莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

2019-03-09韩成罗鸣杨玉豪刘贤玉李文拓

石油钻采工艺 2019年5期

韩成罗鸣, 杨玉豪刘贤玉李文拓

1. 中海石油(中国)有限公司湛江分公司；2. 中国石油大学(北京)

莺琼盆地为世界三大海上高温高压地区之一，高温高压天然气资源丰富，是南海西部天然气勘探的主战场。莺琼盆地地层复杂，安全密度窗口极窄，部分井甚至无安全密度窗口，前期多口井因频繁发生溢流、井漏等复杂情况被迫提前完钻，无法完成既定地质目标。极端的温压条件和极窄的安全密度窗口，让莺琼盆地高温高压钻井作业举步维艰，极大阻碍了该区域勘探进程［1-3］。在总结前期钻井失利的基础上，经过现场工程技术人员数年的摸索与实践，形成了一套适用于莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术及配套工艺，近年来在十几口高温高压井进行了实践，钻井复杂情况发生率得到显著降低，成功应对了高温高压窄安全密度窗口钻井技术难题。

1 井身结构优化

莺琼盆地高温高压井井身结构多为Ø914.4 mm+Ø660.4 mm+Ø444.5 mm+Ø311.2 mm+Ø212.7 mm井段，对应下入Ø762.0 mm+Ø508.0 mm+Ø339.7 mm+Ø244.5 mm+Ø177.8 mm套管。其中Ø311.2 mm及Ø212.7 mm井段为高温高压窄安全密度窗口井段，同时这2个井段将钻遇T29A异常高压砂体及黄流组二段Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ等5个高温高压气层，其中黄流组Ⅱ砂层压力系数最高，超过2.30。异常高压层T29A砂体埋深在3 300 m左右，压力系数为1.95～2.00，钻进过程中要做到精确卡层，为尽量拓宽Ø311.2 mm井段窗口，Ø444.5 mm井段尽量钻到异常高压层T29A砂体顶部，Ø339.7 mm套管深下至异常高压层T29A砂体顶部，保证Ø311.2 mm井段具备足够的作业窗口揭开异常高压层T29A砂体及黄流组二段Ⅰ气组，相应地Ø244.5 mm套管深下至黄流组二段Ⅰ气组与Ⅱ气组之间的泥岩，为Ø212.7 mm井段揭开后续Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ气组创造基本的作业窗口和钻进条件。表1为莺琼盆地高温高压井井身结构优化前后对比情况，可以看出，Ø339.7 mm及Ø244.5 mm套管下深加深后，管鞋破裂压力相对加深前得到提高，使得对应井段的安全密度窗口得到一定程度的拓宽，从现场实钻情况，套管深下后钻进过程中井漏、溢流次数得到显著降低。

2 钻具组合优化

对于窄安全密度窗口地层，需精确控制井下当量循环密度，以降低或避免井下发生漏失。莺琼盆地高温高压井Ø212.7 mm井段钻进作业钻具多采用Ø139.7 mm钻杆，为尽量降低Ø139.7 mm钻杆与Ø212.7 mm井眼之间环空压耗，现场尝试在钻具中加入一定长度的Ø101.6 mm钻杆，在不影响携岩的前提下，可增大环空面积，在一定程度上降低循环压耗。表2为现场高温高压井，在使用相同钻井液体系，且井深、钻井液密度、排量等相同的井况下，Ø212.7 mm井段加入Ø101.6 mm钻杆及不加Ø101.6 mm钻杆钻进过程中，ECD附加值及环空压耗占比分析结果，可以看出，复合一定长度的小钻具后，ECD附加值由0.07 g/cm3降低到0.04 g/cm3，钻井液环空压耗占比由35%～39%降低到16%～17%，对窄安全密度窗口钻井降低井漏、溢流等复杂情况具有重要作用。

表1 莺琼盆地高温高压井井身结构优化前后对比Table 1 Comparison of the casing program of HTHP wells in the Yingqiong Basin before and after the optimization

表2 不同钻具组合实测井底ECD统计Table 2 Statistics of measured bottom hole ECD under different BHAs

3 薄弱地层挤水泥

莺琼盆地高温高压目的层砂岩承压能力薄弱，实钻时薄弱砂层地层承压能力达不到下部钻进需求，需要多次挤水泥提高地层承压能力［4］。LDJ井钻进至3 371 m进行地层承压试验，钻井液密度为1.46 g/cm3，最高地面泵压为13.51 MPa，地层发生破裂，折算钻井液当量密度1.87 g/cm3，地层承压能力达不到下部井段作业的要求。由于此时钻遇的井底为灰白色含灰粉砂岩、细砂岩与灰色泥岩薄互层，在此位置进行挤水泥达不到效果，因此继续钻进至3 382 m，出现了11 m的泥岩，起钻，下入光杆，在此位置进行挤水泥，累计挤入水泥浆10.57 m3，最高挤入压力22.75 MPa。钻水泥塞至3 376 m进行承压试验，折算钻井液当量密度2.10 g/cm3。继续钻新地层27 m后再次进行地漏试验，折算钻井液当量密度1.96 g/cm3，地层发生破裂。表3为莺琼盆地高温高压井挤水泥情况统计结果，可以看出，通过在薄弱砂层挤水泥，可以在一定程度上提高薄弱层的承压能力，拓宽该井段钻井安全密度窗口。

