莺歌海盆地高温高压气井井控技术的实践与认识

张忠强，方华良，徐优富

莺歌海盆地高温高压气井井控技术的实践与认识

张忠强1，方华良1，徐优富2

（1.中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司，上海 201206；2. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司，上海 200120）

海上高温高压气井的井控难度较大，通过对勘探三号半潜式钻井平台在南海莺歌海盆地施工的高温高压气井的介绍，阐述了海上高温高压气井的井控难点，总结了井控技术实践经验并指导钻井施工作业，安全顺利地完成了DF1-1-13井等30余口高温高压气井的施工作业，其井控技术措施，可供该区域及国内海洋高温高压井控借鉴。

高温高压；气井；井控；地层压力；压井

高温高压井一般是指井底温度大于150 ℃，地层孔隙压力大于68.9 MPa（10 000 psi）或地层孔隙压力当量钻井液密度大于1.80 g/cm3的井，地层孔隙压力当量钻井液密度大于2.0 g/cm3的井则被称为超压井。

南海莺歌海盆地是一个位于南海海域北部大陆架西区的新生代裂谷盆地，是世界海上三大高温高压地区之一。已钻探地层压力系数达2.32，最高地层温度达251.8 ℃，最高地温梯度达5.51℃/100 m，平均地温梯度为4 ℃/100 m[1-2]。高温高压天然气井的钻井技术，目前是一个钻井难题，而井控技术是安全顺利钻成高温高压天然气井的关键技术之一。

勘探三号半潜式钻井平台自2010年起承担了南海莺歌海盆地的高温高压气井钻井施工任务，在学习国内外高温高压气井井控技术基础上，在井控实践中不断总结和提高，逐渐形成了一套海上高温高压气井的井控技术，至2015年底，安全顺利地完成了DF1-1-13井等30余口高温高压气井的钻井施工，其中包含超压井9口。已钻井中最高地层压力95.2 MPa、最大地层压力系数超过2.25、最大钻井液密度2.28 g/cm3、最高井底温度198 ℃。

1 高温高压气井的井控难点

1.1 高温高压井的溢流检测困难，容易出现喷、漏等复杂情况

莺歌海盆地高温高压气井的地层压力复杂，是典型的高温高压并存的地区，经常存在4~5 个压力体系，且压力过渡带短，常压段直接进入高压段，地层破裂压力与地层孔隙压力接近，压力窗口极窄，地面井喷及地下井喷风险同时存在[1-2]。安全钻井液密度的窗口狭窄，容易出现喷、漏、卡并存的复杂情况。

莺歌海盆地的地层压力模式研究已经展开，地层压力钻前预测和随钻监测得到了很大的提高，但由于勘探程度较低，精确度都还不够。

在莺歌海盆地，凭借层速度的异常变化来判断和检测异常高压地层，以“差值法”用于莺歌海盆地压力计算[3]，但由于在莺歌海盆地的勘探程度比较低，计算中的各个系数仍存在误差，部分井的地层压力预测仍存在预测值不够精确这类情况。

目前勘探三号钻井平台施工的高温高压气井都是勘探井，邻井相隔较远，邻井的压力体系参考价值较低。

钻进至高压层顶部，进行VSP测井，借以预测底下未揭开高压地层的地层压力系数，这也是一种通用的做法[1]，但限于区块内已钻井数少，预测也不够准确。

地质录井引入Geoservices公司的地层压力监测技术PreVue，很大地提高了随钻监测的精度，但随钻地层压力监测是一个相对复杂和繁琐的任务，很多其他因素会影响最终的计算结果，而且利用钻后电缆地层测试压力（MDT）、现场对套管鞋处做的地层承压实验等地层压力实际数据来校正现有的分析模型，使得模型更接近真实情况，这必须经过长期的研究和实践[4]。

勘探三号钻井平台是半潜式钻井平台，是浮式钻井装置，由于平台的特殊性，在溢流检测上较难。钻井井口和防喷器在海底，受海况影响、平台配载变化时平台会上下升沉与左右前后摇晃，出口流量在一定范围内波动，循环泥浆池体积也是上下波动。以出口槽流量差、循环池体积增加来检测溢流，可能存在误报。

