南海西部高溫高壓小井眼鉆井技術(shù)

羅黎敏黃熠齊美勝吳江羅鳴張超

1.中國海洋石油國際有限公司；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；3.中海油田服務(wù)股份有限公司

南海西部高溫高壓小井眼鉆井技術(shù)

羅黎敏1黃熠2齊美勝3吳江2羅鳴2張超2

1.中國海洋石油國際有限公司；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司；3.中海油田服務(wù)股份有限公司

鶯歌海中深層地層地質(zhì)情況復(fù)雜，地層壓力高，溫度梯度大，縱向上存在多套產(chǎn)層并且具有涌漏同層的特點，在保障現(xiàn)場作業(yè)安全的前提下，為防止出現(xiàn)復(fù)雜情況而無法到達勘探開發(fā)目的層，在設(shè)計時預(yù)留一層套管以應(yīng)對復(fù)雜情況。DF13-1-A井因地層復(fù)雜，出現(xiàn)涌漏同存的復(fù)雜情況，被迫提前下入?177.8 mm套管封隔上部復(fù)雜井段，下部采用?149.225 mm井眼，面對小井眼鉆具組合限制、井控壓力大、儲層保護壓力大等技術(shù)難點，通過優(yōu)化鉆具組合、鉆井液，采用壓力實時監(jiān)測等多項措施高質(zhì)量地完成了該井的小井眼作業(yè)，為今后南海西部海域高溫高壓井小井眼作業(yè)提供了技術(shù)借鑒。

南海西部；高溫高壓；小井眼；鉆具組合；井控；儲層保護

長期以來高溫高壓井作業(yè)都是鉆井中一塊具有挑戰(zhàn)性的領(lǐng)域，該類型井易出現(xiàn)涌漏同層現(xiàn)象，對井控壓力、鉆井液性能、工藝措施等均有較高要求，而對高溫高壓小井眼鉆進要求更高。應(yīng)用小井眼鉆井技術(shù)已經(jīng)在陸地油田開發(fā)小型油藏、邊際油藏、低滲油田等方面已取得顯著成效［1-7］，但關(guān)于國內(nèi)海上高溫高壓小井眼鉆井技術(shù)的相關(guān)文獻較少，可借鑒的經(jīng)驗十分有限。

DF13-1-A井是南海西部鶯歌海盆地的一口開發(fā)井，設(shè)計?215.9 mm井段完鉆（井段長度接近800 m），同時備用一層?149.225 mm 小井眼，預(yù)測目的層溫度高達151 ℃，地層壓力系數(shù)為1.96。?215.9 mm井段鉆遇3個高壓層位，存在涌漏同層的風(fēng)險，井控與儲層保護壓力大。實際鉆進過程中，鉆進第一個目的層位時出現(xiàn)了明顯的井漏情況，且氣測值高達13%，同時下部兩個高壓層位在前期未鉆遇，地層情況不明，綜合考慮，最終決定提前下?177.8 mm尾管，啟用小井眼方案，以完成勘探開發(fā)目標。

1 技術(shù)難點

Technical difficulties

1.1 鉆具組合限制大

Obvious BHA restriction

由于?149.225 mm小井眼使用?88.9 mm、?101.6 mm和?127 mm鉆桿復(fù)合鉆具，井下工具尺寸小，柔性大，鉆進過程中彎曲變形程度大，定向鉆進加壓和傳壓困難，井斜和方位的漂移規(guī)律難以掌握；同時水平段儲層溫度高達151 ℃，井下工作環(huán)境惡劣，井下隨鉆儀器在井下處于臨界工作狀態(tài)，對測量儀器性能要求高。

小井眼鉆具與井眼環(huán)空間隙小，起下鉆柱時易引起壓力波動，破壞井眼系統(tǒng)壓力平衡，導(dǎo)致井噴、井漏、井塌和卡鉆等井下復(fù)雜情況和事故。同時小井眼壓力的環(huán)空間隙較小，許多常規(guī)鉆井中可忽略的因素在小井眼中卻顯得尤為重要。尤其在高溫高壓井中，壓力窗口比較窄，環(huán)空循環(huán)壓耗大，在起下鉆時出現(xiàn)壓力波動，容易引起井漏、井塌及溢流等復(fù)雜情況。

