天然气水合物钻探现状与钻井技术

张金华,樊 波,刘瑞江

(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083；2.中国石油集团海洋工程有限公司天津分公司,天津 300451；3.中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部,天津 300280)

天然气水合物资源量巨大,且98%以上赋存于海域沉积物中[1],其中,相对较易开采的富砂质沉积体中的天然气水合物资源量中值约为1 226.4×1012m3[2]。然而,天然气水合物商业化开发的实现离不开天然气水合物钻完井。钻井是勘探发现和开发天然气水合物的重要手段,完井工程是指从钻开天然气水合物储层到固井、完井,直至投产的系统工程[3],只有根据天然气水合物储层类型和特性选择最佳的钻完井方法,才能有效地开发天然气水合物。目前,中外针对冻土区和海域天然气水合物已经开展了诸多钻探活动,并在多个区域进行了天然气水合物试开采[4],但是钻完井主要采用直井井身结构及常规油气作业的钻完井方式,尚未结合天然气水合物储层特性形成一套相对完善的天然气水合物钻完井技术系列。

现重点总结当前中外天然气水合物钻探情况及其所采用的主要技术,分析天然气水合物形成与赋存的特殊性及由此造成对钻完井的挑战,以期为未来天然气水合物钻完井技术的发展提供思路和方向。

1 天然气水合物钻探现状

从全球范围来看,美国、加拿大、印度、日本、韩国、中国等国家以及大洋钻探计划(ocean drilling program,ODP)等国际组织实施了多次天然气水合物钻井,并主要通过降压法对天然气水合物钻井进行了试采试验[5],累计钻探天然气水合物井已超过150口[4]，如图1[1，6-8]所示。

图1 天然气水合物钻探情况[1,6-8]Fig.1 Current status of natural gas hydrate drilling[1,6-8]

1.1 冻土区域

全球冻土区天然气水合物钻探主要集中在俄罗斯的麦索亚哈、加拿大的麦肯齐三角洲、美国的阿拉斯加北坡和中国的祁连山冻土区。

1943年，美国学者首次提出自然界中存在天然气水合物的设想,但未能证实。1963年，在马哈河(Markha River)进行了勘探井钻探,发现了气涌,钻探所获得的温压等数据表明该处气体只能以天然气水合物的形成赋存,马哈河气田也被视为发现的第一个天然气水合物气田[9]。第一个实现商业化开发的天然气水合物气田为俄罗斯的麦索亚哈(Messoyakha)气田[10],该气田发现于1967年,天然气水合物与常规天然气呈上-下结构共存[11],1969年开始商业化开发,断续生产到2011年底,天然气水合物累计产气量约54×108m3,占总产气量的41.8%[9]。

麦肯齐冻土区位于加拿大西北地区,是世界上著名的天然气水合物产地之一,在该地区相继钻了Mallik L-38、Mallik 2L-38、Mallik 3L-38、Mallik 4L-38、Mallik 5L-38五口天然气水合物井,钻井间的井距为40～100 m[12-13]。1972年加拿大帝国石油公司在加拿大北极地区麦肯齐三角洲勘探常规石油天然气时,在Mallik L-38井中发现天然气水合物[14]。2002年,针对钻探的Mallik 5L-38井,采用加热法进行了天然气水合物试采,累计试采124 h,产甲烷气470 m3。2007—2008年,采用降压法对Mallik 2L-38井进行了两次天然气水合物试开采,产气周期和累计产气量分别为12.5 h、830 m3和6.8 d、13 000 m3[15]。

2008年，中国在祁连山冻土区首次钻获天然气水合物实物样品,同时也是世界中低纬度高山冻土区首次发现天然气水合物[20]。祁连山冻土区是中国目前在陆域冻土区唯一一处钻获天然气水合物实物样品的地区。自2008年以来,中国在祁连山冻土区先后实施了26口天然气水合物调查井和3口试采井,在11口调查井和2口试采井中发现了天然气水合物。2011年、2016年先后在祁连山木里地区进行了两次天然气水合物试采,产气周期和累计产气量分别为101 h、95 m3和23 d、1 078.4 m3[21]。

1.2 海域

全球海域天然气水合物钻探主要集中在东太平洋海域、布莱克海台、墨西哥湾、孟加拉湾、日本南海海槽、郁龙盆地和中国南海北部等区域。

国际组织围绕天然气水合物开展多个航次的钻探研究(表1[22])。在深海钻探计划(deep sea drilling project,DSDP)期间(1963—1983年)初步开展了天然气水合物研究,多个航次钻探发现天然气水合物赋存显示。在此基础上,大洋钻探计划(ODP)时期(1984—2003年)开展了天然气水合物专题研究,例如ODP 164航次致力于对天然气水合物取样和含天然气水合物沉积物特征的认识,ODP 204航次着重于对天然气水合物形成、赋存机制进行研究[22-23]。整合大洋钻探计划(integrated ocean drilling program,IODP)(2003—2013年)311航次首次针对通过同一地震剖面上的多个站位进行钻探,以便更加深入研究卡斯卡迪亚增生楔天然气水合物的形成与赋存[24]。国际大洋发现计划(international ocean discovery program,IODP)(2013—2023年)372航次和375航次围绕天然气水合物引起的滑塌开展了钻探研究[8]。

