南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井技术

罗 鸣， 吴 江， 陈浩东， 肖 平

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

近年来，随着对高温高压气藏成藏规律认识的深入以及油气勘探的突破，高温高压区域成为我国海上油气勘探的重要方向之一[1-4]。南海莺歌海盆地和琼东南盆地的深部地层均发育有高温高压储层，且随着勘探区域的外延以及向深部地层发展，地质情况更加复杂，最主要的表现是地层的压力和温度越来越高，尤其以莺歌海盆地乐东区域的高温高压储层最具代表性。

乐东区域探井地层压力系数在2.30左右，储层温度在200 ℃左右，属于典型的超高温高压，部分井到达极高温高压。由于受强构造应力形成底辟破碎带的影响，高温高压储层具有承压能力低、坍塌压力高的特点，加之地层压力高，导致钻井液安全密度窗口极窄，容易导致套管层次多、套管余量不足、钻井期间易出现井漏、井涌甚至井喷等井下故障[5-6]，导致钻井周期长、作业成本高，从而严重制约了该区域勘探开发的进程。因此，笔者针对超高温高压窄安全密度窗口安全钻井的需求，开展了地层压力预测、随钻堵漏、井下钻井液当量循环密度预测监测、抗高温钻井液和超高温高压固井等方面的研究，形成了南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻完井技术，并在乐东区域7口超高温高压井进行了成功应用，满足了南海西部超高温高压地层勘探开发的需求。

1 地层岩性及钻井技术难点

南海西部乐东区域超高温高压井钻遇的地层自上而下依次为第四系乐东组，新近系莺歌海组、黄流组和梅山组。目的层主要为黄流组，发育多套水道砂岩，岩性以细砂岩、中砂岩为主。

乐东区域超高温高压地层的地层压力系数平均约2.28，破裂压力系数平均约2.35，安全密度窗口不到0.10 kg/L，安全密度窗口十分狭窄，甚至无作业窗口。由于孔隙压力接近破裂压力，钻井作业时井筒液柱压力易超出二者所确定的范围，加之地层压力成因机制复杂、钻井资料少难以准确预测地层压力，钻井时经常发生井漏、井涌甚至井喷等井下故障。从南海西部已钻超高温高压井段井下故障统计情况（见表1）看，约30%的井因井漏、井涌等复杂情况无法正常钻进而被迫弃井[7-12]，钻井作业难度巨大。

表1 南海西部已钻超高温高压井井下故障统计Table1 Statistics on the downhole problems of drilled ultra-HTHP wells in the western South China Sea

2 钻井关键技术

2.1 地层压力预测监测技术

合理的钻井液密度应保证钻井过程中不发生溢流、坍塌和漏失等井下故障，这就要求钻井液密度必须大于钻井液安全密度窗口的下限，小于钻井液安全密度窗口的上限[12-13]。确定安全密度窗口的基础是准确预测监测地层真实孔隙压力、破裂压力，但南海西部超高温高压区域由于受底辟带的影响，地层孔隙压力高、破裂压力低、同一裸眼井段中存在多套压力层系，地质条件异常复杂，加之地层压力成因机制复杂、钻井资料少难以准确预测地层压力。为此，进行了地层压力精确预测研究，形成了深度卡层与智能预警技术和随钻VSP技术。深度卡层和智能预警技术是通过建立叠前深度偏移速度模型，将常规时间域地震剖面转化为深度域剖面，读取深度域剖面上的深度和构造等地层信息，并利用钻井过程中收集到的层位深度、承压能力等资料修正叠前深度偏移速度模型，从而使预测的卡层深度更接近实钻深度。随钻VSP技术是通过实时随钻数据更新钻头在地震剖面中的位置和钻头前方高压层的位置，为准确确定套管下入深度、反演下部层位深度及压力提供参考。

