莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术及其实践效果

李炎军 吴 江 黄 熠 罗 鸣

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术及其实践效果

李炎军 吴 江 黄 熠 罗 鸣

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

李炎军,吴江,黄熠，等.莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术及其实践效果[J].中国海上油气，2015,27(4)：102-106.

Li Yanjun,Wu Jiang,Huang Yi,et al.Key technology and application of HTHP drilling in mid-deep formations in Yinggehai basin[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):102-106.

针对莺歌海盆地中深层高温高压钻井过程中存在的地层压力预测精度低、井身结构要求高、高压井段泥饼质量差、粘塑性地层可钻性差等难题，通过多机制复合计算方法预测地层压力、井身结构优化、套管选材、机械钻速提高、钻井液优化等关键技术研究，形成了一套适用于该地区中深层高温高压钻井技术体系，已在该地区中深层19口高温高压井的钻井作业中成功应用，实现了钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标。目前这一技术体系已推广到琼东南盆地高温高压钻井作业中，可为今后类似地区高温高压井的钻井作业提供借鉴。

莺歌海盆地；中深层；高温高压；地层压力预测；井身结构优化；套管选材；机械钻速提高；钻井液优化

莺歌海盆地中深层具有温度高(150℃)、压力高(地层孔隙压力68.95 MPa)和安全压力窗口窄(孔隙压力和破裂压力安全窗口压力系数仅0.3)的特点，加之海上作业环境的限制，给钻井作业带来很大挑战[1]。研究表明，高温高压钻井作业风险因素较多[2-6]，采取单一措施很难满足高温高压钻井作业要求。例如，高温高压地层因安全压力窗口窄，迫使采用非常规井身结构[7-10]；高密度钻井液性能调控难，高温易使钻井液处理剂裂解，造成体系性能恶化[11-12]；高密度水泥浆注水泥期间易发生井漏、插旗杆等复杂情况，同时因泥饼清除困难，影响固井胶结质量[13-16]。

近年来，针对莺歌海盆地中深层的地质特征，中海石油(中国)有限公司湛江分公司先后在地层压力预测、井身结构设计、套管选材、钻井提速、固井及钻井液等方面进行了—系列技术攻关研究，并通过现场的实践和优化，逐步摸索形成了一套适应于该地区高温高压地层特点的新的钻井技术体系，并在该地区中深层19口高温高压井钻井作业中取得成功应用，从而实现了该地区高温高压探井钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标。本文是对莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术与实践的总结，旨在为今后海上类似高温高压井钻井作业提供借鉴。

1 中深层高温高压钻井面临的难题

莺歌海盆地中深层构造特征受泥底辟活动影响，黄流组二段为主要目的层(以灰色细砂岩、泥质粉砂岩为主，夹灰色泥岩)，井底最高温度在150℃左右，最大地层压力系数达2.0，高温高压带来的钻井难题主要表现在以下方面：

1) 莺歌海盆地地处区域性活动断裂交汇处，地应力各向异性强，传统的压力预测方法由于对压力机制认识不清，仅根据地球物理资料对单点地层压力进行预测的精度差，使钻井设计与地层实际情况匹配性不好，易造成钻井液密度设计不合理而发生井涌、井漏等复杂情况，导致被迫下套管或增加非常规套管结构，严重影响钻井工程安全和效率。

2) 莺歌海盆地主要目的层段井底压力高(最大地层压力系数达2.0)、压力窗口窄(孔隙压力和破裂压力安全窗口压力系数仅0.3)，对钻井井身结构提出了更高的要求，在钻开高压地层之前要求上部技术套管具有足够的承压能力，同时钻井过程中要严格控制当量循环密度以免压漏地层。

3) 莺歌海组二段到黄流组上部的泥岩段易水化，易造成井眼水化膨胀、岩屑成团、成球，从而发生起钻困难等复杂情况。同时，高压目的层井段钻井液密度高，固相含量高，泥饼虚厚，易造成储层污染而影响油气发现。

4) 高温高压井段钻进时，高密度钻井液引起的压持效应以及地层随着温度压力升高使粘塑性增强，容易导致机械钻速低、时效低。

2 高温高压钻井关键技术及其实践效果

2.1 多机制复合计算方法预测地层压力

针对单纯欠压实机制计算方法预测的地层压力精度低的问题，通过多举措逐渐摸索形成了多机制复合计算方法预测超压成因地层压力，即：根据微电阻率井周成像资料分析钻井诱导缝或井壁崩落现象，得到地层各主应力方向；依据高精度的钻井地质模型，对变形介质进行力学强度赋值和应力模拟，构建三维构造应力；基于三维钻井地质体和构造应力体，形成靶区三维地层压力体，输出一维或二维地层压力剖面，指导钻前钻井设计；通过钻井地质建模和构造应力建模，获取它源超压参数。对比表明，多机制复合计算方法解决了只考虑欠压实作用地层压力预测精度不高的问题，地层压力预测相对误差在5%以内(表1)，为合理设计井身结构奠定了基础。

