莺歌海盆地超高温高压探井钻井技术应用与实践

贾轲

中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司 广东 湛江 524000

近年来，随着莺歌海盆地勘探重心转移到XX区，探井作业面临着更加严峻的挑战。2015年至今，XX区先后发现XX10-1、XX10-3、XX11-1等含气构造，证实了XX10区优越的油气成藏条件。由于该区探井地层压力系数过高（高达2.3）、压力窗口过窄（低至0.01g/cm3），2016年前部署的多口探井，在进入目的层段后，溢流、井漏等复杂情况频发，最终由于作业窗口过窄，未能完成钻前设计地质任务，严重影响探索高温超高压领域勘探信心和油气勘探进程。

1 莺歌海盆地超高温高压探井面临的问题及挑战

2016年前，XX10区最初部署的3口超高温高压井相继失利，使得该区超高温高压井作业面临着严峻的挑战和空前的压力。其中，XX10-A1井温度187℃，泥浆比重2.25 g/cm3，该井8-3/8”井段目的层钻进时多次发生溢流和井漏，最终因目的层无作业窗口而无奈选择弃井作业，仅获得部分地质资料。XX10-A2井温度202℃，泥浆比重2.28 g/cm3，该井在8-3/8”井段目的层钻遇异常高压，多次发生溢流和井漏，堵漏期间发生钻具遇卡，终因没有窗口，且处理卡钻代价太大而弃井；XX16-A1井，最高泥浆比重2.28 g/cm3，在7”尾管固井过程中发生溢流，水泥浆受高温地层水影响出现早凝导致无法脱手，最终不得不弃井。

通过对已钻井问题进行系统总结，本文系统梳理了超高温高压井作业面临的具体问题，主要有以下四个方面。

1.1 井下地质条件复杂

XX10区地层压力系数高，目的层段压力成因及压力结构复杂，导致钻前压力预测误差较大。此外，部分地层灰质较为发育，降低了地层承压能力，导致安全密度窗口进一步收窄，对钻井设计和作业安全造成了极大的影响。由表1可知，在今后很长一段时间内，窄压力窗口超高温高压井已成为XX区勘探钻井新常态。

表1 2022年～2024年待钻超高温高压井基本信息表

1.2 极窄压力窗口作业能力有待提高

由于XX10区目的层安全密度窗口通常＜0.1 g/cm3，压力窗口极窄，部分井段甚至出现负窗口，因此超高温高压井对现有作业能力的提升提出了很高的要求，特别是对钻井平台的设备能力，如井控装置能力、泥浆池容积及提升系统能力等方面有严格的要求。

1.3 泥浆固井技术需优化

XX10区最早的三口高温超压井，泥浆体系稳定性欠缺，对工程安全作业造成了较大影响，主要存在以下问题：1）与实际作业相比，复查的稠化时间差异大；2）目前的水泥浆体系对温度极其敏感。在120℃条件下，2.0sg水泥浆降5℃稠化时间增量7小时减少为3小时。井下温度的不确定性对水泥凝固将造成极大影响，作业风险极高；3）目前的水泥浆体系防气窜能力有待提高。

1.4 海上超高温高压井测试难度极大

XX10区海上超高温高压井储层压力系数超2.2g/cm3，温度超过200℃，测试主要面临以下难题：1）井下温度和压力接近工具极限，极易导致入井管柱密封件和封隔器的功能和强度失效；2）高密度测试液长时间静止极易产生沉降，导致射孔失效及解封封隔器困难；3）受温压影响复杂，管柱伸缩量难以确定；4）井控风险极高，对测试地面流程安全要求极高。

2 超高温高压勘探钻井技术对策

为解决南海西部高温高压井勘探作业中面临的技术挑战，经过探索、攻关和实践，从地质预测识别能力、窄压力窗口钻井技术、泥浆固井技术以及测试工艺技术等五大方面着手，形成了适合莺琼盆地XX区超高温高压探井的钻井技术方法。

2.1 加强地质预测识别能力

2.1.1 开展深度卡层与压力预警技术研究

通过地质资料的收集和处理分析，建立叠前深度片速度模型，收集预处理的层速度、地层各项异性参数，经过专业软件处理和解释，提供高精度成像数据，真实、直观地反映地层构造等信息，其基本原理（如图1），有效指导了XX10-A3井、XX10-B1井等超高温高压井关键层段现场作业决策。

图1 深度卡层与压力预警技术流程图

2.1.2 充分利用VSP测井

开展以工程需求为导向的VSP测井，加强对随钻过程地质信息把控，精切卡层，反演下部层位深度及压力预测，为超高温高压井作业决策提供重要信息，取得了良好的应用效果，见表2。

