东方29-1-6高温高压井段的钻井实践与认识

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

张博，毛祖臣，郑大伟

（中国石油化工集团上海海洋石油局钻井分公司，上海200120）

摘要：东方29-1-6井是勘探三号半潜式平台承钻的一口高温高压探井，不但存在着高温和高压影响钻井液稳定性的问题，还存在着由于地层孔隙压力与破裂压力接近，造成安全窗口狭窄而形成的井控风险。在钻井作业过程中，针对Φ212.7 mm（8-3/8"）井段地层高温高压的特点，平台现场通过精细化管理和操作，优化了钻具组合，严密监控各项钻井参数，尤其是钻井液的井口返出温度。针对不同实时情况采取对应的应对措施以保持钻井液在“双高”下的良好流变性和稳定性。在弃井回收阶段做好注水泥塞等措施，安全、优质地完成了钻井任务，积累了现场施工经验，可供该区域及国内海洋高温高压钻井借鉴。

关键词：高温高压；海洋钻井；钻具组合；钻井液；固井

高温高压井一般指井底温度大于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。高温不但给钻井液、水泥浆性能造成很大的影响，同时对井下及井口设备、工具、仪器的密封件、软管等也可能造成损害。高压则会给钻井作业在高强度设备、器材、工具、仪器仪表的配套和高密度钻井液的选用、配制及其维护方面带来更高的要求。高温高压井钻井是当今钻井技术难题之一，高温高压会对钻井作业过程中的固井、取心、电测、测试等各个环节增加难度，如处理不好则都会带来一系列的问题[1]。同时由于海上作业环境的限制，使高温高压钻井作业风险更大，困难更多，尤其是使用浮式钻井平台进行高温高压井钻井作业有其特殊的工艺要求。

E-mail：zhangb@shopbd.com.cn。

东方29-1-6井是勘探三号半潜式钻井平台在南海莺歌海盆地中央拗陷北区所钻的一口预探井，水深68 m，井型为直井，完钻井深3 248 m。本井最高井底温度为162 ℃，使用的钻井液密度最高达2.06 g/cm3。针对本井地质情况，采取合理井身结构及技术措施，37天内完成该井施工任务，取全取准了各项资料。本井高效、优质的完成而取得的经验可以为该区域及类似的高温高压井的施工提供参考和借鉴。

图1　DF29-1-6井压力预测曲线

1　地质简况

本井所钻遇地层是第四系、新近系莺歌海组和黄流组一段。莺歌海组一段岩性以灰色泥岩为主，夹薄层灰色泥质粉砂岩。莺歌海组二段上部为灰色泥岩与灰色泥质粉砂岩呈不等厚互层；中部为灰色泥岩夹灰色薄层状泥质粉砂岩；下部为以灰色巨厚层状泥岩为主，偶见灰色泥质粉砂岩。黄流组一段是本井的主要目的层，以灰色巨厚层状泥岩为主，夹灰色薄层状泥质粉砂岩。

根据邻井资料和构造层数据，预测地层孔隙压力系数分别为：在2 231 m以上地层约为1.00～1.26，2 231～2 656 m井段为1.26～1.50，2 656～3 100 m井段为1.50～1.87，3 100～3 230 m（TD）井段为1.87～1.94；主要目的层孔隙压力系数为1.87～1.92，具体见图1。实际钻井作业过程中地层压力系数略高，主要目的层孔隙压力系数为2.0，完井电测井底温度为162℃，目的层温度为157～160℃。

2　本井作业过程中存在的技术难点和主要设备问题

（1）主要目的层孔隙压力系数为1.87～1.92，与破裂压力2.17～2.2十分接近，安全窗口非常窄，在下钻、开泵、循环时易造成井漏；起钻时易造成溢流，存在井涌和井漏的双重风险，造成井控难度大，容易发生井下情况复杂。

