南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)及工程實(shí)踐*

李 中 劉書杰 李炎軍 謝仁軍

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2.中海油研究總院 北京 100028）

南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)及工程實(shí)踐*

李 中1劉書杰2李炎軍1謝仁軍2

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057； 2.中海油研究總院 北京 100028）

南海是全球三大海上高溫高壓區(qū)域之一，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，已鉆井井底溫度249℃、壓力梯度2.4 MPa/100 m、CO2含量50%，該區(qū)域油氣資源勘探開發(fā)長期受異常壓力預(yù)測誤差大、井筒泄漏及環(huán)空帶壓嚴(yán)重、測試安全風(fēng)險(xiǎn)高、成本巨高等鉆完井技術(shù)瓶頸制約。全面總結(jié)了近20年南海高溫高壓鉆完井在異常壓力精確預(yù)測及控制、多級(jí)屏障井筒完整性、多因素多節(jié)點(diǎn)測試、優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)等4個(gè)方面研究形成的關(guān)鍵技術(shù)及工程實(shí)踐，展望了南海高溫高壓鉆完井技術(shù)未來發(fā)展方向。以期為進(jìn)一步加快南海及其他地區(qū)類似高溫高壓區(qū)塊油氣資源高效可持續(xù)勘探開發(fā)提供指導(dǎo)。

南海；高溫高壓；鉆完井；關(guān)鍵技術(shù)；工程實(shí)踐；發(fā)展方向

目前，世界能源消費(fèi)仍以化石能源為主，其中油氣所占比例高達(dá)56%［1］。我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展對化石能源需求量持續(xù)增長，而陸地油氣產(chǎn)量呈遞減趨勢，海上油氣資源的勘探開發(fā)顯得至關(guān)重要［2］。

南海油氣資源豐富，占全國油氣總資源量1/3以上，是我國能源重要接替區(qū)、國家“一帶一路”戰(zhàn)略能源保障基地。由于地處歐亞、太平洋和印澳板塊交匯處，地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，南海也是公認(rèn)的世界三大海上高溫高壓區(qū)域之一，已鉆井井底溫度高達(dá)249℃，壓力梯度2.4 MPa/100 m，地層壓力抬升快、臺(tái)階多，鉆完井作業(yè)難度大。從20世紀(jì)80年代起，SHELL、CHEVRON、BP等國際知名公司在南海鶯瓊盆地累計(jì)鉆探15口高溫高壓井，受地層壓力預(yù)測精度、井筒完整性、完井測試工藝等鉆完井技術(shù)制約，造成近30%的井眼報(bào)廢或未達(dá)地質(zhì)目的，直接經(jīng)濟(jì)損失近50億元，紛紛退出勘探權(quán)益。

南海高溫高壓鉆完井技術(shù)挑戰(zhàn)主要體現(xiàn)在：①受地質(zhì)構(gòu)造斷裂交匯影響，高壓成因復(fù)雜，傳統(tǒng)壓力預(yù)測方法誤差大，極易造成溢流井漏甚至井噴，井眼報(bào)廢率高。②高溫高壓環(huán)境下液體膨脹和腐蝕加劇，固井質(zhì)量難以保證，井筒泄漏及環(huán)空帶壓嚴(yán)重。目前國外海上高溫高壓井環(huán)空帶壓比例平均70%，尚未有效解決。③海上平臺(tái)空間受限，無法采用常規(guī)高溫高壓井的“一用一備”地面流程模式，高溫、高產(chǎn)、水合物、沖蝕、震動(dòng)等因素導(dǎo)致測試放噴和生產(chǎn)過程風(fēng)險(xiǎn)極高。④高溫高壓井鉆井液密度高、穩(wěn)定性差，導(dǎo)致鉆速低、周期長、成本高、環(huán)保壓力大，國際知名公司在南海鉆探的15口井，平均單井工期173 d，單井費(fèi)用3.3億元。

針對以上技術(shù)挑戰(zhàn)，中國海油自1997年開始，依托國家863計(jì)劃、科技重大專項(xiàng)、總公司重點(diǎn)科研項(xiàng)目等，歷經(jīng)近20年持續(xù)攻關(guān)與實(shí)踐，取得了重要技術(shù)創(chuàng)新，實(shí)現(xiàn)了南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)重大突破，安全高效地實(shí)施了52口高溫高壓井作業(yè)，發(fā)現(xiàn)了7個(gè)大中型海上高溫高壓氣田，建成了我國第一個(gè)海上高溫高壓東方氣田群。本文主要是對南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)及工程實(shí)踐的總結(jié)，在此基礎(chǔ)上展望了南海高溫高壓鉆完井技術(shù)未來發(fā)展方向，以期為進(jìn)一步加快南海及其他地區(qū)類似高溫高壓區(qū)塊油氣資源高效可持續(xù)勘探開發(fā)提供指導(dǎo)。