总之，莺歌海盆地地层压力复杂，地层压力系数高，而钻前地层压力预测、随钻地层压力系数监测均无法做到精确，这几方面的因素都给工程设计、现场施工都造成了极大的困难。在勘探三号平台已施工高温高压井中，发生溢流并需要关井提高钻井液比重的井有9口，占到总钻井数的30%；有6口井出现了井下漏失，其中3口井属于喷漏同层，处理的难度较高，在处理过程中包含了较高的井控风险，如果在某一个环节出现失误，井下和平台都可能引发井控复杂情况。

1.2 钻井液温度高

地层温度高，导致钻井液温度高，因而钻井液循环途经的井控设备、钻井液处理设备、钻井液管线等的密封件（尼龙、橡胶）加速老化、容易失效，尤其是防喷器处的钻井液温度可能超过防喷器胶芯耐温温度。水下防喷器中万能防喷器胶芯温度适用小于93 ℃，可变闸板防喷器的胶芯耐温为82 ℃，水龙带耐温82 ℃。

LWD随钻工具等井下工具由于所处位置的钻井液温度较高，容易失效[5]。

1.3 高密度钻井液维护要求高

钻井液加重剂易发生沉淀，引起钻井液性能变化和管线的堵塞。如果钻井液比重大幅度下降，井底压力会小于地层压力，处于一种欠平衡状态，地层流体进入井筒，从而引发溢流。因此需要保持钻井液性能的稳定，特别是钻井液密度。

1.4 防喷器内圈闭气的处理

在发生溢流、关防喷器进行压井作业后，有一些气体会积聚在关闭的防喷器内，称为“圈闭气”。这部分气体的压力是不算大，但在高温高压气井中，由于气体上升后压力下降为大气压值，气体体积膨胀明显。如果直接打开防喷器，圈闭气在隔水管内膨胀上升，到达地面将造成地面井喷。这个圈闭气不容忽视。

2 井控技术的实践

2.1 溢流的检测方法

地层压力钻前预测和随钻监测，已经有比较好的模型，在以后更多的勘探井后地层压力模型会得到进一步的完善，地层压力数据也会更精确。目前来说，由于地层压力预测不够精确，在钻井期间可能出现溢流，这就要求我们必须清楚溢流的检测方法。

可利用LWD来检测井涌。钻井液循环时，LWD可以实时获取井底当量泥浆密度（ECD），如果有大量气体进入井筒内，气体在上返过程中体积膨胀，井底压力会明显变小，ECD也同时变小。如果ECD明显变小，是溢流发生的特征之一。

钻进期间，钻遇高压砂岩地层后的溢流特征。钻进期间，当机械钻速上明显变快，要停钻观察，检测溢流。在莺歌海盆地由于地层的渗透率不是很高，钻进期间刚揭开高压层时就算井内处于欠平衡状态，也可能没有立即出现溢流，当气体在环空循环上返过程中由于体积膨胀，会出现明显溢流。所以，钻遇快钻后，一定要停钻循环观察。

在起下钻、测井、固井、弃井等不同工况下的溢流检测与常规相差不大。起钻时保持连续灌浆，对比钻具置换量与灌浆量，要注意：不仅对比每5立柱的差值，还应该进行累计量的对比；下钻时，对比返出钻井液体积与钻具金属排代量；测井时也要利用计量罐连续循环，及时发现溢流。值得注意的是：在高温高压井中，钻开高压地层后，必须做短程起下钻来检测油气侵和溢流。

在勘探三号平台施工的高温高压井中有4井次在起下钻、测井等作业期间出现溢流。原因是多方面的，有的是井内欠平衡，钻井液静液柱压力没能平衡地层压力，有的是起钻提离高压储层较远后起钻速度过快引起抽吸，大量地层流体进入井筒导致溢流的发生。DF5井是由于井内欠平衡而引起的溢流，钻井液密度2.0 g/cm3，循环背景值小于0.1%，短起下后效气测最大值小于3%，且维持时间很短，一般认为当时的钻井液密度是合适的，但在测井期间仍发现溢流，测压发现地层压力系数达到2.06 g/cm3，停止测井，下钻循环提高钻井液密度至2.08 g/cm3才避免了溢流，顺利进行测井作业。YC2井是由于起钻速度不恰当引起溢流，钻进至4 593 m钻井液密度2.05 g/cm3，起钻准备VSP测井，在井底到4 000 m时起钻控制在0.1 m/s内，速度合适，但4 000 m以上井段时起钻速度提高到0.3 m/s，起钻到3 627 m发现钻井液灌浆量不足，判断为出现溢流，下钻循环发现气测值最大到100%，确认大量气体进入井筒内。