表1 多机制复合计算方法与单纯欠压实计算方法预测地层压力精度对比

2.2 井身结构优化

2.3 套管选材

高温高压钻井套管选材要以避免环空带压、保证井筒完整性为原则，考虑到高温高压的影响，强度校核安全系数较常规井要求高[3]。高温工况下钢材会发生强度衰退，且不同钢种、磅级的材料强度的降低梯度差别较大，须根据储层温度对应的材料弹性模量、屈服强度和极限强度重新计算套管强度和安全系数，且安全系数值应符合规定值。在套管强度满足要求的前提下，尽可能选择壁厚的套管，有利于套管磨损后剩余强度的保证。

对于高温气井工况，螺纹选择尤为关键，应考虑接头的抗温密封性能及连接强度，其中尾管及上层技术套管通常选择气密性螺纹，生产套管螺纹要求抗拉、抗压、抗挤等连接强度达到管体的100%。

此外，套管选材还要考虑储层的腐蚀环境。莺歌海盆地中深层储层高含CO2(CO2分压值平均高达8.76 MPa),对于碳含量高的钢材易造成点蚀，因此生产套管尾管段宜采用碳含量低的超级13Cr及改良型13Cr材质，回接部分可以采用普通13Cr材质。

2.4 机械钻速提高

高密度钻井液体系易造成压持效应，导致重复切屑，降低钻头切屑效率[4-5]。同时，高密度钻井液造成的液柱压力增大(黄流组地层液柱压力最高达64 MPa)，会导致岩石塑性强度增大。通过系统分析莺歌海盆地高温高压气田难钻地层的分布规律及岩性特征，研发出了适合高温高压条件下的提高机械钻速的新型PDC钻头(图1)。新型PDC钻头切屑齿强度高、切屑齿大，采用4刀翼分布，并且钻头出刃度高、布齿密度低，配套使用水力脉冲空化射流提速技术，使机械钻速得以明显改善(图2)。据统计，2011年莺歌海盆地中深层所钻22口探井的高温高压井段平均机械钻速由2.12 m/h提高到了5.32 m/h，提高幅度非常明显。

2.5 钻井液优化

油基钻井液在高温高压井钻井过程中稳定性较好，但维护费用高、环保风险大，限制了其在海上的使用。因此，莺歌海盆地中深层高温高压钻井过程中优选使用了水基改良型抗高温钾基聚磺钻井液体系，该体系配方以抗高温降失水剂和抗高温稳定性材料为主，抗高温能力达180℃以上。现场应用过程中，针对莺歌海组至黄流组灰色泥岩和灰色粉砂质泥岩活性较高、水敏性极强、易粘结成团的特点，优选使用聚丙烯酰胺胶液及液体聚胺提高钻井液抑制性，解决了钻井期间井眼缩径、起泥团、钻具泥包的问题。同时，针对高密度钻井液易出现虚厚泥饼的问题，引入新型抗高温稳定剂来改善有机树脂类加量，并选用有机盐类降滤失剂，提高了泥饼质量(图3)。

图1 适用于莺歌海盆地中深层新型PDC钻头结构示意图

图2 新型钻头应用前后莺歌海盆地高温高压井段机械钻速对比

图3 莺歌海盆地高温高压井钻井液优化前后性能对比

2.6 压稳防窜固井

图4 无胶乳和加入18%胶乳后水泥浆防窜能力对比

表2 DF13-1-5φ177.8 mm尾管固井质量评价结果表

3 结束语

莺歌海盆地中深层高温高压钻井关键技术先后在该地区19口高温高压井中成功应用，实现了钻井作业时效高、事故率低、费用控制合理的目标。目前这一技术体系已推广到琼东南盆地具有高温高压特征地层的钻井作业中，取得了良好的应用效果，可为类似地区高温高压井的钻井作业提供借鉴。

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(编辑：孙丰成)

Key technology and application of HTHP drilling in mid-deep formations in Yinggehai basin

Li Yanjun Wu Jiang Huang Yi Luo Ming

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

Aiming at the technical difficulties in the HTHP drilling operations in mid-deep formations of Yinggehai basin, such as the low accuracy in pressure prediction, high requirements on wellbore structure, poor mud cake quality along high pressure hole intervals, poor drillability of viscoplastic formations, compounded research in multiple-mechanism prediction of formation pressure, casing program optimization, casing material selection, ROP improvement and drilling fluid optimization was conducted, and an integrated system of drilling technology suitable for HTHP mid-deep formations was developed. It has been successfully applied for HTHP formations in 19 wells, with high drilling efficiency, low accident rate and reasonable cost control goals achieved. Currently, the technology system has been disseminated to HTHP formations in Qiongdongnan basin and provides a reference for HTHP drilling operations in other similar regions in the future.

Yinggehai basin; mid-deep formation; HTHP; formation pressure prediction; casing program optimization; material selection; ROP improvement; drilling fluid optimization

李炎军，男，高级工程师，2003年毕业于西安石油大学石油工程专业，现从事海洋石油钻井管理工作。地址：广东省湛江市坡头区22号信箱(邮编：524057)。E-mail:liyanjun@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0102-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.014

TE242

A

2014-11-25 改回日期：2015-05-04