1.2 井控風(fēng)險高

High well control risk

井控對于高溫高壓小井眼鉆井是非常關(guān)鍵的一項工作，與常規(guī)井相比，環(huán)空間隙小，體積小，壓力波動大［7］，和常規(guī)井相比同樣的溢流量，小井眼上竄的速度更快（相應(yīng)的小井眼井底壓力明顯降低），對溢流的反應(yīng)更靈敏。常規(guī)手段是通過鉆井液池或計量罐監(jiān)測，但不能滿足高溫高壓小井眼井的精度要求，同時由于目的層是水平段，暴露面積多，氣層能量大，而且油基鉆井液氣體溶解度高，氣侵等初期井控征兆不易被發(fā)現(xiàn)，因此必須做好這方面的監(jiān)測工作，防止出現(xiàn)監(jiān)測不到位而引起的復(fù)雜情況發(fā)生。

1.3 儲層保護壓力大

High difficult reservoir protection

目的層段黃流組一段氣組Ⅱb儲層物性屬中孔、中滲、中等偏強水敏，氣組Ⅲa儲層物性屬中孔、低滲、強水敏，容易出現(xiàn)黏土水化膨脹、微粒運移和水鎖等導(dǎo)致儲層滲透率降低的現(xiàn)象，造成儲層傷害。為維持高溫高壓井筒壓力平衡，鉆井過程中需要較大的鉆井液密度，固相含量高，巖屑往往被較大的壓差壓在井底，形成較高的壓持效應(yīng)，使得井底的巖屑重復(fù)破碎和切削，嚴重影響井底清潔程度，從而導(dǎo)致機械鉆速降低，使得井眼裸露的時間增加，進一步加大了對儲層的傷害。由于溫度的影響，鉆井液性能變差，也會進一步傷害儲層。

2 主要技術(shù)措施

Main technical measures

2.1 優(yōu)化鉆具組合

BHA optimization

鉆頭的合理選擇與應(yīng)用是提高機械鉆速、縮短建井周期的有效途徑，在鉆前利用鄰井的測井資料，預(yù)判地層力學(xué)特性參數(shù)和巖石可鉆性參數(shù)，同時利用該區(qū)塊前期探井取得的巖心進行的室內(nèi)力學(xué)試驗和可鉆性試驗結(jié)果對測井資料處理模型進行驗證和微調(diào)，使其符合東方13-1區(qū)塊自身的地質(zhì)特點；另外，加強與Baker Hughes、Smith、Best及江漢等國內(nèi)外知名公司的合作，及時將最新的適合本區(qū)塊的鉆頭應(yīng)用到現(xiàn)場，有效提高機械鉆速。

在高溫高壓條件下由于鉆井液密度高造成ECD較大，在目的層鉆進中隨著鉆井液密度的升高，為保持ECD不超過警戒值，只能降低排量，而定向井造斜工具必須在一定排量下才能正常工作，同時為了滿足油藏地質(zhì)方面水平段實時修正地質(zhì)模型的要求，需保持鉆具組合具有較好的穩(wěn)性和尋找最佳儲層增降井斜扭方位的能力，并提高機械鉆速。

針對高溫高壓開發(fā)井的特點，對井眼軌跡控制工具及儀器進行選型與配套時主要考慮儀器的定向鉆進、地層評價、儀器精度、儀器耐溫、儀器分辨率、儀器采樣率和數(shù)據(jù)傳輸率、造斜率、定向工具工作排量、井眼清潔和ROP等方面，同時結(jié)合鉆井成本、儀器的供應(yīng)狀態(tài)進行優(yōu)選。

鉆前采用Landmark軟件中的Wellplan模塊對備選鉆具組合進行井下扭矩、摩阻和水力等多方面分析。在現(xiàn)場實施過程中，利用對巖性、氣層物性有很高分辨能力的，更有利于準確及時探測到氣層的隨鉆測量儀器和近鉆頭地質(zhì)導(dǎo)向工具，實時監(jiān)測地層電阻率、伽馬、孔隙度及密度等參數(shù)，保證工具軌跡在目的層穿行，提高砂巖鉆遇率。

2.2 壓力實時監(jiān)測

Real-time pressure monitoring

鉆進期間注意對鉆進參數(shù)的監(jiān)控，密切注意泵壓、扭矩等相關(guān)參數(shù)的變化，若有異常，必須做好相關(guān)工作，避免復(fù)雜情況的發(fā)生。為快速地監(jiān)測和確認侵入量，使用更為先進的錄井監(jiān)測設(shè)備，實現(xiàn)早期井涌監(jiān)測系統(tǒng)化。目前主要的監(jiān)測設(shè)備有Reserval、微波傳感器、DSM700等。

（1）Reserval是一種新型的、自動化程度高、靈敏度精的氣測錄井儀。它采用了新型材料及現(xiàn)代技術(shù)，軟件直接以Windows XP作為平臺編制；具有周期短、速度快、硬盤容量大、自動化程度高、性能可靠、操作簡單的特點。