2.2 压井方法的选择

（1）压井方法

常规压井使用工程师法或司钻法，在莺歌海盆地通常高压地层的渗透率较低，钻遇高压储层后发生溢流关井，根据关井立压求得地层压力值，但这个地层压力值往往略小于真实地层压力实际值。这样，难以使用工程师法来压井，只能逐步提高钻井液密度；另外出于保护油气层、发现油气层的考虑，地质部门不希望一下子就把钻井液密度提升到很高。所以，边循环边加重法是使用次数较多的压井方法。其特征为：有多个循环周（一般 5~8个循环周），每个循环周小幅度提高钻井液密度，最终达到压井的目的。压井同时通过监测泥浆池体积，避免更多的地层流体进入井筒，保证井底压力略大于地层压力。高温高压井中要求有快速下灰装置，能快速提高钻井液密度。

（2）确定钻井液密度的步骤

在高温高压井中，关井后根据关井立压求得地层压力值，可能略小于真实反映地层压力实际值；随钻监测又不能取得准确的地层压力值，所以得采取多个步骤去确定合适的钻井液密度，其原则是：在这个钻井液密度下能保证井眼长时间静止的起下钻、电测和下套管作业的井下安全。

① 据关井立压值，计算求得加重钻井液密度，进行压井作业。

②压井后环空气体排除干净，井内无溢流后开井。停泵半小时到一小时，再开泵循环，测得单根气。根据单根气情况，决定是否加重；测单根气的次数可以多次。

③模拟起下钻（钻具在井底上提下放），一般半小时到一小时，再开泵循环检测后效。此步主要为了确认短起下是否安全，其优点在于：钻具一直在井底，万一在循环时出现溢流，容易关井和后续的压井作业，井控风险较小。

④做短程起下钻，下钻到底后循环测后效，根据后效情况来确定钻井液密度是否合适。

2.3 防止井漏的技术措施

高压储层井段钻井液密度很高，随着钻井液密度的提高，压力窗口也越来越窄，存在着很大的井漏风险。发生井漏后再去处理，困难会很多，防止井漏更多地是从预防入手。

（1）做好各层套管鞋处的地层承压实验。如果套管鞋处固井质量不好，下一个裸眼井段在钻遇高压层后，会出现“从套管鞋环空向上窜、在套管环空地层承压薄弱点出现漏失”的情况，所以，钻开新地层5~10 m后要做好地层承压实验，只有套管鞋处的承压能力满足钻开高压层的要求，才能进行下一开的钻进。如果不能满足要求，一般下入光钻杆进行水泥浆堵漏提高承压能力。勘探三号平台已施工井中总共有7口井进行过水泥浆堵漏提高套管鞋处承压能力。

（2）在进入高压储层前，钻井液需保持高质量的泥饼和加入适量（＞1%）的封堵颗粒（碳酸钙、石墨等）以提高钻井液的封堵性。及时发现井漏现象，准备好堵漏泥浆、堵漏材料和配浆材料，作随时堵漏的准备。

（3）阶梯式开泵法。钻进接立柱后、下钻到底后、套管下到底后的开泵，都要注意开泵平缓，避免出现环空憋压，憋漏地层。阶梯式开泵法具体做法如下：以小排量打通，见到钻井液返出后开始提高排量，钻井液返出正常、泵压稳定后，再次提高排量，每次提高幅度约2~5冲/min，如此逐步提高排量直到正常循环时的排量。

（4）控制起下钻、划眼和倒划眼速度，防止出现激动压力憋漏地层，减少抽吸作用。当钻开高压层后，起钻和倒划眼时要控制速度，防止抽吸出大量的地层流体。一般从井底到高压层以上1 000 m控制在0.1 m/s，起钻同时可以开小排量，增加环空压耗；从高压层以上1 000 m到2 000 m，起钻速度控制在0.1~0.3 m/s；从高压层以上2 000 m到井口，采取正常速度起钻。下钻至高压储层以上300 m后，控制下钻和划眼速度在0.15~0.3 m/s。