1 關(guān)鍵技術(shù)

1.1 異常壓力精確預(yù)測及控制技術(shù)

南海鶯瓊盆地是典型的高溫高壓區(qū)，其形成和發(fā)展受歐亞板塊、印度板塊和太平洋板塊的共同作用和影響，在其演化歷史中伸展和巖石圈大幅度減薄是控制盆地演化的主要因素［3］，致使該區(qū)域的異常壓力成因復(fù)雜。通過研究地質(zhì)加載、卸載等多源機(jī)制成因的異常壓力精確預(yù)測方法，成功研發(fā)了極窄壓力窗口連續(xù)循環(huán)微壓差定量控制鉆井技術(shù)，大幅提高了高溫高壓井鉆井成功率，在多源多機(jī)制成因異常壓力預(yù)測方法、多參數(shù)實(shí)時(shí)聯(lián)動(dòng)調(diào)控微壓差連續(xù)循環(huán)鉆井系統(tǒng)、多因素控制的雙向循環(huán)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法等方面取得了重大突破。

1.1.1 多源多機(jī)制成因異常壓力預(yù)測方法

傳統(tǒng)地層壓力預(yù)測是基于欠壓實(shí)理論，主要方法有聲波時(shí)差、伊頓法［4］等。但南海地處歐亞、太平洋和印澳三大板塊交匯處，底辟構(gòu)造異常發(fā)育，使該區(qū)域異常高壓受自身欠壓實(shí)和外部地質(zhì)運(yùn)動(dòng)等的耦合作用，傳統(tǒng)壓力預(yù)測模型在南海應(yīng)用的誤差可達(dá)30%。

通過對三維構(gòu)造應(yīng)力場地質(zhì)模型及聲波測井?dāng)?shù)據(jù)、密度測井?dāng)?shù)據(jù)分析，發(fā)現(xiàn)了自源和他源成因的關(guān)系，揭示了南海高壓形成機(jī)理（圖1），一部分是自源成因高壓：由于欠壓實(shí)沉積造成地質(zhì)加載而形成的高壓，此部分壓力可用傳統(tǒng)方法計(jì)算；另一部分是他源成因高壓：由于地質(zhì)加載和卸載運(yùn)動(dòng)造成，包括地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)擠壓、裂縫充注、水道砂沖擊、底劈上拱、高溫?zé)崃黧w膨脹等因素［4］。據(jù)此創(chuàng)建了多源多機(jī)制地層壓力預(yù)測新方法，如式（1）所示。

式（1）中：pp為地層孔隙壓力，MPa；p1為自源成因壓力（可基于傳統(tǒng)欠壓實(shí)理論獲得），MPa；p2為他源成因壓力，MPa；σf為卸載起點(diǎn)有效應(yīng)力，MPa；σa為卸載終點(diǎn)有效應(yīng)力，MPa。

圖1 多源異常高壓成因機(jī)理Fig.1 Mechanism of muti-source abnormal high pressure

多源多機(jī)制地層壓力預(yù)測方法的創(chuàng)建使南海異常地層壓力預(yù)測精度由傳統(tǒng)方法的70%提高到95%（圖2），解決了高溫高壓鉆井復(fù)雜事故多發(fā)的根源問題。

圖2 南海某井地層壓力預(yù)測新方法與傳統(tǒng)方法效果對比Fig.2 Comparison of new method and traditional method of formation pressure prediction of one well in South China Sea

1.1.2 多參數(shù)實(shí)時(shí)聯(lián)動(dòng)調(diào)控微壓差連續(xù)循環(huán)鉆井系統(tǒng)

由于高溫高壓井鉆井液安全密度窗口窄，采用鉆井液密度附加一定安全余量來控制井筒壓力的常規(guī)鉆井技術(shù)存在鉆井液循環(huán)當(dāng)量密度（ECD）過高、激動(dòng)及抽吸壓力大等問題，容易引起井漏、井涌等復(fù)雜情況。