2.2 钻井液随钻堵漏技术

在保证井眼稳定的前提下，提高地层承压能力可以扩大安全密度窗口。通过添加聚胺抑制剂增强钻井液的抑制性，降低地层水化程度，从而降低地层坍塌压力。钻井过程中在钻井液中加入由不同粒径碳酸钙、沥青和小粒径纤维类材料复配的堵漏材料，提高钻井液的防漏堵漏能力。钻井过程中，针对不同漏失速度的钻井液漏失，采用不同配方的堵漏浆进行堵漏：对于漏失速度小于2.4 m3/h的漏失，可以在钻井液中加入颗粒状固体堵漏剂，或泵入黏度较高的含堵漏剂的钻井液，含堵漏剂钻井液的配方为井浆+3%云母+3%细粒果壳；对于漏失速度2.4～100.0 m3/h的漏失，泵入堵漏浆堵漏，堵漏浆的配方为井浆+5%云母+5%细粒果壳；对于漏失速度大于100.0 m3/h的漏失，需要将光钻杆钻柱下至漏失层并泵入堵漏浆段塞，堵漏浆的配方为井浆+3%细云母+3%中云母+2%粗云母+3%细粒果壳+2%中粒果壳+3%综合堵漏材料。此外，针对漏失速度大于100.0 m3/h的漏失，还研制了新型堵漏材料—胶联水基聚合物（Foam-A-Block），由该堵漏材料配制成的大滤失量/高固相堵漏浆，对断层、裂缝、地下井喷等引发的井漏具有很好的堵漏效果，当其进入漏层后，堵漏浆的水相被挤出，快速形成高强度封堵塞，达到堵漏的目的。

在钻开高压目的层前，采用分段承压试验求取地层的真实承压能力，如果地层的承压能力小于或接近下部地层压力，说明安全密度窗口过窄，采用挤水泥的方法提高地层的承压能力[14]。以某超高温高压井为例，ϕ244.5 mm套管鞋处地层漏失压力系数为1.93，而VSP电测资料预测目的层压力系数为2.13，安全密度窗口不能满足安全钻进要求，再钻进26.00 m后进行挤水泥作业，将套管鞋处的承压能力提高至1.93～1.99 kg/L，钻至井深3 915.00 m再次挤水泥，使套管鞋处的承压能力达到1.99～2.15 kg/L。

2.3 井下当量循环密度预测与监测技术

环空压力控制是在已知密度窗口条件下改善钻井作业环境的一种控制方法。由于钻井液密度受井筒温度和压力的影响较大，必须考虑温度和压力的影响。对于窄安全密度窗口地层，需精确控制井下当量循环密度（equivalent circulating density ，ECD），以降低或避免井下发生漏失。钻井作业前，根据预测的地层压力，以近平衡方式设计合理的钻井液密度。利用考虑温度和压力影响的水力学分析软件，精确模拟不同排量下的当量循环密度，依此推荐合理的排量和钻井液性能。同时，关注套管鞋以下地层的承压能力，并据此校核破裂压力曲线。计算全井段的ECD，使最大ECD小于破裂压力，最小ECD大于孔隙压力。钻井作业期间，根据实测钻井液性能、井身结构、钻具组合，预测钻进、起下钻、起下套管等不同工况下的环空循环压耗，指导钻井液密度调整，控制起下钻速度、排量等参数，降低抽汲压力和激动压力，以降低因抽汲压力和激动压力过高引起井漏的风险[14]。国外某油服公司的抗高温随钻测压工具配备了超高温陶瓷电子组件，能够在高温环境中实时监测井下压力。因此，采用该工具监测井下压力。如出现井下温度过高的情况，需采用循环冷却系统降低井下温度，以保障随钻钻井工具性能稳定。

