高温高压水平井钻井风险难点分析及对策

关清涛

（中海油能源发展股份有限公司工程技术深水钻采技术公司，广东 湛江 524057）

随着石油行业的发展，浅层油气藏数量日益减少，石油勘探开发的难度不断增大，各大石油公司开始研究和储备高温高压钻井相关的技术。通常将井底温度大于150℃，地层孔隙压力大于68.9 MPa（10000 psi）的井定义为高温高压井[1]。随着髙温髙压钻井作业数量的增加，遇到的困难也越来越多，相应的钻井工具和配套工艺也逐渐完善，高温高压钻井工具的研发被各大油田技术服务公司作为其技术能力的一个象征。

1 高温高压钻井面临的主要挑战

1.1 高温高压对钻井设备的要求

按照行业标准的要求，高温高压井的井口装置以及防喷器均要选择压力级别至少为15000 psi（103.4 MPa）的防喷器。防喷器组的配置（数量和类型）、阻流、压井管汇等也都有相应的要求[2]。为了安全起见，通常要求至少配置四个闸板（必须有一个可变径闸板，一个至少可以剪切244.5 mm套管的剪切闸板），双压井双阻流管线，部分作业者还要求配备超级剪切，可以剪切更大尺寸的套管；压井阻流管汇的压力级别也应该和防喷器组的压力级别相匹配。高温高压井的深度普遍在4000 m以上，井身结构复杂，套管层次多。大部分海上自升式钻井平台在进行高温高压钻井作业前都要根据作业者提出的要求进行升级改造，包括钻井设备、船体、防喷器、钻具等，甚至还会包括钻井液冷却系统。总之，高温高压井对钻井装备、井控设备及其他配套设备的要求都很高。

1.2 钻井液

钻井液体系和性能的优选以及现场维护对一口高温高压井的作业成败起着至关重要的作用。高温高压井所使用的钻井液密度也较高，最高可能会达到2.4 g/cm3，有时候可能会使用钛铁矿粉、四氧化锰、赤铁矿粉等作为加重材料，相应钻井液中所含的固相含量也会很高，因此对井下工具的要求也会很高，导致很多常规井下工具不能在高温高压井中使用。从统计数据来看，多数高温高压井都含有硫化氢、二氧化碳或者二者同时存在，为了保证井下钻具以及作业的安全，必须维持钻井液的良好性能，所以必须在钻井液配方中充分考虑这些酸性气体的处理措施，防止硫化氢等酸性气体的侵入。

由于高温高压井的高投入、高风险，为提高勘探的成功率，在选择钻井液体系时还要考虑储层保护措施，尤其是钻井液加重材料对目的层的污染等问题。使用油基泥浆可以有效提高钻井液在高温条件下的稳定性、润滑性，减少对油气层的污染等问题，但是油基泥浆也存在一些诸如气体的溶解，气体侵入后不能及时发现，以及环保（有些国家和地区禁止使用油基泥浆）等方面的问题。因此，在选择钻井液体系时，应充分考虑当地的作业环境、地层特性、井下工具对钻井液的适应能力、作业成本等各方面的要求。

1.3 固井

由于大部分高温高压井的井身结构比较复杂，有时候还会使用非标准的井眼尺寸并配合非标准尺寸的套管，套管与井眼的环空间隙小，同时钻井液密度窗口也比较窄，因此对固井作业提出了很高的要求。水泥浆要具有很好的流变性、防气窜性、堵漏能力、高强度等特点。通常，高温高压井的表层套管尺寸较大，下深超过1000 m，甚至达到2000 m，整个固井作业所要求的固井材料以及水泥浆的体积较大，最多可达到2000桶，固井作业时间长达10 h，对固井泵以及作业人员也是一个严峻的考验。

1.4 井控

井控工作在高温高压井钻井的整个作业过程中是最为关键、难度最大的工作之一。一旦在井控方面出现问题，不能及时有效地处理和应对，将会造成很大的影响，如果发生井喷失控事故，后果不堪设想。

高温高压井的防喷器压力级别选择：井控设备，必须从设计阶段重视起来，做好地层压力的预测，根据预测的最大地层压力，结合预计最大井口压力选取井口装置和防喷器组，保证所选用的防喷器额定工作压力大于作业过程中的最大井口压力。为了安全起见，井控装置还要考虑一定的冗余。

防喷器的配备：确定了防喷器的压力级别以后，还要考虑防喷器的具体配置，包括尺寸和数量。根据目前高温髙压井的作业井眼，对于15000 psi的防喷器组，通常包括一个万能防喷器，一个剪切防喷器，一个可变闸板、两个半封闸板；有时还配备超级剪切，一般深水钻井平台会配备上下两个万能防喷器。压力级别在15000 psi以上的防喷器组通常都安装两条压井管线及两条防喷管线。

2 高温高压钻井主要技术难点及对策（以东方某井为例）

2.1 主要技术难点

2.1.1 水平井，摩阻扭矩大

在水平井或大位移井作业中，由于自身重力作用，钻具往往偏向在井筒一侧，形成偏心，钻具的偏心导致环空流速分布不均，宽窄间隙流速不同，这种不平衡对于携岩是极其不利的，偏心度的增大导致与井眼接触面积增加，摩阻和扭矩相应增大，易于发生黏附卡钻和阻卡的事故。

