深水高温高压气田窄压力窗口地层钻井安全概率区间

李 中 谢仁军 袁俊亮

中海油研究总院有限责任公司

0 引言

南海西部莺琼盆地属于新生代大型走滑盆地，位于印澳—欧亚—太平洋三大板块交界处[1-2]。该盆地油气资源丰富，储层发育区面积近2×104km2，并且70%的资源量都蕴含于深水区，部分储层具有高温高压特点，如古近系黄流组二段储层，该储层段埋深在4 000 m左右，地层温度超过200 ℃，地层压力系数超过2.25。1984年，阿科石油公司（ARCO）在黄流组二段钻探了第1口高温高压井，在之后的20余年里，CHEVRON、BP、SHELL等多家国际石油公司先后钻探了15口高温高压井，由于受到当时设备和技术条件的限制，大多数探井未成功钻达地质目标[3-5]。从20世纪90年代开始，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）依托国家科技重大专项、总公司重大科技专项等科研项目，形成了具有自主知识产权的海上高温高压钻完井关键技术。截至2020年7月，中国海油在莺琼盆地已累计完成深水高温高压井钻井作业十余口[6-7]，使国内首个深水高温高压气田——陵水25-1气田得以发现。随着油气勘探开发向“双深”（深水、深层）领域挺进，钻井作业将面临更大的挑战。

针对深水高温高压气井安全钻井压力窗口窄的问题，为了提升钻井安全性，以莺琼盆地某高温高压气田黄流组实测地层孔隙压力和破裂压力为样本，分析数据分布特征，然后基于Mode-C模型建立地层孔隙压力、破裂压力当量密度的概率密度函数，进而确定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地层的钻井安全概率，以期为未来深水高温高压油气田的安全高效开发提供技术支撑。

1 高温高压气田面临的工程挑战

南海西部莺琼盆地前期钻探结果显示，该区域深水气田呈现“三高、一窄”的特点，即高地层温度、高压力系数、高含CO2、极窄压力窗口。地层温度最高达到214 ℃；地层压力系数最高达到2.31；气体组分中CO2含量最高达70%，并且部分探井的钻杆地层测试结果显示地层中气体还包含剧毒腐蚀性气体——H2S；安全钻井压力窗口窄至0.1。如此恶劣的地质条件使钻井作业者面临极大的工程挑战，尤其高地层压力带来的一系列难题将影响气田勘探开发的全过程，研究地层压力分布规律具有重要意义。

1.1 钻井风险高

高温高压区异常压力成因复杂，除自源成因（由欠压实沉积造成地质加载而形成）以外，他源成因（构造运动挤压、裂缝充注、高温流体膨胀等）也起着重要作用[3-4]。由于受到这些因素的综合影响，使得储层段地层压力高，而破裂压力低，储层段安全钻井宽度窗口将收窄至0.1左右。因此，在钻井作业过程中极有可能发生井漏或者溢流、井涌甚至井喷，对人员和设备安全造成严重威胁。

1.2 井涌监测难

在高温高压环境下的钻井作业中必须采用高密度钻井液，在井底高液柱压力下气体膨胀量小、溶解量高，早期的微弱气侵难以被及时识别，至累积侵入的气体上窜后再关井[5]，则容易造成关井套压较高，井控处理余地小。

1.3 固井质量面临挑战

一方面，高密度钻井液与固井水泥浆的流变性接近，加之固井排量低，在定向井偏心环空中顶替效率难以保证；另一方面，高温（180 ℃以上）、高酸性环境对水泥浆的稳定性和完整性提出了更高要求，若不能满足将会出现水泥早凝和环空带压的问题[6-7]。

1.4 测井质量面临挑战

由于各类处理剂、稳定剂加量大，储层更容易受到钻井液滤液的侵染，测井曲线可能无法反映原状地层的真实特质。在电缆测井方面，180 ℃的静止高温对测井工具中电子元器件的稳定性、传输速率和寿命提出了较大挑战[8-9]；在随钻测量方面，由于钻井液本身密度高，维持随钻测井（LWD）/随钻测量（MWD）工具数据传输所需的最低排量（约950 L/min）可能会引起环空当量钻井液循环密度（ECD）超过破裂压力。

1.5 录井显示度低

高温高压目的层埋深通常超过4 000 m，储层孔隙度、渗透率不高，平均孔隙度为10%，平均渗透率为2.5 mD，由于高密度钻井液可能会污染储层，使得气测、岩屑、荧光等录井手段的显示度低[7,10]。

1.6 健康、安全、环保（HSE）压力大

由于海上平台空间有限，在钻探高温高压并且含H2S的气层时，一旦发生气侵或溢流，即转入二级井控状态，由于关井套压会较高，使井口、防喷器等井控设备的承压能力面临严峻的考验，进而对平台上作业人员的安全造成较大威胁[10-12]。