2.4 抗高温钻井液

高密度水基钻井液属于黏度较高的胶体-悬浮体分散体系，具有固相含量高、固相颗粒分散度高、自由水少、侵入的钻屑不易清除等特点，在高温高压条件下其流变性难以控制，一旦控制不好，会产生较高的循环压耗。乐东区域地层温度最高接近200 ℃，所用钻井液密度普遍在2.20 kg/L以上，要求钻井液具有良好的高温稳定性。为此，通过研发抗高温降滤失剂、流性调节剂、高温稳定剂等关键处理剂，形成了抗高温高密度水基钻井液，其配方为3.0%KCl+2.0%膨润土+0.5%～1.0%NaOH+2.0%～4.0%高温稳定剂+2.5%～4.0%抗高温降滤失剂+2.0%～3.0%高温稀释剂+1.0%～3.0%超细碳酸钙+1.0%～3.0%液体抑制剂+1.0%～2.0%液体润滑剂+优质重晶石。该钻井液可以抗200 ℃高温、密度高达2.40 kg/L。表2为某超高温高压井钻井液实测性能。

表2 某超高温高压井钻井液实测性能Table2 Measured drilling fluid performance in a ultra-HTHP well

为改善高密度钻井液的高温流变性，降低循环压耗，在保证悬浮岩屑和清洁井眼的前提下，应尽可能降低钻井液黏度，同时要防止出现高温胶凝现象，并为随时加重预留余量[11]。采用高纯度、细粒度（d50=8.025 μm）的优质重晶石进行加重，并探索锰矿粉加重方式，以提高加重效率。根据地质预测压力调整钻井密度，以实现微过平衡钻进。根据实钻油气显示情况调整钻井液性能，使钻井液的固相含量和流变性保持在中下限，并做好随时加重的准备。添加耐高温聚合物以提高钻井液的高温稳定性，加入液体聚胺增强钻井液的抑制性，如钻遇较厚的泥岩层，将液体聚胺的加量提高到2%以上，以确保钻井液对泥岩地层的抑制性。钻遇高含CO2地层时，加入足量的碱性材料，以保持钻井液pH值稳定在10.0～11.5。钻井过程中，加入碳酸钙和软性封堵剂（MC-ASPHASOL/Asphasol Supreme/SOLTEX）等封堵材料，以形成坚韧致密的滤饼，降低钻井液滤失量。循环/钻进时以200～600 L/h流量加水，以补充因高温蒸发和滤失损失的水分，降低脱水效应对钻井液流变性的影响。为保持钻井液性能稳定，采取补充新浆和高浓度胶液的方式对钻井液进行维护。

2.5 超高温高压固井技术

因安全密度窗口窄，超高温高压井固井注水泥期间易发生漏失[15-17]，而高密度水泥浆候凝期间失重大，易发生气窜，加上应用高密度钻井液钻进时存在滤饼厚且清除难的问题，为提高超高温高压地层固井质量，按照压稳、防漏、防窜和保护油气层的指导思想，进行了抗高温高密度水泥浆、新型前置液及配套固井工艺研究。通过优选抗高温新型缓凝剂、降滤失剂等水泥添加剂，研制了以无机矿物材料和热固性树脂为主的抗高温堵漏材料，形成了抗温200 ℃、密度2.40 kg/L的胶乳防窜水泥浆，其配方为水泥+50.0%硅粉+0.6%普通消泡剂+0.6%胶乳消泡剂+3.0%分散剂+5.0%聚合物降滤失剂+0.5%纳米增强剂+3.0%高温胶乳+6.0%防窜增强剂+5.0%高温缓凝剂+2.0%膨胀剂+70.0%250目铁矿粉+90.0%1 200目铁矿粉+63.4%水，主要性能为：稠化时间3.0～4.5 h；可泵时间3.0～4.0 h；自由水为0；API滤失量小于50 mL；24 h抗压强度大于14 MPa。

以加重清洗液和具有双作用的隔离液作为前置液，清洗由高密度钻井液形成的滤饼。增大冲洗液用量，利用冲洗液的“化学稀释”和“低速紊流”特性降低环空中钻井液的边壁粘结力，使水泥浆在较小边界剪切应力下驱替井壁上的钻井液，提高顶替效率。采用高黏度、高切力的隔离液，提高壁面剪切应力，顶替钻井液，以防止水泥浆与钻井液相混。前置清洗液的配方为清洗液+聚合物降滤失剂+粗细搭配的铁矿粉+水。高温隔离液的配方为普通消泡剂+高温隔离液辅剂+高温隔离液主剂+清洗液+重晶石+水。隔离液和水泥浆中分别添加纤维，以封堵渗透性漏失地层。