為保證窄密度窗口安全鉆進(jìn)，結(jié)合海上設(shè)備與工具特點(diǎn)，基于PWD監(jiān)測、直流鉆井液泵、快速混漿裝置、連續(xù)循環(huán)短節(jié)等工具設(shè)備特點(diǎn)，研發(fā)了具有井下ECD實(shí)時(shí)監(jiān)測、地面排量、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度等多參數(shù)實(shí)時(shí)聯(lián)動(dòng)調(diào)控微壓差連續(xù)循環(huán)鉆井系統(tǒng)（圖3）。該系統(tǒng)的主要特點(diǎn)和功能為：①相對于傳統(tǒng)鉆井，該系統(tǒng)增加了井下PWD工具、連續(xù)循環(huán)短節(jié)工具和微壓差控制系統(tǒng)；與壓力控制鉆井（MPD）系統(tǒng)相比，其主要優(yōu)勢是設(shè)備簡單、占地面積小、成本低、控制精度高。②基于井下PWD工具實(shí)時(shí)監(jiān)測井底ECD數(shù)據(jù)并傳輸至控制中心，與提前預(yù)測的最大和最小允許ECD值進(jìn)行比對后自動(dòng)發(fā)出調(diào)整指令，輸出排量、轉(zhuǎn)速、鉆井液密度等推薦值，依靠司鉆房操作直流鉆井液泵、快速混漿裝置等設(shè)備實(shí)現(xiàn)正常鉆進(jìn)。③連續(xù)循環(huán)短節(jié)是該系統(tǒng)的核心工具。在接單根時(shí)，鉆柱被卡瓦固定，關(guān)閉連續(xù)循環(huán)短節(jié)連接器上下閘板，在其壓力腔中充入鉆井液平衡鉆柱內(nèi)外壓力，再卸開鉆柱公螺紋和母螺紋，關(guān)閉位于連接器中部的盲板，從而分成上下2個(gè)壓力腔。上部壓力腔壓力被釋放，移走公螺紋；同時(shí)，鉆井液經(jīng)過管匯，通過下壓力腔進(jìn)入鉆桿而使鉆井液循環(huán)。新鉆桿接頭被頂驅(qū)送入連接器的上壓力腔后關(guān)閉上閘板，密封腔重新充壓，當(dāng)中部盲板打開時(shí)，上下鉆井液壓力達(dá)到平衡，對扣、連接好鉆具后釋放連接器壓力腔中的壓力，再打開連接器的上下密封閘板，鉆進(jìn)過程再次開始。這樣，流向鉆柱的鉆井液從未停止過，壓力和流量一直處在連續(xù)的控制中。在連接過程中，壓力腔的卸壓、加壓都通過連接器上旁路管匯和閥門進(jìn)行控制，回流的鉆井液通過管路進(jìn)入鉆井液池，避免了鉆井液的損失和浪費(fèi)。④該系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)了高壓儲(chǔ)層段鉆進(jìn)、循環(huán)、接單根等工況下ECD恒定高于地層壓力0.01～0.02 g/cm3的微壓差定量精確控制，使井下事故復(fù)雜時(shí)效由65%降至5%以下。

圖3 微壓差連續(xù)循環(huán)鉆井系統(tǒng)原理Fig.3 Micro differential pressure continuous circulation drilling system

1.1.3 多因素控制的雙向循環(huán)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法

南海高溫高壓井存在安全壓力窗口窄、下部地層壓力不確定等復(fù)雜地質(zhì)條件，采用常規(guī)方法無法設(shè)計(jì)出合理和安全的井身結(jié)構(gòu)，而采用非常規(guī)井身結(jié)構(gòu)易帶來井下復(fù)雜情況多、時(shí)效低、成本高的問題。通過地質(zhì)條件下地層壓力不確定性分析和考慮溫度效應(yīng)的井壁穩(wěn)定性分析，提出了四大因素控制的雙向循環(huán)井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)方法，將從上往下和從下往上方法結(jié)合，同時(shí)進(jìn)行雙向迭代設(shè)計(jì)。這4個(gè)控制因素包括：①套管下入能力評估。利用專業(yè)軟件計(jì)算套管最大懸重，評估補(bǔ)償器提升能力（浮式平臺(tái)）和鉆機(jī)提升能力，并結(jié)合井眼曲率確定套管最大允許下深和最大允許全角變化率。②ECD評估。通過模擬不同工況條件下全井眼ECD和ESD，評估套管鞋處地層是否滿足承壓要求。③井控評估。井控設(shè)計(jì)基于高溫高壓井控原則：立足一級(jí)井控、及時(shí)控制二級(jí)井控、杜絕三級(jí)井控，從井控角度評估套管下深是否合理。評估內(nèi)容主要為最大關(guān)井套壓不超過上層套管鞋處破裂壓力。④固井評估。固井評估主要是從固井注水泥時(shí)，最大ECD不超過地層薄弱點(diǎn)破裂壓力或存在漏失層的漏失壓力。