4 抗高温高密度钻井液及堵漏体系

表3 高温高压井挤水泥情况统计Table 3 Statistics of cement injection situations in HTHP wells

南海莺琼盆地高温高压目的层安全密度窗口极窄，高密度钻井液在高温高压条件下流变性难以控制，性能容易恶化，一旦控制不好将产生较高的循环压耗，导致井漏等复杂情况发生。通过研发抗高温降滤失剂、流性调节剂、高温稳定剂等关键处理剂，形成了抗高温高密度水基钻井液［5-6］。现场钻井液配方为1.0%～2.0%膨润土+0.4%～0.6%烧碱+3.0%～5.0%有机树脂Resinex+0.3%～0.4%高温降滤失剂Calovis+3.5%～4.5%褐煤树脂 XP-20K+2.0%～3.5%磺化沥青Soltex+3%～5%碳酸钙QWY，同时使用高纯度超细重晶石加重钻井液。表4为现场部分高温高压井钻井液性能监测，可以看出，高密度钻井液流变性能稳定，滤失量低，抗温能力超过200 ℃，现场钻进过程中能保持较低的循环压耗。

表4 高温高压井目的层钻井液及堵漏浆性能Table 4 Performance of drilling fluid and plugging fluid in the targets layers of HTHP wells

现场钻井作业过程中，循环排量大小、起下钻速度、转速变化等产生的激动压力易造成井漏，且大量成像测井显示，钻井过程中目的层井壁多发育诱导裂缝，诱导裂缝长且宽，钻井液极易漏失。常规堵漏材料易碳化，无法有效封堵诱导裂缝，极易复漏，经过现场多口井实践摸索，配合使用抗温能力超过200 ℃的弹性堵漏材料TXD及刚性堵漏材料DXD进行堵漏，同时堵漏材料对高密度井浆流变性、滤失性影响不大，如表4所示，LD-F井堵漏浆为现场井浆中加入5%DXD及3%TXD，经过200 ℃老化16 h后，堵漏浆的流变性、滤失性与井浆基本一致。该井Ø212.7 mm井段电测温度198 ℃，钻进至4 105 m发生井漏后停泵静止观察期间又发生溢流，发生井漏时钻井液密度为2.24 g/cm3，随钻显示井底ECD为2.34 g/cm3，可见该井在4 105 m处安全密度窗口不到0.1 g/cm3。现场在井浆中加入DXD及TXD配置堵漏浆并调整性能满足要求后，向井底泵入2.30 g/cm3堵漏钻井液，关防喷器，从环空挤堵至地面最高泵压4.48 MPa，并且泵压稳定，折算钻井液当量密度2.40 g/cm3，安全密度窗口提高至0.16 g/cm3，为后续继续钻进创造了条件。

高密度堵漏浆现场应用效果较好，显著提高了堵漏一次性成功率。这是由于刚性堵漏材料DXD在诱导缝进行架桥，弹性堵漏材料TXD为略有凹凸的平滑体材料，内部具有壁厚为0.2 μm左右的壁隔开的小空间，具有很大的压缩率和恢复率，可以适应诱导裂缝的大小，在压差作用下有效充填于诱导裂缝的根部与端部剩余孔隙中，防止诱导缝进一步开启与扩大，防止复漏发生［7］。形成的高密度堵漏浆配方为1.0%～2.0%膨润土+0.4%～0.6%烧碱+3.0%～5.0%有机树脂Resinex+0.3%～0.4%高温降滤失剂Calovis+3.5%～4.5%褐煤树脂 XP-20K +2.0%～3.5%磺化沥青Soltex+3%～5%碳酸钙QWY +3%～5%刚性堵漏材料DXD+3%～4%弹性堵漏材料TXD，超细重晶石加重至2.20～2.3 g/cm3。

5 抗高温固井液体系

为防止固井过程发生漏失，现场采用高密度防漏隔离液，主要处理剂为抗温能力超过200 ℃的纳米材料Sealbond，其纳米极性基团在漏失地层立即形成亲水性堵漏膜，提高漏失地层承压，降低固井液漏失量，且与钻井液及水泥浆有较好的相容性。

固井水泥浆采用粒径较小的球形颗粒的锰矿粉作为加重材料，由于粒径小，高密度水泥浆的浆体稳定性高，同时水泥浆在流动过程中，固相颗粒之间的摩擦表现为滚动摩擦［8］，这使得锰矿粉加重的高密度水泥浆在固井过程中ECD较铁矿粉高密度水泥浆低，在窄安全密度窗口固井作业中更具有优势。表5为近年高温高压井段使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆固井作业情况统计结果，整体固井质量评价较好，固井作业过程中无漏失，有效降低了固井作业过程中复杂情况的发生。