表2 以工程需求为导向的VSP作业应用统计

同时，引入随钻VSP技术，基本原理见图2。与电缆VSP相比，该技术能够随钻传输数据，实时性强，达到及时反演下部地层的效果。该技术在XX29-B1井中进行了应用，对9-5/8″套管下深，卡准目的层T31-A1砂体深度起到关键作用。

图2 随钻VSP应用流程

2.2 开展窄压力窗口作业技术研究

从井筒压力精细控制、井身结构调整、配套设备升级以及控压钻井技术引进等方面入手，力求解决XX10区超高温高压井极窄压力窗口问题，确保井筒作业安全，成功实现勘探目的。

2.2.1 井筒压力精细控制技术

极窄的压力窗口必然要求对井筒压力进行精细控制。经过不断的总结摸索，对于该区井筒压力，采取了针对性地措施进行精细控制，具体原则为：基于各层段地质特征，分井段采取不同压力控制策略，即“常温常压井段，优快作业；高温超压井段，精细化作业”。

对于上部常压地层及压力过度段泥岩地层，即17-1/2”、12-1/4”井段，优快作业，及时发现及应对浅部高压层。其主要关键作业点包括：建立稳定井口、降低高温风险、应对预测外高压砂体、适当采用欠平衡钻井进行提速以及有效封固9-5/8”套管。

对目的层8-3/8”井段，细分三种工况，不同工况下采用不同压力控制策略。正常钻进条件下、井漏及溢流等复杂情况发生条件下以及配备控压钻井装置条件下，采取不同的精细控压措施。

以上技术方法的使用，使得钻开高压层工艺系统化、精细操作标准化，从井筒压力精细控制角度来应对目的层超压段极窄压力窗口问题，并在XX10区新钻高温超压探井中广泛使用，取得了良好的效果。

2.2.2 增加大尺寸套管下入深度

通过增加大尺寸套管下深，可以增加上部套管管鞋处的承压能力，极大增加后续高压井段的作业窗口。在该区作业过程中，20″套管均突破1200m，13-3/8″套管均超过3000m，接连刷新海油纪录。同时，针对部分非常规井身结构设计井，通过该措施可以减少一层非常规套管，达到优化井身结构和节省了工期费用的双重效果。

2.2.3 引入控压钻井技术

控压钻井是应对窄压力窗口的有效技术之一，其核心是钻井过程中通过在井口连续施加一定回压，维持整个井筒环空压力相对恒定，实现了不同工况下平衡地层压力的目标，有效应对了该井安全密度窗口窄、压力不确定性高的钻完井难题，作业过程中未发生溢流及井漏等复杂情况，成功取全勘探地质资料。

2.2.4 提高管鞋及薄弱地层承压能力

由于XX10区黄流组和梅山组地层含灰，常出现管鞋处承压能力不足的问题。技术套管固井作业时创新采用“挤入式”固井工艺，提升管鞋承压能力，技术套管管鞋承压能力大大提高，在XX9-2-1、XX10-6-1等井10余口井中应用效果良好。

2.3 优化泥浆固井技术

2.3.1 加重材料评价及优选

XX10区地层压力系数最高达2.30，钻井液比重高，如何优选合适的加重材料保持良好的泥浆性能是钻井成功的关键。目前常用重晶石为加重材料，整对区域特点，探索了锰铁粉及钛铁粉的性能，并评价了其加重效果：就钻井液流变性及高温高压失水而言，重晶石＞锰矿粉＞钛铁粉；而在沉降稳定性方面，锰矿粉＞钛铁矿＞重晶石。锰矿粉沉降系数最低仅为0.504，作为加重剂有优势，但是价格是重晶石的15倍，可后续高温超压井中根据情况使用。

2.3.2 超高比重泥浆体系优化

莺歌海区域的泥浆配方经过不断的优化，已形成一套成熟稳定的超高温高压泥浆体系。主要材料包括：使用高温聚合物（如Calovis HT）提高水泥浆高温稳定性；优选液体聚胺（如KLAHIB）增强抑制性；采用不同粒径碳酸钙、沥青和G-Seal等复配，提高封堵性；钻进及循环期间少量持续加水，保障水泥浆中的自由水；保持泥浆高PH值，防止CO2污染水泥浆。

2.3.3 超高比重泥浆堵漏技术改进

针对XX10区窄压力窗口现状，结合堵漏配方，优选了FORM-A-BLOKTM高强度堵漏剂、VANGUARD综合堵漏剂以及胶凝堵漏剂，并在XX10-C1井进行了尝试应用，防漏效果显著。应对不同漏失类型制定堵漏预案，目前常用的堵漏处理方案为：防漏及随钻承压普遍采用井浆+3～5%细粒径堵漏材料；小型漏失采用井浆+3～5%细粒径堵漏材料+3-5%中粒径堵漏材料；中型漏失采用井浆+5%细粒径堵漏材料+5%中粒径堵漏材料；大型漏失往往采用堵漏段塞，即井浆+10%较粗粒径堵漏材料复配，针对失返性漏失情况下可使用FORM-A-SQUEEZE效果较理想。