（5）钻开高压层前，如果裸眼段较短，可以对整个裸眼井段进行地层承压实验，如承压能力达不到揭开高压层的要求，可以通过预堵漏来提高地层承压能力。

（6）控制ECD（循环当量密度）。本高压层井段地层压力较高，压力窗口较窄，需重点关注实钻的ECD值。在高温环境下，钻井液应尽可能维持低的黏度，以防止高温胶凝和为随时加重预留窗口。流变性越好，ECD就越低。

减少循环排量也是有效控制ECD的办法。在密度高后压力窗口很窄的情况下，可以通过降低排量的办法来获得较低的ECD值，正常情况下控制排量＜1 500 L/min。随着钻井液密度的增高，可以逐步降低循环排量。

2.4 针对钻井液温度高的实践

（1）按照目标井的地层温度、温度梯度情况，预测钻井液温度。平台的井控装备、钻井液处理设备及钻井液循环管线等处的各类密封件和配件，它们耐温范围不能小于预测的钻井液温度。

（2）在泥浆槽内安装冷却盘管，安装鼓风机，降低地面钻井液温度（也就是降低钻井液入口温度）。在泥浆出口槽加装钻井液冷却器，从实践来看，冷却器可以降低入口钻井液温度5~10 ℃，从而降低井筒内等整个循环系统的钻井液温度。

（3）合理配置泥浆循环池，一是紧邻海水池，海水的温度能够很好地为循环池降温；二是增加钻井液在回浆槽内流动的距离，提高自然冷却和冷却盘管冷却的效果。

（4）实时、精准地监测钻井液的进、出口温度。通过随钻LWD工具监测井底钻井液温度。

（5）将泥浆池、振动筛、活动泥浆池、泥浆泵的自然通风口改为强力抽风机，降低了环境温度，提高冷却效果[6]。

（6）防止随钻LWD井下工具失效的措施。在深度超过静态钻井液温度到达130 ℃所对应的深度时，就应采取高温起下钻标准流程中的预防和减轻措施。在莺歌海盆地一般从3 000 m深度开始，下钻中途循环，4 000 m以后要尽可能多的建立循环降低温度。监测井下温度变化，到温度稳定后再下钻。下钻过程中尽量减少接立柱时间和任何非循环时间。没有建立循环前一定不能旋转钻具，否则会让工具温度迅速上升而损坏工具。

（7）测井期间通井、测井后下入钻具或下套管期间，要中途分段循环。因井内钻井液长时间静止，钻井液温度高于循环时的钻井液温度，通过循环能有效降低钻井液温度。

2.5 高密度钻井液性能维护的实践

（1）在高温高压井中，所需钻井液密度较高，钻井液需保持较低的低固相含量和流变性，也为随时可能的加重预留窗口；在开始加入重晶石前，钻井液的6 r/min读数不能低于4。钻井液的悬浮能力会随重晶石量的增加而提高，因此，在加入大量重晶石前，提黏剂切忌处理过量。每隔0.5 h，测量钻井液的密度和黏度，发现异常及时处理。

（2）防止重晶石在泥浆池、压井节流管线、计量罐等处沉淀 。每天2~6次，冲洗检查压井、节流管线，活动高压阀门，确保畅通，防止重晶石沉淀堵塞，保证各条管线和池内钻井液处于随时可用状态。

（3）杜绝循环系统以外的流体进入井筒，不允许在钻台用水冲洗钻具、钻台面等，防止低密度钻井液或海水混入高密度钻井液里。

2.6 特殊情况处理

2.6.1 防喷器组内圈闭气的处理

在打开防喷器前要释放防喷器组内的圈闭气，一般步骤如下：

（1）关闭压井期间已关闭的防喷器以上的一个万能防喷器，打开万能防喷器以下的最接近的压井或节流管线。

（2）打开压井期间已关闭的防喷器，圈闭气通过压井节流管线上移到地面，通过阻流管汇返回到计量罐。

（3）开泵循环3~10 min，观察返出情况。

（4）如无气体，则打开万能防喷器。

2.6.2 处理井下喷漏共存复杂情况的实践

在高温高压井压井过程中钻井液密度提高，有时因井内某一深度承压能力不足出现漏失，于是出现钻井液密度还不足以压住高压层，同时井筒内有漏失存在，这种井下情况称为喷漏共存。对于喷漏共存的处理是比较困难的，所以更多地要预防喷漏共存的发生。勘探三号平台在DF13井施工时在311.2 mm井眼井段钻进至2 524 m时，发现溢流，压井提高钻井液密度过程中出现井漏，由此出现了喷漏共存，处理过程中风险很大，处理难度很高。