（2）本井使用重晶石作为泥浆加重材料，随着温度和压力的增加，对钻井液在高温条件下的稳定性和高密度情况下的良好流变性提出更高的要求，在高温高压情况下，要求钻井液低黏低切。因为高黏度高切力的钻井液会造成起下钻引起的压力激动和循环压力降的增加，在安全窗口较窄的情况下，容易造成井涌或井漏。同时又要保证钻井液有足够的悬浮能力，否则会造成重晶石沉淀而引起卡钻。而高密度钻井液使固控设备的效率降低，保持和维护钻井液性能稳定难度大。

（3）高温高压井的固井，存在水泥浆在凝固过程中的失重现象使环空静液压力降低而造成串槽的风险；另外还存在地层高温会使水泥强度衰退、水泥凝固过程中高密度的水泥塞下沉，导致封隔油气层失败的风险。

（4）井底高温致使返出钻井液在海底的温度达到70 ℃以上，半潜式钻井平台的防喷器系统坐在海底，返出的高温钻井液不能经过隔水管井段海水的冷却，平台地面钻井液处理系统等的橡胶密封件经受着高温，且连续作业时间长，对设备要求高。

3　针对本井作业难点所采取的措施

3.1选用合理的井身结构

根据本井预测的地层情况及所钻遇的地层孔隙压力，为了有效地封隔不同的压力体系，减少作业风险，确保钻达地质目标，本井选用了五层次套管结构，主要目的层在212.7 mm（8-3/8"）井段内。具体井身结构见表1。

表1　井身结构

3.2做好各井段的地层承压试验

由于难以准确预测地层孔隙压力，防止在钻遇高压地层压井过程中因套管固井质量不好，出现从套管鞋外向上窜漏而难以处理的情况，要求在进行套管鞋处地层压漏试验时，在套管强度允许的条件下要试到地层压漏。只有满足要求，才可以进行下一开钻进，否则，必须采取挤水泥等措施，以提高套管鞋处的地层承载能力，达到要求后才能继续钻进，否则要考虑调整下部井身结构。地层承压试验数据见表2。

表2　东方29-1-6井地层压力试验数据

3.3在高温高压井段作业过程中的井控措施

（1）钻开油气层前召开技术交底会让相关人员了解本井的基本情况、作业中的风险和问题及其解决措施、方案、安全注意事项等，并明确自己的岗位职责。组织有关人员对钻井平台进行一次全面安全检查，并且按照安全检查提纲制订切实可行的检查程序。对钻开油气层前已经发现的问题要进行落实整改。油气层井段钻进时，通过严格认真的防喷演习，来锻炼对付井喷的实际能力和检查井控设备的可靠性，及时暴露存在的问题并及时整改。更重要的是保持井队对井喷预兆的高度警觉性，熟悉操作步骤，协调岗位与岗位之间的配合，做到临阵不乱，方法措施得当。

（2）五开钻具组合为：Φ212.7 mm PDC钻头+Φ177.8 mm 水力脉冲接头+Φ169 mm浮阀接头+Φl7l mm LWD/MWD+Φ206 mm扶正器+Φ165 mm钻铤×13根+Φ165 mm振击器+Φ127 mm加重钻杆×1根+Φ127 mm投入式止回阀接头+Φ127 mm加重钻杆×13根+Φ127 mm钻杆。在本井段使用了PDC钻头，可钻时间长，避免钻头事故，一只钻头直接钻达井深，避免起下钻换钻头时形成的空井风险；在钻具组合中采用锥形浮阀芯和投入式止回阀，以减小井控风险；利用随钻测井工具，对各种参数尤其是钻井状态的循环泥浆当量密度和井底温度进行实时监控，也可以作为调整泥浆性能的一个重要参考。

（3）在油气层井段作业时，严格执行井控操作规程，起钻前须循环钻井液至性能均匀，然后停泵保持活动钻具或进行10柱钻杆短起下钻，两小时后进行气体上窜速度试验，在循环气测全量小于10%、气体上窜速度≤50 m/h情况下才能起钻[2]；在起钻前、至套管鞋处及最后一柱钻杆时都要进行观察15 min，确认有无溢流异常情况；起钻过程中，必须严格执行每3个立柱连续向井里灌注钻井液的规定，同时作好每柱灌浆记录。下钻时采取分段循环方式，到最深的套管鞋处和进入裸眼一半井段，慢速恢复循环和调整钻井液，在裸眼段循环时缓慢开泵，严格控制起下钻速度，特别是在油气层井段或缩径井段，要防止抽喷或压漏地层。