3 现场应用

2015年至今，南海西部窄安全密度窗口超高温高压钻井配套技术在乐东区域7口超高温高压井进行了成功应用，与应用前的同类型井相比，钻井生产时效平均提高21%，钻井成功率达到100%，为该区域勘探获得历史性突破提供了技术支持。下面以乐东X井为例具体介绍窄安全密度窗口超高温高压钻井技术的应用情况。

乐东X井完钻井深4 235.00 m，目的层压力系数2.23，钻井液密度最高达到2.24 kg/L，实测井底温度最高195 ℃，属于典型的超高温高压井。该井采用六开井身结构：一开，采用ϕ914.4 mm钻头钻至井深153.00 m，ϕ762.0 mm套管下至井深153.00 m；二开，采用ϕ660.4 mm钻头钻至井深1 232.00 m，ϕ508.0 mm套管下至井深1 225.82 m；三开，采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深3 362.00 m，ϕ339.7 mm套管下至井深3 352.76 m；四开，采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深3 868.00 m，ϕ244.5 mm套管下至井深3 862.22 m；五开，采用ϕ212.7 mm钻头钻至井深4 030.00 m，ϕ177.8 mm尾管下至井深4 027.31 m；六开，采用ϕ149.2 mm钻头钻至井深4 235.00 m，裸眼完井。

该井ϕ311.1 mm井段和ϕ212.7 mm井段属于超高温高压井段，频繁钻遇薄弱地层（灰质粉砂岩地层）和窄安全密度窗口地层，出现多次井漏、井涌等井下故障。ϕ311.1 mm井段地层压力系数不低于1.65，地层破裂压力系数小于1.73，安全密度窗口仅为0.08 kg/L，钻进期间发生了失返性漏失，通过2次挤水泥和1次挤堵漏液进行堵漏，将地层承压能力提高0.23～ 0.50 kg/L后，顺利完成该井段的钻进。堵漏液的配方为钻井水+11.5%胶联水基聚合物+52.0%重晶石。

ϕ212.7 mm井段地层压力系数接近2.20，地层破裂压力系数小于2.30，安全密度窗口小于0.10 kg/L，安全密度窗口窄且多次钻遇薄弱地层。钻进期间因地层承压能力达不到作业要求，分别进行了3次挤水泥作业，将地层承压能力提高0.10～ 0.30 kg/L。由于该井段接近目地层，钻进过程通过采用深度卡层与智能预警地层压力预测监测技术，将ϕ177.8 mm尾管安全下至目的层上部泥岩段。该井尾管固井应用了胶乳防窜水泥浆体系，并采用了旋转尾管固井技术，未出现由气窜引起水泥浆上移导致尾管送入工具无法脱手的情况，确保了目的层固井作业的安全和套管鞋的封固。该井顺利钻达目的层，钻井生产时效高达98.5%，与未应用该技术的邻井相比，钻井生产时效提高了26.7%，未发生严重的井下故障，且成功电测。

4 结论及建议

1）针对超高温高压钻井要求，通过预测和监测地层压力确定合理的钻井液密度，在钻井液中添加堵漏材料进行随钻堵漏，预测与监测井下当量循环密度调整钻井液密度，研究抗高温超高密度钻井液、超高温高压固井技术，形成了窄安全密度窗口超高温高压钻井配套技术。

2）现场应用表明，窄安全密度窗口超高温高压钻井配套技术解决了南海西部超高温高压因安全密度窗口窄引起的问题，提高了超高温高压窄安全密度窗口井的钻井效率。

3）随着南海西部勘探区域的扩大以及钻探深度的增加，超高温高压井的数量将逐年增多，应开展针对性的攻关研究，如优化超高温高压开发井井身结构、优选超高温高压油管套管材料及如何保障超高温高压井井筒的完整性等。