（2）微波傳感器系統(tǒng)可智能補償由于潮汐、風(fēng)浪、吊裝作業(yè)等因素對鉆井液池液面造成的影響，能測出0.16 m3的侵入量，為判斷井下情況提供更準確的參考依據(jù)。

（3）DSM700是最新式鉆井液密度和溫度傳感器，其優(yōu)點有：更加輕便，方便安裝，保養(yǎng)更加容易，可直接安裝在GZG脫氣器旁；獲取數(shù)據(jù)精度更高、且不受液面高度變化影響。密度的測量范圍為：0.75～2.75 g/cm3，測量精度：0.01 g/cm3。

2.3 儲層保護

Reservoir protection

針對DF1-1-A水平井摩阻扭矩大和鉆井液密度高、排量受限和儲層保護難度大等特點，鉆前做好相應(yīng)的儲層保護評價試驗，最終優(yōu)選出合理的油基鉆井液配方，其具有抑制性強、潤滑性好，井眼穩(wěn)定、密度可調(diào)、流變性易調(diào)整、抗腐蝕性好，對儲層傷害小的特點，解決了排量受限、摩阻及ECD過大及儲層保護難題。

鉆入產(chǎn)層前，向鉆井液預(yù)先加入Carb10/40等較細顆粒的封堵材料，保證鉆井液具有較強的封堵能力；在鉆進產(chǎn)層時，保持邊鉆邊緩慢向循環(huán)系統(tǒng)補充含較粗顆粒封堵材料（Carb40/250、G-Seal等）的膠液，補充消耗并提高鉆井液的封堵性；嚴格控制鉆井液的HTHP失水小于3.0 mL（濾液全部是油），結(jié)合軟性可變性粒子（SOLTEX，Resinex、Asphasol supreme等）和封堵粒子（G-Seal、CaCO3等）對滲透層加以較好的封堵，形成堅韌致密的濾餅，提高濾餅的致密性減少濾液對儲層的傷害；選用細篩布（＞170目），發(fā)揮固控設(shè)備的作用，結(jié)合膠液稀釋，控制井漿LGS ＜ 4%，以減少劣質(zhì)固相對儲層的傷害；加入1%～2%的ULTRAHIB，提高鉆井液的抑制性并降低濾液的表面張力和界面張力以減小對儲層的水鎖損害；降低壓差，保持鉆井液微過平衡鉆進；同時保持鉆井液流變性處于低限，控制ECD值，根據(jù)ECD來調(diào)整鉆速和排量；如果井下遇到滲透性漏失，則再加入2%～3%不同粒徑的碳酸鈣，采用屏蔽暫堵技術(shù)保護儲層。

3 現(xiàn)場實踐

Field Application

東方區(qū)塊位于南海西部海域鶯歌海盆地，埋深適中，目的層壓力系數(shù)為1.80～2.05，地層溫度為145～170℃，DF1-1-A井?212.7 mm井段鉆進至2854.6 m，循環(huán)池液面增加速度1.0 m3/2 min，停泵觀察有溢流，轉(zhuǎn)入壓井作業(yè)。鉆井液密度提高至1.99 g/cm3后壓井作業(yè)結(jié)束。靜止觀察井口液面，液面下降，測漏速1.5 m3/h，泵入堵漏鉆井液，繼續(xù)鉆進至2 861.80 m，鉆進期間測漏速為1～2 m3/h。井眼鉆井液密度為1.99 g/cm3，雖然?244.5 mm套管鞋處地層承壓較高（當量鉆井液密度2.2 g/cm3沒有破裂），但循環(huán)及靜止觀察時，井眼存在明顯的漏失，說明有薄弱地層存在，如果下部鉆遇壓力系數(shù)更高的層位，漏失加大將會給鉆井作業(yè)帶來很大風(fēng)險。鉆遇的高阻層位為T30-A1砂體，經(jīng)過校正后的壓力系數(shù)為1.95～1.96。為保證地質(zhì)取資料和作業(yè)安全，先鉆穿T30-A1砂體，下?177.8 mm尾管封固A1砂體后進行下部?149.2 mm小井眼井段作業(yè)。

3.1 鉆具組合

BHA

小井眼所用鉆具剛性弱，抗拉及抗扭能力差，為給鉆頭提供足夠的鉆壓，減小鉆具擺動，增加鉆具穩(wěn)性，在鉆具組合中增加鉆鋌的數(shù)量。另外在鉆具組合中安裝投入式止回閥和浮閥，保證井控工具安全可靠。