3.4钻井液技术与措施

本井高温高压井段使用了Duratherm泥浆体系，随时监测离子含量等性能变化，保持1%～2%的黏土含量，其pH值高于9，以保持高温环境下钻井液性能的稳定。本井段钻速较慢，钻屑很细，易于分散，而且泥页岩分散严重，保持3%～5%的KCl浓度有利于抑制分散，结合优化的流变参数，防止井眼扩大。维持适当的钻速、转速、排量和钻井液流变性是井眼净化的关键因素。随着井越钻越深，井温和密度的增加，高密度钻井液使得固控设备的效率降低，因此钻井液的稀释量可能增大，即可采取细水长流的办法向钻井液加水（循环或钻进时以大约400～800 L/h速度加水，停泵就停水）以补充钻井液因高温蒸发和滤失损失的水份，使钻井液体系内保持有适量的自由水，以减小失/脱水效应对钻井液流变性的影响。

3.4.1高温对钻井液系统的影响及应对

虽然返出钻井液经过隔水管周围海水的冷却，到达振动筛的钻井液温度还是达到60 ℃以上，平台现场采取了针对性的措施：工作人员加强个人防护意识，佩戴加厚的水手手套、口罩，准备烫伤药品。钻井液进、出口温度实时监控。定期对每台钻井液搅拌机油质、各油封、对中、叶轮轴进行检查，按需换油品密封件，外表除积物、改进通风，确保散热。三除区域加装防爆电扇、风筒，对每台振动筛大排量通风降温，高温管路区域张贴警示牌。更改钻井液循环池，加长钻井液回流槽的长度，铺设冷却管路。钻井液泵缸套冷却水暂时改为海水冷却等等，以增强降温效果。适当控制钻速和排量，钻井液通过补充胶液或新浆以及采用细水长流向循环系统加水等方式也能帮助降温。

高温和高压是相伴随的，必须结合起来应对。用适量的抗高温降失水剂控制钻井液的高温失水，防止出现高温胶凝，抗高温材料的浓度随井温和钻井液密度的增加而增加。在钻井液温度达到高温以后，任何对钻井液切力和稳定性有影响的污染都会降低钻井液的悬浮能力[3]，甚至造成重晶石沉淀。因此，需密切监测钻井液性能，一发现变化，应尽快加入提黏剂提高钻井液的切力。

3.4.2高密度钻井液的性能维护和使用措施

从东方29-1-6井压力预测图可以直观的看出，其五开Φ212.7 mm（8-3/8"）井段的地层压力陡增。此井段地层孔隙压力与破裂压力十分接近，安全窗口非常窄，既要防井涌，又要防漏。本井段由于温度也较高（160 ℃），钻井液需保持中下限的低固相含量，做好随时加重的准备，并在加重后及时调整处理，以保持高密度（本井段钻井液密度高达2.06 g/cm3）和高温下的良好流变性。

本井段地层压力跨度较大，存在着很大的压差卡钻和井漏的风险，保持高质量的泥饼和较好的润滑性有助于降低压差卡钻的风险。因此在提高钻井液密度后加入进口石墨或磺化沥青（需向地质监督确认）以改善泥饼的质量和提高钻井液的润滑性；如有渗漏发生，加入适量的单封、碳酸钙的封堵颗粒以加强渗透性砂岩的承压能力；在满足井控要求的前提下尽量控制钻井液密度以减小压差[4]。

