擴(kuò)大以及鉆探深度的增加，超高溫高壓井的數(shù)量將逐年增多，應(yīng)開展針對(duì)性的攻關(guān)研究，如優(yōu)化超高溫高壓開發(fā)井井身結(jié)構(gòu)、優(yōu)選超高溫高壓油管套管材料及如何保障超高溫高壓井井筒的完整性等。