以鶯歌海盆地東方區(qū)中深層為例，按照高溫高壓井一般思路，完成鉆井作業(yè)任務(wù)需要考慮使用非常規(guī)尺寸井眼和套管。結(jié)合該地區(qū)地層巖性、物性及穩(wěn)定性，依據(jù)該套方法設(shè)計(jì)出的常規(guī)井身結(jié)構(gòu)方案是可行的。該合理方案為：在盡量下深φ508 mm套管的情況下，將φ339.725 mm套管下至2 300 m以后的鶯歌海組二段T29與T30地震反射界面，φ244.475 mm套管下至黃流組目的層以上，φ149.225 mm井眼備用，非目的層使用較低密度鉆井液。

1.2 海上高溫高壓多級(jí)屏障井筒完整性技術(shù)

高溫高壓井受固井質(zhì)量、腐蝕等因素影響，井筒泄漏風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)多，井筒完整性保障困難，國外海上高溫高壓井環(huán)空帶壓高達(dá)70%。因此，控制井筒環(huán)空帶壓問題是高效開發(fā)高溫高壓氣田的關(guān)鍵。成功研發(fā)的海上高溫高壓高含CO2氣井多級(jí)屏障全壽命井筒完整性技術(shù)包括2項(xiàng)內(nèi)容：“五防”及“自修復(fù)”高溫高壓固井水鉆井液體系、多級(jí)屏障井筒完整性技術(shù)［5］，實(shí)現(xiàn)了南海所有高溫高壓井鉆完井作業(yè)和生產(chǎn)期間“零”環(huán)空帶壓的突破。

1.2.1 “五防”及“自修復(fù)”高溫高壓固井水泥漿體系

基于樹脂、纖維材料與水泥發(fā)生化學(xué)反應(yīng)形成密實(shí)空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)可有效阻止氣體滲入、提高耐溫及韌性的原理，首創(chuàng)了具有防氣竄、防腐蝕、防堵漏、抗溫變和抗應(yīng)變能力的“五防”水泥漿體系。該體系基本框架為鐵礦粉顆粒級(jí)配+樹脂+防竄劑+膨脹劑+耐堿纖維。采用的主要功能材料及特點(diǎn)如下：①鐵礦粉顆粒級(jí)配，江漢200目-江漢1200目鐵礦粉復(fù)配體系強(qiáng)度最高，最佳比例為江漢200目∶江漢1200目=30%∶70%。②樹脂本身具有活性環(huán)氧官能團(tuán)，在堿性環(huán)境中官能團(tuán)會(huì)打開，并發(fā)生分子間聚合，從而形成大分子樹脂，進(jìn)一步降低滲透率和防腐蝕。③防竄劑PC-GS12L可以與水泥水化產(chǎn)生的二氧化鈣反應(yīng)，形成更多的具有膠結(jié)作用的C-SH硅鈣膠凝體，阻礙流體通道，而且水泥石滲透率低，具有較好防竄、防腐及高強(qiáng)效果。④PC-B10S、PC-B20膨脹劑具有微膨脹效果，具有較好防竄功能。⑤耐堿玻纖PC-B62作為增韌堵漏劑，其外觀為灰白色礦物纖維，長度約0.5 cm，直徑為15～18μm，主要依靠混雜纖維的阻裂和增韌特性。

利用高分子基體引入親油（氣）性基團(tuán)可使水泥環(huán)產(chǎn)生遇油氣溶漲的化學(xué)原理，研發(fā)了親油（氣）性高分子材料，首創(chuàng)了具有“自修復(fù)”功能的耐高溫水泥漿體系。通過對高分子氫化苯乙烯嵌段共聚物自修復(fù)材料表面改性，增加親水性和顆粒密度，使得在配水泥漿時(shí)自修復(fù)材料均勻分散到水泥漿中，從而實(shí)現(xiàn)與水泥混溶。該體系的核心材料為氫化苯乙烯嵌段共聚物，通過消除高分子鏈段上易發(fā)生高溫降解的“雙鍵”并在共聚物中添加抗氧劑，進(jìn)一步提高高分子材料的耐溫性。從密閉裝置向試件注入可燃?xì)怏w，通過在出口處是否可點(diǎn)燃的方式來檢驗(yàn)其修復(fù)效果。