钻进过程中通过ECD等参数监控手段，既保持钻井液性能的相对稳定，同时还要防止重晶石沉降。在开始加入重晶石前，进行各项钻井液试验，提高6速旋转黏度计的VG读数，保持一定低剪切速率下的黏度，以提高岩屑的携带和悬浮能力。加入时需缓慢均匀地加入，钻井液密度也需以0.02～0.03 g/cm3为一个台阶逐渐地提高，切忌加重过快；另一方面，提黏剂切忌处理过量，避免形成局部胶凝。循环时保持环空流速大于0.5 m/s，同时，操作上需控制起下钻速度、开泵不宜太猛，小排量建立循环后，阶梯式提高至正常排量，如井下静止比较长时间，下钻则需分段循环，裸眼段如必要可开泵起钻，以减小井下的压力激动或抽吸，避免引发井下复杂情况。

3.5固井与弃井回收的技术措施

由于高温高压井的固井作业中，容易发生井漏、串槽、水泥环强度不够等复杂情况，因此提高固井成功率的关键是高温高压状态下高密度水泥浆的配制、流动性、顶替效率等。本井针对高温高压固井存在的问题采取以下措施：

（1）本井Φ244.5 mm（9-5/8"）技术套管选用了高强度套管，钢级Q125级，公称质量53.5 lb/ft，抗内压强度85.4 MPa。确保套管鞋处的封固质量，做固井设计时要求套管内留至少2根套管长度的水泥塞，固井前进行实际测量泥浆泵顶替效率，避免顶替至Φ244.5 mm（9-5/8"）套管鞋外环空，在泵尾浆时，在流变性允许的情况下，尽量把钻井液密度控制在1.95 g/cm3以上，以提高套管鞋的水泥石强度。

根据研究，表明在110 ℃之前水泥石强度随温度的增加而增加，但是高于110 ℃时，水泥石强度会随温度的增高而减小，而且水泥石高温强度退化问题可以通过降低水泥中石灰与二氧化硅的散装比得以解决，即掺人一定量的硅粉来提高水泥石强度[5,6]。所以为防止地层高温使水泥强度衰退，本井在9-5/8"套管固井时，根据室内模拟试验使用含量35%的硅粉水泥。

（2）水泥浆的配制使用抗高温外加剂，本井使用RC800降失水剂、USZ分散剂、TW-200缓凝剂，作为抗高温外加剂，使配制的水泥浆具有抗高温稳定性、失水量控制在100 mL以内，并且有足够长的待稠化时间[7,8]。另外为防止水泥塞下沉或受到污染，注水泥塞前在预计水泥塞下面垫稠钻井液，并泵入前置液，或下入桥塞。每个水泥塞的长度要超过100 m，水钻井液配方要有防腐功能，密度适当。同时要注意防止赤铁矿粉等加重材料对平台甲板剧烈腐蚀。

（3）在侯凝过程中，关防喷器对水泥塞施加正压力，防止水泥凝固过程中的失重问题而引起的串槽以保证固井质量，留待足够的候凝时间后，必须下钻验证水泥塞面的深度是否与设计吻合并试压合格。在切割每层套管之前，要根据地层压力适当降低割口深度以上的钻井液密度。

3.6高温高压井的设备保障与维护

（1）在钻开高温高压井段前，起出防喷器，更换耐温177 ℃以上的防喷器胶芯及配件；对防喷器控制系统、隔水管接头密封、阻流压井盘根密封、地面水龙带及冲管、地面钻井液循环等设备进行耐高温改造；各钻井液传感器的胶囊保证备件充足，及时更换；重新引进耐高温密封配件；对各防喷器及压井阻流管汇等进行仔细检查并试压为额定压力的100%。

（2）认真巡视检查各种设备运行状况，高密度钻井液易导致砂泵轴和叶轮断裂，所以启动之前要人工盘泵。尤其要重点检查灌注泵、搅拌器等设备的轴温、油、气、水及绝缘接地情况，保证吹灰加重系统的管线畅通，平台及守护船储备200 t以上的加重材料。

（3）平台制定了专门的值班制度，对钻井设备在使用过程中的钻井液温度、密度和设备温度监测。及时冲洗长时间不用的钻井液管线，包括海底节流、压井管线，防止重晶石沉淀堵塞管路。