1.7 开发成本高

由于腐蚀性气体CO2的含量高达70%，加之地层压力高使得CO2分压也高，对油套管选材的防腐要求苛刻，如油管和封隔器以下的套管，其材质的防腐等级要求高，均需选择22Cr以上的材质[13]；窄窗口地层钻井需调用日费高的控压钻井或连续循环设备；在循环温度超过180 ℃地层钻进，需要特别订制耐高温型定向工具，以及单价昂贵的甲酸铯抗高温完井液[14-15]。受到前述因素的综合影响，高温高压开发井每米钻井成本可能是常规开发井的5～6倍。

2 地层孔隙压力当量密度的概率密度分布规律

研究数据样本的分布规律时，样本数据频率分布曲线通常可以划分为正态分布、左偏态分布、右偏态分布3类[16-18]。呈正态分布的曲线形态为钟形，即中间高、两端低，并且左右对称。与正态分布不同，呈左/右偏态分布的曲线形态表现为左右不对称，并且峰值靠近某一端[19-20]。

根据莺琼盆地某高温高压气田黄流组储层段的实测地层压力数据49项，计算相应的地层孔隙压力当量密度，然后以0.02 g/cm3为间隔进行统计，得到地层孔隙压力当量密度出现的频率。如图1所示，该气田储层段地层孔隙压力当量密度介于1.70～1.90 g/cm3的频数为1次，介于1.90～2.00 g/cm3的频数为2次，介于2.00～2.10 g/cm3的频数为5次，介于2.10～2.20 g/cm3的频数为11次，介于2.20～2.30 g/cm3的频数最高，为28次，大于2.30 g/cm3的频数为2次。如图1所示，该气田储层段地层孔隙压力当量密度频率分布形态为左偏态，之后计算得到地层孔隙压力当量密度的概率密度函数。

图1 莺琼盆地某高温高压气田储层段地层孔隙压力当量密度频率分布统计图

根据地层孔隙压力当量密度频率分布形态，选用描述左偏态的Mode-C模型，采用最小二乘法对地层孔隙压力当量密度的概率密度函数f(ρp)进行拟合，得

式中ρp表示孔隙压力当量密度，g/cm3。

由式（1）可知，f(ρp)为ρp的单值函数，对该函数进行积分则得到地层孔隙压力当量密度累积概率曲线。如图2所示，由积分得到的累积概率曲线（蓝色实线）与实测的累积概率曲线（黑色实线）吻合较好。地层孔隙压力当量密度低于2.00 g/cm3的概率约为8%，低于2.20 g/cm3的概率约为35%，而低于2.28 g/cm3的概率约为85%。根据地层孔隙压力当量密度累积概率分布曲线，当使用的钻井液密度值位于蓝色曲线右侧时，具有相应概率可以防止井涌/气侵发生，进而保障钻井安全。

图2 地层孔隙压力当量密度累积概率分布曲线图

3 破裂压力当量密度的概率密度分布规律

下面，采用同样的思路来分析前述高温高压气田储层顶部泥页岩的破裂压力当量密度分布规律。数据来源为244.48 mm套管鞋附近地层的地漏实验数据和由钻井过程中发生漏失时的井底压力计算得到的钻井液当量密度。以0.02 g/cm3为间隔进行统计，得到破裂压力当量密度出现的频率。如图3所示，该气田储层段的破裂压力当量密度介于2.20～2.22 g/cm3的频数为1次，介于2.24～2.26 g/cm3的频数为1次，介于2.28～2.30 g/cm3的频数为2次，介于2.30～2.32 g/cm3的频数为2次，介于2.32～2.34 g/cm3的频数为4次，介于2.34～2.36 g/cm3的频数为5次，介于2.36～2.38 g/cm3的频数最高，为6次，介于2.38～2.40 g/cm3的频数为3次；破裂压力当量密度频率分布形态呈左偏态，之后，计算得到破裂压力当量密度的概率密度函数。

图3 破裂压力当量密度频率分布统计图

根据破裂压力当量密度频率分布形态，选用描述左偏态的Mode-C模型，采用最小二乘法对破裂压力概率密度函数f(ρf)进行拟合，得

式中ρf表示破裂压力当量密度，g/cm3。

对该函数进行积分，得到破裂压力当量密度累积概率曲线。如图4所示，计算的破裂压力当量密度累积概率曲线（红色实线）与由实测数据点绘制的累积概率曲线（黑色实线）吻合较好。破裂压力当量密度低于2.30 g/cm3的概率约为15%，低于2.36 g/cm3的概率约为55%，低于2.40 g/cm3的概率约为98%。根据破裂压力当量密度累积概率分布曲线，当使用的钻井液密度位于红色曲线右侧时，有相应概率会造成井筒破裂，从而发生钻井液的漏失。

图4 直井地层破裂压力当量密度累积概率分布曲线图

基于上述对破裂风险的概率分析，根据概率互斥基本法则，计算直井井筒破裂风险安全的累积概率。如图5所示，目的层上覆盖层破裂压力当量密度高于2.30 g/cm3的概率约为85%，高于2.36 g/cm3的概率约为45%，高于2.40 g/cm3的概率仅为2%。当使用的钻井液密度低于红色曲线时，有相应概率能够避免井筒破裂。