“五防”及“自修復(fù)”高溫高壓固井水泥漿體系已在南海高溫高壓生產(chǎn)井中成功應(yīng)用，固井優(yōu)良率達(dá)100%，解決了傳統(tǒng)水泥漿在高溫高壓環(huán)境下易產(chǎn)生微間隙導(dǎo)致環(huán)空帶壓的復(fù)雜難題。

1.2.2 多級(jí)屏障井筒完整性技術(shù)

基于研發(fā)的“五防”及“自修復(fù)”水泥漿及創(chuàng)新工藝，首創(chuàng)了“尾管五防水泥固井+尾管頂部封隔器+回接插入密封+回接管柱頂部封隔器+五防自修復(fù)水泥固井+井口”的6級(jí)屏障井筒完整性模型，通過構(gòu)建多道防護(hù)屏障從本質(zhì)上杜絕環(huán)空帶壓現(xiàn)象。該技術(shù)有效解決了高溫高壓高含CO2氣井容易環(huán)空帶壓的世界級(jí)難題，實(shí)現(xiàn)了南海所有高溫高壓氣井環(huán)空“零”帶壓。

1.3 海上高溫高壓多因素多節(jié)點(diǎn)測試技術(shù)

受海上平臺(tái)空間狹小、設(shè)備緊湊、人機(jī)距離短等因素制約，高溫高壓井測試作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高、成功率低［6］。研發(fā)了全流程多因素多節(jié)點(diǎn)監(jiān)控海上高溫高壓測試系統(tǒng)［7］和環(huán)空保護(hù)液壓力自動(dòng)平衡控制裝置，實(shí)現(xiàn)了海上平臺(tái)狹小空間下的高溫高壓高產(chǎn)氣井安全測試作業(yè)，創(chuàng)造了海上單層877×104m3/d無阻流量測試作業(yè)記錄，成功完成了我國第一個(gè)海上高溫高壓氣田清噴投產(chǎn)。

1.3.1 全流程多因素多節(jié)點(diǎn)監(jiān)控海上高溫高壓測試系統(tǒng)

全流程多因素多節(jié)點(diǎn)監(jiān)控海上高溫高壓測試系統(tǒng)的主體思路是：在測試設(shè)計(jì)階段，根據(jù)擬測試的地層條件與海況條件，基于對“井下、水下、水上”全流程的測試仿真模擬，識(shí)別出可能發(fā)生的風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)及其級(jí)別。主要風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)包括：井下水合物冰堵、測試管柱強(qiáng)度不足、出砂、結(jié)構(gòu)件震動(dòng)損壞、火炬臂熱輻射、應(yīng)急關(guān)斷失效等風(fēng)險(xiǎn)。在作業(yè)階段，依據(jù)評估結(jié)果對每一個(gè)風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)進(jìn)行監(jiān)測和控制，形成了海上高溫高壓井8大因素全流程測試系統(tǒng)（圖4）。

圖4 全流程多因素多節(jié)點(diǎn)監(jiān)控海上高溫高壓測試系統(tǒng)Fig.4 Full-flow/multi-factor/multi-node monitoring test system of offshore HPHT wells