通過對比分析斯倫貝謝、貝克休斯和哈里伯頓三大石油公司的設(shè)備（表1）知，斯倫貝謝公司儀器耐溫配置較高，精度最高，垂直分辨能力強；在數(shù)據(jù)傳輸方面，斯倫貝謝公司儀器使用了連續(xù)波脈沖發(fā)生器、數(shù)據(jù)傳輸大大優(yōu)于其他兩個公司；另外，斯倫貝謝公司儀器還能進行井底震動檢測、井底流量檢測、MWD溫度檢測、DOWNLINK操作、儀器實時診斷、環(huán)空當量密度測量等，符合該井段的鉆井要求。在DF1-1-A井中使用Periscope邊界探邊精密工具與Power Drive旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向組合，實現(xiàn)了在水平段目的層穿行，提高鉆遇率的目的。最終的?149.2 mm井眼鉆具組合：?149.2 mmPDC鉆頭+浮閥接頭（帶閥芯）+ IMPulse + ?120.65 mm鉆鋌×12根+ ?88.9 mm加重鉆桿×15根+ ?88.9 mm鉆桿×15根+變扣接頭（311×410）+?127 mm鉆桿×3根+投入式止回閥接頭+ ?127 mm鉆桿。

表1 三大石油公司隨鉆測量儀器參數(shù)指標Table 1 Parameter index of MWD devices of three major oil companies

3.2 鉆頭的選用

Bit selection

本井段鉆遇的地層是黃流組，主要巖性為泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、細砂巖，上部地層發(fā)育以泥巖為主，夾少量粉砂巖，底部發(fā)育細砂巖。該井段地層的抗壓強度在20.69～62.07 MPa，平均地層的抗壓強度為41.38 MPa，上部地層研磨性攻擊性弱，底部砂層有一定的研磨性，綜合分析，本井段適合采用攻擊性強的PDC鉆頭。

從表2中可以看出，通過同一區(qū)塊兩口井的鉆速對比，小井眼機械鉆速是常規(guī)井眼機械鉆速的二分之一，小井眼鉆井周期是常規(guī)井段作業(yè)的2倍或者更長，對于高費用的海上鉆井而言，小井眼鉆頭的選用也需要綜合考慮。

表2 小井眼和常規(guī)井眼機械鉆速對比Table 2 ROP comparison between slim hole and conventional hole

3.3 井控

Well control

井筒壓降計算公式為

式中，pD為環(huán)空壓降，MPa；ρM為鉆井液密度，g/cm3；ρG為氣體密度，g/cm3；H為氣柱高度，m；VG為侵入氣體量，m3；VA為環(huán)空體積，m3；DW為井眼直徑，m；DD為鉆柱外徑，m；L為鉆柱長度，m。

以DF13-1-A井為例，該井六開鉆頭直徑為149.225 mm，鉆鋌外徑為120.015 mm，對比正常井身結(jié)構(gòu)井眼直徑212.725 mm，鉆鋌外徑165.1 mm條件下溢流量對井底壓降的影響。鉆井液密度取1.99 g/cm3，侵入氣體量700 L，氣體密度0.65 g/cm3。

由上述公式計算可以得出：在同樣的溢流量下，小井眼井底壓力下降的幅度為常規(guī)井段井底壓力下降的2.29倍，同時同樣排量下，氣體的上竄速度也是常規(guī)井眼的2.29倍。溢流量為700 L時，小井眼井底壓力下降值為1.06 MPa，如果溢流量達到了1 500 L，那么小井眼井底壓力下降值將達到3.19 MPa，可以明顯看出溢流量微小的變化將會引起小井眼很大的壓力變化。

針對小井眼對溢流量敏感這一特點，必須做好對小井眼溢流量的監(jiān)控。本井作業(yè)期間對鉆井液池體積、鉆井液密度、泵壓、機械鉆速、氣測值等方面進行嚴密監(jiān)測，如果發(fā)現(xiàn)異常及時匯報，保證了該井作業(yè)的順利完成。

鉆井液的屈服值對井底的ECD影響很大，屈服值與ECD的關(guān)系公式為

式中，pa為激動壓力，MPa；Fa為鉆井液與鉆柱的摩擦力，N；νp為最大下鉆速度，m/s；Dc為鉆鋌外徑，m；Dh為井眼直徑，m；Lc為鉆鋌長度，m；Lp為鉆桿長度，m；YP為鉆井液屈服值，Pa；Dp為鉆桿外徑，m；ρW為井底鉆井液當量密度；C1、C2、C3為安全系數(shù)附加值。