2.1.2 5-7/8″小井眼，定向钻进难度大

5-7/8″小井眼使用4″和5″复合钻杆，井下工具尺寸小，柔性大，钻进过程中钻具易发生形变，定向钻进加钻压和压力传递困难，井斜和方位的漂移规律不规则；水平段储层温度高达130℃，井下环境恶劣，随钻仪器在井下处于高温工作状态，对测量仪器性能要求极高。

2.1.3 泥浆比重高，储层保护难度大

目的层段黄流组一段气组储层物性属中孔、中渗，中等偏强水敏，下部储层物性属中孔、低渗，强水敏，容易发生诸如微粒运移和水锁等，导致储层的渗透率降低，造成储层伤害。

2.1.4 机械钻速慢

莺歌海盆地黄流组上部发育大套泥岩，表现为强塑性，抗压强度在6000 psi左右，最高达10000 psi，可钻性较差，前期高温高压探井作业中塑性泥岩段平均机械钻速仅为1.41 m/h。另外，为维持高温高压井筒压力平衡，钻井过程中钻井液比重高达1.7～1.9，岩屑往往被压差压在井底，形成“压持效应”，使得井底的岩屑重复切削，一定程度上影响井底清洁，导致机械钻速降低。机械钻速偏低、频繁起下钻造成作业进度滞后是气田遇到的困境之一。

2.1.5 高温高压目的层，小井眼溢流监测难度大

小井眼钻井中，由于环空间隙小，同样的溢流量，在小井眼中的上返速度和上返高度是常规井的数倍，相应地使小井眼井底压力明显降低，常规手段通过泥浆池或计量罐监测要求精度更高[2]。同时，由于目的层是水平段，暴露面积广，气层能量大，且油基泥浆气体溶解度高，气侵等初期井控征兆不易被发现。

2.2 主要技术措施

2.2.1 轨迹优化

水平井采用何种典型的设计剖面，主要由水平井的特点决定[3]。在前期井眼轨迹设计过程中，通过多次和地质油藏沟通，根据具体的勘探和开发要求，在不影响油藏目标的前提下，以尽可能简单的剖面钻过目的层。所以，在确定井眼几何轨迹方面，除了在特殊情况下因需绕障而对井身轨道进行三维设计外，一般情况下都是二维设计。最终采用双增剖面有利于减少造斜段的长度，井眼相对长度较短，摩阻扭矩小，靶前位移调整范围余地大，从而优化最佳轨迹设计方案。

2.2.2 优选、优化钻具组合

针对该次高温高压开发特点，对井眼轨迹控制工具及仪器进行了选型与配套，主要考虑定向钻进、地层评价、仪器精度、仪器耐温、仪器分辨率、仪器采样率和数据传输率等方面，同时结合钻井成该、仪器的供应状态来进行选型与配套。

在高温高压条件下，由于泥浆比重高造成打钻及划眼ECD较大，目的层钻进中随着比重的升高，为了保持ECD不超过警戒值，只能降低排量，故必须同时兼顾造斜率、定向工具工作排量、井眼清洁和ROP问题。同时，为了满足地质油藏要求，需保持钻具组合具有较好的稳平和寻找最佳储层增降井斜的能力，提高机械钻速。

2.2.3 钻头评价与优选技术

钻头的合理选择与应用是提高机械钻速、缩短钻井周期的有效途径，在东方某区块主要利用测井资料处理技术，对邻井的测井资料进行处理，得到地层力学特性参数及岩石可钻性参数，通过实钻探井参数作为对比参照。另外，加强与国内外知名公司的合作，及时将最新和适合该区块的钻头应用到现场，有效提高了机械钻速[4-6]。

2.2.4 优选泥浆体系

针对东方某水平井摩阻扭矩大和泥浆高比重下，排量受限和储层保护难度大等特点，优选麦克巴新型油基泥浆体系并首次在高温高压目的层使用油基泥浆作业。这样可以利用其具有强抑制性、润滑性好、井壁稳定性高，流变性易调整、抗腐蚀性好、对储层损害小的优点，克服排量限制、磨阻及ECD过大及储层保护难题，从而达到安全钻进、单井产量超配产的效果。

3 结论

随着高温高压油气田开发项目的增多，高温高压钻井所面临的困难和挑战也会不断增多，对髙温髙压钻井配套技术和工具的需求也会越来越大。要想战胜高温高压钻井所面临的一系列问题，人们需要从以下几个方面着手。

一是通过科学论证、严谨设计及现场高温高压目的层精细化操作管理，成功完成了中海油首个高温高压水平井钻井作业，钻井工程质量和成果控制均达到预期。二是通过实施全井段ECD监控技术，合理调整钻井液性能参数，最终促使整个项目作业安全、高效、顺利完成。三是推进了一系列新技术和新设备的应用。例如，Periscope（边界探边）随钻精密工具首次在国内高温高压目的层水平井段使用，增加了在薄储层穿行的钻遇率。四是开展高温高压水平井开发经济效益分析。为保障气藏开发的经济效益，水平井初期产量要高，还必须具备一定的稳定生产能力。工程技术人员需认真做好高温高压气藏工程研究、水平井单井产量和稳产分析、水平井投入和产出分析，确保做到高温高压气藏开发技术水平高、经济效益好。