該套系統(tǒng)功能主要包括：①遠(yuǎn)程油嘴控制，設(shè)置在油嘴管匯之前，當(dāng)流程管線壓力過高時(shí)，現(xiàn)場操作人員可遠(yuǎn)程液壓控制油嘴開啟、關(guān)閉及開度大小，以調(diào)整合理的井口壓力。②出砂監(jiān)測與處理，該含砂監(jiān)測裝置工作原理是基于電阻的變化，在插入流程管線內(nèi)部的探頭上裝有防化學(xué)腐蝕的金屬薄片，當(dāng)固體顆粒撞擊薄片時(shí)，薄片厚度隨之減小，其電阻增大，將這一電阻信號(hào)轉(zhuǎn)換為固體顆粒的產(chǎn)量，就可適時(shí)得到出砂量，再根據(jù)出砂量大小進(jìn)行測試參數(shù)的調(diào)整。③震動(dòng)監(jiān)控，采用HG8900WD震動(dòng)監(jiān)測系統(tǒng)對管線進(jìn)行監(jiān)測，在放噴流程上安裝耐高溫防爆型加速度傳感器，在控制箱內(nèi)安裝安全柵，再連接HG8900WD多通道震動(dòng)監(jiān)測系統(tǒng)，加速度信號(hào)經(jīng)HG8900WD多通道震動(dòng)監(jiān)測系統(tǒng)進(jìn)行硬件積分轉(zhuǎn)換成速度值，讀取振動(dòng)的時(shí)域和頻域參數(shù)，再根據(jù)報(bào)警狀態(tài)進(jìn)行測試參數(shù)調(diào)整控制。④水合物防治，在地面油嘴管匯之前，采用高壓大排量化學(xué)注入泵注入乙二醇來防治水合物。⑤智能應(yīng)急關(guān)斷，包括應(yīng)急關(guān)斷閥和地面安全閥，通過設(shè)置流程的自動(dòng)安全控制，當(dāng)油嘴刺漏、油嘴堵塞，水合物冰堵、管線漏壓、下游設(shè)備泄漏或堵塞等情況發(fā)生時(shí)，流程管線壓力變化超過設(shè)定值時(shí)，安全控制裝置會(huì)自動(dòng)工作，關(guān)閉采油樹安全閥或地面安全閥。同時(shí)這兩級(jí)安全閥還設(shè)有傳統(tǒng)的手動(dòng)控制按鈕，可進(jìn)行人工控制。⑥備用應(yīng)急放噴，設(shè)置在油嘴管匯和加熱器之間，采用自動(dòng)控制。應(yīng)急放噴流將過高的流程壓力直接釋放到燃燒頭，保護(hù)放噴設(shè)備。⑦熱輻射監(jiān)測和噴淋系統(tǒng)，通過熱輻射模擬計(jì)算合理布局溫度監(jiān)測設(shè)備及配套的噴淋系統(tǒng)，以確保放噴燃燒時(shí)平臺(tái)和人員安全。該套系統(tǒng)的特點(diǎn)是：當(dāng)任意1個(gè)監(jiān)測點(diǎn)或控制點(diǎn)超過預(yù)設(shè)的閾值，控制系統(tǒng)自動(dòng)智能識(shí)別后可調(diào)整測試參數(shù)（如油嘴開度、時(shí)間等）或啟用應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)；當(dāng)系統(tǒng)本身出現(xiàn)問題時(shí)，可直接自動(dòng)啟動(dòng)應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)，從源頭上控制風(fēng)險(xiǎn)的發(fā)生。比如關(guān)斷井下安全閥、應(yīng)急解脫水下測試樹等。

1.3.2 環(huán)空保護(hù)液壓力自動(dòng)平衡控制裝置

環(huán)空保護(hù)液壓力自動(dòng)平衡控制裝置用于解決測試期間油套環(huán)空因溫度變化引起的壓力變化問題［8］，主要由自動(dòng)灌注泵、高壓管線、儲(chǔ)液罐、自動(dòng)泄壓閥組成（圖5）。該套裝置通過高壓管線與套管四通翼閥相連，其工作原理是：①井筒溫度升高，環(huán)空流體膨脹，當(dāng)壓力達(dá)到最高閾值時(shí)，油套環(huán)空中的完井液經(jīng)套管翼閥、自動(dòng)泄壓閥進(jìn)入儲(chǔ)液罐對環(huán)空進(jìn)行泄壓；②井筒溫度降低，環(huán)空流體收縮，當(dāng)壓力達(dá)到最低閾值時(shí)，自動(dòng)灌注泵抽取儲(chǔ)液罐中的液體補(bǔ)充至環(huán)空儲(chǔ)液罐流體流入環(huán)空。從而保證了測試期間環(huán)空壓力處于安全范圍值。

圖5 環(huán)空保護(hù)液壓力自動(dòng)平衡控制裝置Fig.5 Automatic pressure balance control system for annular protection

1.4 海上高溫高壓優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)技術(shù)

受工具和工藝技術(shù)條件制約，國內(nèi)外可借鑒經(jīng)驗(yàn)少，以往南海高溫高壓鉆完井周期長、成本高，因此需要深入開展針對高溫高壓井提質(zhì)增效技術(shù)攻關(guān)。研發(fā)了高溫高壓環(huán)保型水基雙效鉆完井液體系及耐高溫綜合提速工具，創(chuàng)建了高溫高壓叢式井防碰井段“三效一體”作業(yè)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了海上高溫高壓井優(yōu)質(zhì)高效作業(yè)。