图5 直井井筒破裂风险安全累积概率分布图

4 开发井钻井安全概率区间

上述分析的井主要是直探井，为了分析定向井的钻井安全概率，需要确定不同方位不同井斜角的定向井地层破裂压力（pf定向井）分布规律。在现场钻井作业中，地漏实验通常仅在直探井中进行，实测的pf定向井样本数量无法达到一定的规模。在此情况下，笔者通过分析定向井与直井地层破裂压力的对应关系，获得pf定向井的概率分布规律。在孔隙压力方面，由于静水压力各向同性，定向井与直井的孔隙压力概率分布规律一致。

首先，根据孔隙线弹性连续介质理论[21-23]，利用Matlab语言编制了pf定向井计算程序；然后，采用黄流组二段砂岩岩心，进行室内岩石力学实验，获得pf定向井计算参数（表1）；运行程序计算不同方位、不同井斜角的定向井pf定向井与直井地层破裂压力（pf直井）之比。如图6所示，以钻进方位为N90°E的定向井为例，若井斜角为30°，pf定向井为pf直井的99.2%，若井斜角为45°，pf定向井为pf直井的98.5%，若井斜角为90°，pf定向井为pf直井的96.5%。在缺乏定向井地漏实验数据的条件下，采用该方法可以分析定向井的井筒破裂风险概率。

综合图2、5、6，得到开发井安全钻井概率区间（图7）。图7中蓝色曲线代表孔隙压力当量密度低于某值的概率，红色曲线表示不同井斜角开发井地层破裂压力当量密度高于某值的概率。蓝色与红色曲线共同构成的绿色区域即为开发井的安全钻井概率。

表1 pf定向井计算参数统计表

图6 不同钻进方位下定向井与直井地层破裂压力之比与井斜角关系曲线图

如图7所示，对于直井而言，采用常规钻井手段维持井底压力当量密度介于2.25～2.35 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，有60%的概率能实现钻井作业安全，同时则有40%的概率可能发生复杂情况。若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有85%的概率能实现安全钻井，有15%的概率可能发生复杂情况。

对于井斜角为45°的开发井，维持井底压力当量密度介于2.23～2.33 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，则有45%的概率能实现钻井作业安全，有55%的概率可能发生复杂情况。若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有75%的概率能实现安全钻井，有25%的概率可能发生复杂情况。

对于井斜角为90°的水平井，维持井底压力当量密度介于2.18～2.28 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，则有30%的概率能实现钻井作业安全，有70%的概率可能发生复杂情况。若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有55%的概率能实现安全钻井，有45%的概率可能发生复杂情况。

值得注意的是，由于该结果是基于已钻高温高压井实测数据进行的概率分析，反映的是样本的整体特征，目的是为了在钻前评估风险等级，因此该方法仅适用于区域上的整体预测，并不适用于具体待钻单井的风险预测。对具体单井而言，需根据钻前地震、地质资料、邻井的钻井/测井/录井资料、目标井随钻测井/录井数据，采用中途VSP地层层速度反演技术及随钻前视技术，动态预测下部关键层深度和压力窗口，实时优化井身结构，调整套管下入深度，进而实现钻井安全概率的大幅提升。

此次研究聚焦的目标储层段——黄流组在莺琼盆地深水区域和浅水区域均广泛分布。针对不同水深范围，在不同构造获取探井数据样本，反算概率密度模型参数，可以在钻前阶段实现对待钻井的风险概率定量评估。

5 结论

1）该气田黄流组储层段地层孔隙压力、破裂压力当量密度频率分布形态均为左偏态，地层孔隙压力当量密度低于2.28 g/cm3的概率约为85%，破裂压力当量密度低于2.30 g/cm3的概率约为15%。

2）对于直井而言，采用常规钻井手段维持井底压力当量密度介于2.25～2.35 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，有60%的概率能实现钻井作业安全，若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有85%的概率能实现安全钻井。

3）对于井斜角为45°的开发井，维持井底压力当量密度介于2.23～2.33 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，则有45%的概率能实现钻井作业安全，若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有75%的概率能实现安全钻井。

4）对于井斜角为90°的水平井，维持井底压力当量密度介于2.18～2.28 g/cm3，波动幅度为0.1 g/cm3，则有30%的概率能实现钻井作业安全，若采用控压钻井技术将波动幅度控制在0.02 g/cm3以内，则有55%的概率能实现安全钻井。

5）所提出的方法仅适用于区域上的整体预测，并不适用于具体待钻单井的风险预测。对具体单井而言，需根据钻前地震、地质资料、邻井的钻井/测井/录井资料、目标井随钻测井/录井数据，采用中途VSP地层层速度反演技术及随钻前视技术，动态预测下部关键层深度和压力窗口，实时优化井身结构，调整套管下入深度，进而实现钻井安全概率的大幅度提升。