通過計算得知在同樣的下鉆速度下，鉆井液的屈服值對井底ECD影響很大。鉆井液密度1.99 g/cm3、下鉆速度0.1 m/s條件下，屈服值為5 Pa和8 Pa時計算得到的井底ECD值為2.07 g/cm3和2.10 g/cm3，屈服值變化3 Pa時，ECD增加值很大，所以一定要控制好小井眼鉆進時的屈服值。為了避免引起壓力激動而產(chǎn)生復(fù)雜情況，現(xiàn)場采取控制起下鉆速度，具體的做法是在小井眼中控制起鉆速度為0.10 m/s，起到老井眼中再適當提高起鉆速度。

3.4 儲層保護

Reservoir protection

目的層段黃流組一段主力氣組Ⅱb儲層物性屬中孔、中滲、中等偏強水敏，次要氣組Ⅲa儲層物性屬中孔、低滲，強水敏，鉆井液密度高時容易發(fā)生黏土水化膨脹、微粒運移和水鎖等，導(dǎo)致儲層滲透率降低。為做好儲層保護，在項目開始前將巖心送至美國休斯頓M-I SWACO試驗研究中心進行相應(yīng)的儲層保護評價試驗，最終優(yōu)選出合理的鉆井液配方，同時在現(xiàn)場作業(yè)時做好封堵和鉆井液的維護工作，利用鉆井液的強抑制性，較好的潤滑性，密度、流變性易調(diào)整、對儲層傷害小的特點，克服了排量受限、摩阻及ECD過大及儲層保護難題。該井完井放噴求產(chǎn)，產(chǎn)量遠超過了ODP配產(chǎn)預(yù)期，說明鉆井液對儲層無損害或傷害很小，儲層保護效果良好。

4 結(jié)論

Conclusion

海上高溫高壓小井眼井存在鉆具組合限制大、井控壓力大、環(huán)空壓力大的難點，通過優(yōu)化鉆具組合、采用實時監(jiān)控技術(shù)、合理優(yōu)選鉆井液體系，成功地克服了高溫高壓小井眼井面臨的難題，該技術(shù)儲層保護效果好，初期配產(chǎn)遠超預(yù)期，為后續(xù)的類似作業(yè)井提供了寶貴的經(jīng)驗。

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（修改稿收到日期 2016-09-28）

〔編輯 景 暖〕

Drilling technology for HTHP slim hole in western South China Sea

LUO Limin1,HUANG Yi2,QI Meisheng3,WU Jiang2,LUO Ming2,ZHANG Chao2
1.CNOOC International Co.Ltd.,Beijing 100027,China;
2.CNOOC China Limited zhangjiang Branch,Zhanjiang 524057,Guangdong,China;
3.China Oilfield Serνice Ltd.Yanjiao 065201,China

In the Yingge Sea,the middle and deep strata are characterized by complex geology,high reservoir pressure and high temperature gradient.And there are vertically multiple pay zones,and well kick and circulation loss occur in the same strata.While the safety of field operation is guaranteed,a section of casing is reserved according to the design to avoid the complex situations which hinder the exploration and development of target layers.Well DF13-1-A is located in the complex strata where well kick and circulation loss coexist,so ?177.8 mm casing has to be run in the hole in advance to isolate the upper complex hole section and ?149.225 mm hole is used in the lower section.Faced with the technical difficulties,e.g.restricted slim hole BHA (bottom hole assembly) and high difficulty of well control &reservoir protection,a series of measures are taken,such as BHA optimization,drilling fluid optimization and realtime pressure monitoring.And as a result,the slim hole operation is completed successfully.It provides some technical reference for the HTHP slim hole operation in western South China Sea in the future.

western South China Sea;high temperature/high pressure;slim hole;bottom hole assembly;well control;reservoir protection

羅黎敏，黃熠，齊美勝，吳江，羅鳴，張超.南海西部高溫高壓小井眼鉆井技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2016，38（6）：757-761.

TE52

B

1000-7393（ 2016 ） 06-0757-05

10.13639/j.odpt.2016.06.008

:LUO Limin,HUANG Yi,QI Meisheng,WU Jiang,LUO Ming,ZHANG Chao.Drilling technology for HTHP slim hole in western South China Sea［J］.Oil Drilling &Production Technology,2016,38(6):757-761.

羅黎敏(1979-)，2003年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，獲學(xué)士學(xué)位，現(xiàn)從事海上鉆完井作業(yè)管理工作。通訊地址：（100027）北京市東城區(qū)東直門外小街6號海油大廈1602室。電話：010-84526355。E-mail:luolm@cnooc.com.cn