1.4.1 抗高溫、高密度水基雙效鉆完井液體系

高溫高密度無固相鉆完井液體系價(jià)格高達(dá)10萬元/m3，傳統(tǒng)高溫高密度有固相體系由于泥餅厚、儲(chǔ)保效果差無法滿足海上配產(chǎn)要求。為經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)海上高溫高壓氣藏，采用高密度有機(jī)鹽和超微重晶石復(fù)配技術(shù)并優(yōu)化體系配方［9］，研發(fā)了抗溫高密度低固相雙效鉆完井液體系，其典型配方為：1%海水土漿+0.5%燒堿+0.2%純堿+0.6%PFPAC LV+1.2%HT-FL+3%PFSMP+3%PFSPNH+2%LSF+50%COOK+復(fù)合重晶石加重（API重晶石∶1250超微重晶石∶3000超微重晶石=7.0∶1.5∶1.5）。該體系代替了傳統(tǒng)油基鉆井液和銫鹽完井液體系，解決了環(huán)保難題，滲透率恢復(fù)值由70%提高到90%以上，由于一套體系兼顧了鉆井和完井作用，相比國際上采用甲酸銫完井液體系單井成本節(jié)約4 800萬元。

1.4.2 耐高溫復(fù)合沖擊提速工具和射吸鉆頭

通過巖石特性實(shí)驗(yàn)，揭示了超壓致密蓋層巖石黏塑性變強(qiáng)、可鉆性下降的變化規(guī)律，基于巖石在高溫高壓條件下的黏塑性變化規(guī)律及破巖機(jī)理，研制了具有旋轉(zhuǎn)、軸向高頻沖擊力特點(diǎn)的復(fù)合沖擊器提速工具。該工具的主要特點(diǎn)是：鉆井液水馬力提供動(dòng)力，軸向和周向振動(dòng)頻率可達(dá)750～1 500次/min，采用金屬密封，耐溫級(jí)別可達(dá)300℃。

創(chuàng)新研制了具有底部射流、反向射吸雙流體通道的新型提速射吸鉆頭（圖6），該鉆頭工作原理是：鉆井液經(jīng)過濾片分流，一部分經(jīng)鉆頭原始噴嘴流出帶動(dòng)巖屑上返，一部分經(jīng)射吸噴嘴形成高速低壓的動(dòng)力液，將部分帶有巖屑的鉆井液吸入喉管充分混合，進(jìn)行動(dòng)量與質(zhì)量的交換。在喉管的末端，巖屑及鉆井液仍具有很高的流速（動(dòng)能），進(jìn)入環(huán)空后流速降低，部分動(dòng)能轉(zhuǎn)換成壓能，與帶有巖屑的另一部分鉆井液一起上返到地面。由于射吸噴嘴噴出的鉆井液壓力較低，井底的巖屑和鉆井液被吸入喉管并即時(shí)上返，使井底的壓力始終處于較低的狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)降壓的目的。實(shí)踐應(yīng)用表明，新型鉆頭可使高溫高壓井段機(jī)械鉆速提高162%。

圖6 射吸鉆頭工作原理Fig.6 Work principle of jet suction of BIT

1.4.3 “鉆進(jìn)、預(yù)斜、防碰”一趟鉆高效鉆井技術(shù)

針對高溫高壓叢式井表層尺寸大、井間距小、防碰風(fēng)險(xiǎn)高等難題，研制了領(lǐng)眼鉆頭及塔式切削擴(kuò)眼裝置、撓性預(yù)斜擴(kuò)眼鉆具組合［10］，開發(fā)出導(dǎo)眼預(yù)斜鉆進(jìn)與多級(jí)擴(kuò)眼一體化鉆井技術(shù)，鉆具組合為：φ660.4 mm牙輪鉆頭+φ241.3 mm馬達(dá)（1.2°，帶φ654.05 mm扶正器）+配合接頭（631×730）+φ657.225 mm扶正器+配合接頭（731×630）+φ203.2 mm無磁鉆鋌1根+MWD+φ203.2 mm無磁鉆鋌1根+φ203.2 mm定向接頭+φ203.2 mm鉆鋌3根+φ203.2 mm震擊器（帶撓性接頭）+配合接頭（631×XT57）+φ149.225 mm加重鉆桿+φ149.225 mm鉆桿。該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了叢式井大尺寸井眼鉆進(jìn)、預(yù)斜、防碰“三效一體”作業(yè)模式，在降低防碰風(fēng)險(xiǎn)的同時(shí)提高了作業(yè)時(shí)效，單井工期節(jié)約2.5 d。

2 工程實(shí)踐

南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)研究成果已經(jīng)在南海高溫高壓勘探開發(fā)中得到廣泛應(yīng)用，整體技術(shù)及單項(xiàng)技術(shù)在南海52口高溫高壓井中成功實(shí)踐，支撐發(fā)現(xiàn)了東方、陵水等7個(gè)大中型海上高溫高壓氣田，建成了我國第一個(gè)海上高溫高壓東方氣田群，為加快南海油氣資源勘探開發(fā)奠定了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。同時(shí)，相關(guān)技術(shù)成果已推廣至中國東海、印尼、緬甸、伊拉克、墨西哥灣等地區(qū)，取得了顯著的社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益。表1為南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)對比。