（1）处理过程中优先考虑井控，如在关闭防喷器的情况下，不要活动钻具，防止防喷器胶芯破坏。

（2）采用高固相Form-A堵漏剂等堵漏材料，确保堵漏效果。

（3）如起下钻更换钻具，则以井下压稳的情况下进行，在安全作业时间内进行起下钻作业。

（4）下入光钻杆后可以采用水泥浆封隔井下高压层和漏失层；然后分层进行堵漏作业，分段做地层承压试验，如果地层承压能力不能满足下部地层的压力系数时，采用挤水泥方式提高地层承压能力；直至满足承压要求才继续钻开下一层水泥塞。 通过把水泥浆挤入地层堵漏，可以有效提高地层承压能力，在莺歌海盆地应用颇多[7]。

（5）压稳地层后才能进行测井、下套管、固井等作业。

3 结论与认识

（1）通过30余口高温高压气井的钻井施工形成的勘探三号半潜式钻井平台海上高温高压气井的井控技术，很好的指导了现场的钻井作业，确保了钻井施工的安全顺利。

（2）莺歌海盆地地层压力体系复杂，地层压力钻前预测和随钻监测还没有做到精确，溢流检测困难。常规的出口流量和泥浆池液面变化难以监测早期井涌，钻进和循环期间可以利用LWD工具监测ECD值来监测溢流，在起下钻、测井、固井等不同工况下溢流监测与常规钻井相差不大。

（3）边循环边加重，这是莺歌海盆地常用的压井方法。钻井期间通过多个步骤来确定钻井液密度是否合适。

（4）防止井漏主要从预防井漏入手，需要做好套管鞋处承压实验、阶梯式开泵、控制起下钻速度、整个裸眼井段做地层承压实验、控制ECD等。

（5）做好高密度钻井液性能的维护，钻井液需保持较低的低固相含量和流变性，杜绝低密度液体进入井筒内。

[1]张勇. 南海莺琼地区高温高压钻井技术的探索[J]. 天然气工业，1999，19（1）：71-75.

[2]朱新华，黄熠，黄亮，等. 气液两相流动理论在莺歌海盆地高温高压气井井控中的应用[J]. 石油钻采工艺，2012， 34（增刊）：16-19.

[3]谢玉洪. 莺歌海高温超压盆地压力预测模式及成藏新认识[J].天然气工业，2011，31（12）：21-25.

[4]廖茂林，胡益涛. 随钻地层压力监测技术在南海D区块的应用[J]. 录井工程，2013，24（3）：19-25.

[5]袁波，刘刚，戴爱国，等. 高温高压天然气井常见问题及安全钻井工艺[J]. 国外油田工程，2006，22（8）：40-42.

[6]张博，毛祖臣，郑大伟. 东方29-1-6高温高压井段的钻井实践与认识[J]. 海洋石油，2012，32（3）：98-102.

[7]罗鸣， 黄熠， 陈良，等. 莺歌海盆地高温高压气井水泥浆研究与应用[J]. 科学技术与工程，2013，13（36）：10899-10902+10934.

Practice and Understanding of Well Control Technology in HTHP Gas Wells
in Yinggehai Basin

ZHANG Zhongqiang1, FANG Hualiang1, XU Youfu2
（1. Shanghai Drilling Division of SINOPEC Offshore Oilfield Engineering Company, Shanghai 201206, China; 2. SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China）

It is rather difficult for the well control during drilling the offshore gas wells with HTHP （high temperature and high pressure). With the introduction of drilling operation by KANTAN 3, a semi- submersible drilling platform, which has performed the drilling of more than 30 gas wells with HTHP, including DF1-1-13, in Yinggehai Basin of South China Sea, this paper elaborates the difficulties in the well control of offshore gas wells with HTHP， summarizes the experience of the well control technology， which can be used as the reference to the future drilling operation in this basin and other areas with HTHP.

HTHP; gas well; well control; formation pressure; well kill

TE248

A DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2016.03.083

1008-2336（2016）03-0083-05

2016-01-22；改回日期：2016-04-27

张忠强，男，1972年生，高级工程师，1994年毕业于石油大学（华东）石油工程（钻井）专业，主要从事海洋钻井工艺的研究及管理工作。E-mial：zhangzhq.shhy@sinopec.com。