2.3.4 水泥浆体系稳定性研究

首先从泥浆材料入手，通过试验从水泥浆的主要成分入手，逐项分析硅酸三钙、铝硅酸钙、硫酸钙等成分对泥浆性能的影响；其次，结合区块特点，优选缓凝剂、降失水剂，降低其对温度的敏感度；最后，冲洗液采用加重清洗液+粗砂颗粒组合，具有清洗井壁和平衡压力双重作用，控制首尾浆稠化时间及顶替进度，确保压稳地层前提下有效解决气窜问题。

2.4 升级超高温高压气井测试工艺技术

对现有测试工艺进行了全面升级，优化施工管柱配置，精确计算管柱伸缩量，优化高密度测试液沉降稳定性，合理设计测试地面流程，形成了一套海上高温超压气井测试技术。

2.4.1 优化高密度测试液

超高温高压井对测试液的沉降稳定性要求苛刻，高温长时间净值不产生沉淀，以便测试后实现封隔器的顺利解封。通过优选超细重晶石作为加重材料，分别在195℃、205℃温度条件下在室内测试液性能，得出实验数据如表3所示。经过高温静置，没有出现高温减稠现象，测试液上下密度差均不超过0.02 g/cm3，超细重晶石作为测试液的加重材料沉降稳定性较理想。

表3 高密度测试液高温静置前后性能测试结果

由于XX10区高温超压井地层气中通常CO2含量高，对测试液要求有较高的抗CO2污染能力。高碱度高石灰含量封闭测试液可有效提高抗CO2污染的能力，防止因污染出现稠化，确保管柱有效传压，降低开启工具的压力。

在实际作业过程中，比重2.33SG，测试温度200℃，静止100小时无沉降，射孔、开关井传压正常，解封正常最大过提27.8T，返出测试液比重稳定，流变性弱增稠，刷新了中国海上最高测试液比重纪录。

2.4.2 升级测试工具性能

高温高压井对测试管柱中的阀门（如RD循环阀及旁通试压阀等）的性能要求极高，通过对管柱关键部分性能升级，工具抗外挤强度由16k增加至24k，密封材质由耐碱≤PH9升级至耐碱≥11，LPR-N测试阀升级为双氮室，操作更为可靠，插入密封由V型成升级为耐固相子弹型。通过以上措施有效增加了测试期间的安全性和可靠性。

2.4.3 优化地面管汇，增强可靠性

集成地面安全阀与动力油嘴，形成双级油嘴管汇，实现了上游高压流程模块化，安装便捷可靠；采用高耐冲蚀动力油嘴，提高井口操作安全性，有效完成高固相（超过40%）泥浆清喷、高压差（超过6000psi）二级节流降压以及远程控制调节开度；特制15k测试专用高压立管，从钻台到油嘴管汇全部采用3-1/16”壁厚22mm、耐压15000 psi的定制高压立管，提高高压段可靠性。

3 应用效果

南海西部海域近5年共实施27口超高温高压井，随着勘探力度逐步向超高温高压区域拓展，作业井数和难度均逐年上升，依托莺歌海盆地超高温高压探井钻井关键技术，目前实施的高温高压井QHSE各项指标控制优良，有效控制了井下复杂情况的发生，钻井周期也逐年下降，有效控制了高温高压井的勘探成本。

4 结论及展望

中国南海高温高压勘探经过长期技术沉淀，目前高温高压领域已经成功实现由勘探向油气开发转换，XX10-3气田开发后续将作为南海海域新的油气接替主力。通过技术攻关与实践，优质高效地完成了多口高温超压井作业，形成了一套适应于该区域地质特征的钻完井技术。

（1）地质不确定性及极窄压力窗口是超高温高压井面临的重要挑战，在设计及作业过程中，需强化工程为导向的地质资料获取，切实加强地质预测识别能力，精准关注各井段地质风险点。

（2）极窄压力窗口是XX10区必须面对的客观条件。通过技术攻关及总结，已形成了一套有效应对该区极窄压力窗口的技术流程及作业方法，包括井筒压力精细控制、井身结构调整、配套设备升级以及控压钻井技术等。

（3）通过加重材料评价及优选、超高比重泥浆体系优化、超高比重泥浆堵漏技术改进、水泥浆体系稳定性研究，不断优化高温高压泥浆固井技术。

（4）全面升级现有测试工艺，优化管柱配置，精确计算管柱伸缩量，优化高密度测试液沉降稳定性，合理设计测试地面流程，形成了一套海上超高温高压气井测试技术，攻克极限工况挑战，多项作业刷新纪录。