表1 南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)對比Table 1 Comparison of the key technique targets of HPHT wells drilling and completion in South China Sea

3 未來發(fā)展方向

由于南海面積分布廣、地質(zhì)構(gòu)造差異性大、流體性質(zhì)不確定、淺水深水并存，為進(jìn)一步拓展該項(xiàng)技術(shù)研究成果在南海油氣勘探開發(fā)中的應(yīng)用，持續(xù)保持安全、低成本、高效作業(yè)，仍需在超高溫高壓及深水高溫高壓方面進(jìn)行深入研究［11-12］。

1）超高溫高壓。隨著淺層油氣探明程度的增加，油氣勘探開發(fā)向縱深發(fā)展是必然趨勢，前景比較廣闊。針對溫度和壓力等級(jí)更高的井，尤其是當(dāng)溫度超過250℃，作業(yè)難度大幅上升，亟需從井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、套管強(qiáng)度及選材、井控能力、安全控制、應(yīng)急救援等方面開展系統(tǒng)研究，做好技術(shù)儲(chǔ)備。

2）深水高溫高壓。深水領(lǐng)域油氣勘探開發(fā)已上升為國家戰(zhàn)略，南海是我國深水作業(yè)主戰(zhàn)場，但是南海在進(jìn)入深水區(qū)后依然存在高溫高壓環(huán)境。深水高溫高壓既具有深水作業(yè)難點(diǎn)、也具有高溫高壓作業(yè)難點(diǎn)，兩者耦合作用后會(huì)形成上部超低溫和下部超高溫的疊加影響，鉆井液安全密度窗口進(jìn)一步變窄。深水高溫高壓井對鉆井液技術(shù)、固井技術(shù)、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)和套管選材技術(shù)等方面帶來巨大挑戰(zhàn)。因此，針對深水高溫高壓井尚需要在現(xiàn)有技術(shù)基礎(chǔ)上進(jìn)一步加強(qiáng)理論和工程技術(shù)研究，更好地指導(dǎo)深水高溫高壓井鉆完井作業(yè)。

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Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea

LI Zhong1LIU Shujie2LI Yanjun1XIE Renjun2
（1.Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd.，Zhanjiang，Guangdong524057，China；2.CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

South China Sea is one of the three high-temperature and high-pressure offshore oil and gas regions in the world.The geological structure is complicated，with the bottom hole temperature being up to 249℃，the pressure gradient 2.4 MPa/100 m，and the CO2content 50%.The exploration for and development of oil and gas resources in this region have long been afflicted by difficulties in forecasting the abnormal pressure，lost circulation，serious pressure in the annulus，high risks involved in well testing，and finally the unreasonable high cost.This paper summarizes the four major technical achievements and engineering practices of high temperature and high pressure drilling in South China Sea in the last 20 years，i.e.，forecasting and control of abnormal pressure，multi-barrier wellbore integrity，multi-factor and multi-node testing，and high quality and efficiency operations.It also provides an outlook of the future development in drilling technology for South China Sea oilfields，with a view to provide guidance for further speeding up the efficient and sustainable exploitation of oil and gas resources in South China Sea and similar regions.

South China Sea；HPHT；drilling and completion；key technology；practice；development direction

李中，劉書杰，李炎軍，等.南海高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)及工程實(shí)踐［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：100-107.

LI Zhong，LIU Shujie，LI Yanjun，et al.Key technology and practice of HTHP well drilling and completion in South China Sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：100-107.

TE21；TE25

A

1673-1506（2017）06-0100-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.013

*“十二五”國家科技重大專項(xiàng)“鶯瓊盆地高溫高壓天然氣成藏主控因素及勘探方向（編號(hào)：2011ZX05023-004）”、中國海洋石油總公司“十三五”科技重大項(xiàng)目“鶯瓊盆地高溫高壓鉆完井、測試安全技術(shù)研究（編號(hào)：CNOOC-KJ135ZDXM04）”部分研究成果。

李中，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，1994年畢業(yè)于原江漢石油學(xué)院鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)從事海洋油氣鉆完井的研究和管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號(hào)信箱（郵編：524057）。E-mail：lizhong＠cnooc.com.cn。

2017-08-20改回日期：2017-10-10

（編輯：孫豐成）