4　结论和认识

（1）进行套管鞋处地层压漏试验时，在套管强度允许的条件下要试到地层压漏，准确求出地层压漏后最终稳定的压力值。如果能稳定在要求以上，才可以继续下一开钻进，否则，必须采取挤水泥等措施以使达到要求后才能继续钻进。

（2）通过优化钻具组合，执行严格的井控程序，操作上避免急躁心理，坚持谨慎原则，控制起下钻速度，循环时缓慢开泵，尽量减少钻具在井内的静止时间，是行之有效的钻井措施。

（3）泥浆的性能会随温度和压力的变换而变化，所以保持钻井液在高密度下的高温稳定和“双高”下的良好流变性是高温高压井的重点。

（4）注水泥塞前在预计水泥塞下面垫稠钻井液，并泵入前置液，以防止水泥塞下沉或受到污染。当井底温度大于110 ℃时，使用硅粉水泥来提高水泥石的强度。严密监控水泥塞的深度和泥浆置换体积，保证固井质量。

（5）泥线以上的海水对隔水管内的泥浆有明显的降温效果，通过改善泥浆系统各个设备的通风条件、提高密封件的耐高温等级、铺设泥浆冷却管路等措施，也能有效降低高温泥浆对地面设备的影响。应及时冲洗长时间不用的钻井液管线，防止重晶石沉淀堵塞海底管路。

参考文献：

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

[2] 《海洋钻井手册》编写组. 海洋钻井手册(下册)[M]. 中国海洋石油总公司(内部资料)，1996.

[3] Adamson K, Birch G, Gao E, et al. 高温高压井施工[J]. 油田新技术，2008，10(2):36-49.

[4] Gusler W Pless, Maxey J, Grover P, et al. A New Extreme HPHT Viscometer for New Drilling Fluid Challenges[C]. IADC/SPE 99009，美国弗罗里达州迈阿密，IADC/SPE钻井大会，2006年.

[5] 王敏生，易灿，徐加放. 高温高压对超深井钻井液密度的影响[J]. 石油钻采工艺，2007，29(5):85-87.

[6] 李嗣贵. 高温高压井井壁稳定性研究[D]. 中国石油大学博士论文，2004.

[7] 顾军，向阳，王学良，等. 高温高压井水泥浆的研究与实践[J].钻井液与完井液，2003，20(2):31-32.

[8] 赵胜英，鄢捷年，王利国，等. 高温高压条件下钻井液当量静态密度预测模型[J]. 石油钻探技术，2009，37(3):48-52.

中图分类号：TE242

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2012.03.098

收稿日期：2011-09-02；改回日期：2012-03-09

第一作者简介：张博，男，1979年生，工程师，2001年毕业于吉林大学勘察工程系，主要从事海洋钻井工程与管理工作。

文章编号：1008-2336（2012）03-0098-05

The Practice and Understanding about Drilling through High Temperature and High Pressure Intervals in Well DF29-1-6

ZHANG Bo, MAO Zuchen, ZHENG Dawei
（Drilling Division, SINOPEC Shanghai Offshore Petroleum Bureau, Shanghai 200120, China）

Abstract:The DF29-1-6 is a high temperature and high pressure exploratory well drilled by KANTAN Ⅲ which is a semi-submersible drilling platform. This well faced two signif i cant challenges during the drilling process, one is high temperature and high pressure, which has great inf l uence on drilling fl uid stability. The other is the well control problem because the safety window is very narrow and the formation pressure is close to the fracture pressure. During drilling 212.7 mm(8-3/8") well section which is characterized by high temperature and pressure, lots of measures have been taken, such as meticulous management and operation, optimizing BHA, monitoring closely the drilling parameters, especially the temperature of the drilling fl uid back to the wellhead, maintaining good rheology and stability of the drilling fl uid under high temperature and high pressure conditions, cementing plug well at the stage of well abandonment and so on, to fi nish the well drilling safely and excellently. Through this well, KANTAN Ⅲ has obtained rich experiences in the fi eld operation, which can be used in the domestic offshore high temperature and high pressure well drilling.

Key words:HP-HT well; offshore drilling; BHA; mud; cementing