表1 大洋钻探活动中发现天然气水合物的航次与站位[22]Table 1 List of legs and sites discovered hydrates from DSDP,ODP and IODP[22]

2005年,美国能源部联合雪佛龙等石油公司在墨西哥湾实施“联合工业计划”(gulf of mexico gas hydrate joint industry project,GOM JIP)。GOM JIP第1航次于2005年实施,在Keathley Canyon 151(KC 151)和Atwater Valley 13/14(AT 13/14)区域共钻探7口天然气水合物井,钻获大量的天然气水合物样品；2009年在Alamlnos Canyon 21(AC 21)、Walker Ridge 313(WR 313)和Green Canyon 955(GC 955)3个区域开展了GOM JIP第2航次的钻探,钻探了7口天然气水合物井,在预测的粗颗粒砂岩中获取了饱和度较高的天然气水合物实物样品[25]。2017年,德克萨斯大学奥斯汀分校(University of Texas at Austin,UT)与美国地质调查局等单位在GC 955区域开展了UT-GOM2-1航次的天然气水合物钻探,共钻探了两口井,研究深水区砂质储层中的天然气水合物的性质和赋存情况等相关科学问题[8]。

印度于1997年启动了国家天然气水合物计划(indian national gas hydrate program,INGHP),2006年在孟加拉湾开展了INGHP-01航次天然气水合物钻探,在喀拉拉-康坎(Kerala-Konkan)盆地、克里希纳(Krishna-Godawari)盆地、马哈纳迪(Mahanadi)盆地、安达曼(Andaman)群岛共钻探39口井,证实了天然气水合物的存在[26]。2015年实施了 INGHP-02航次钻探,在克里希纳(Krishna-Godawari)盆地、马哈纳迪(Mahanadi)盆地钻探了 25口井,目的是开展粗粒沉积物中天然气水合物评价,为下步天然气水合物开发奠定基础[27]。

2007年,韩国在其东海郁龙(Ulleung)盆地实施了天然气水合物第1航次钻探(Ulleung Basin gas hydrate drilling expedition,UBGH-1),开展了随钻测井及取芯,以证实郁龙盆地天然气水合物赋存并评价其资源量。2010年实施了UBGH-2航次天然气水合物钻探,共钻探31口井,进行随钻测井或取芯,调查天然气水合物形成与赋存的地质控制因素,并优选富砂质天然气水合物储层,以便下一步开展天然气水合物试采[28-30]。

日本南海海槽是全球首次实施海域天然气水合物试采的区域。1999年实施了南海海槽钻井,在砂质沉积层中发现天然气水合物,并进一步通过2004年的“Tokai-oki至Kumano-nada计划”进行钻探取芯,证实该区域砂质储层中富含高饱和度天然气水合物,进而进行了试采井位的部署[7,31-32]。2013年,日本在南海海槽完成1口生产井和多口监测井的钻探,试采6 d,累计产气量约12×104m3[33]。2017年在该海域钻探了两口生产井进行试采,第一口生产井12 d累计产气约3.5×104m3,第2口生产井24 d累计产气约20×104m3[34]。

中国海域天然气水合物钻探主要集中在南海北部,自2007年始,由广州海洋地质调查局(Guangzhou Marine Geological Survey,GMGS)主导在南海北部已开展了5个航次(GMGS1～GMGS5)的天然气水合物钻探,并进行了天然气水合物试采[35-37]。2007年GMGS1、2015年GMGS3和2016年GMGS4的站位部署在神狐海域,通过钻探取样,发现了结核状、脉状和分散状等多种天然气水合物；2013年GMGS2站位部署在东沙海域,通过钻探取样,在粉砂质黏土及生物碎屑灰岩中发现块状、层状、脉状和分散状等类型的天然气水合物；2018年的GMGS5调查区域涉及到珠江口盆地、神狐区域、琼东南盆地和西沙海域,并在前3个区域都通过钻探和测井获得了天然气水合物赋存证据。2017年,在南海神狐海域开展了降压法试采天然气水合物,试采周期达60 d,累计产气量30.9×104m3；2020年，在神狐海域进行了第二轮试采,从2月17日至3月30日,试采持续产气42 d,累计产气总量149.86×104m3，日均产气量3.57×104m3。2017年,中国海油在神狐海域探索了固态流化法试采天然气水合物。

2 天然气水合物钻井技术

以上钻探现状表明,当前天然气水合物钻探目标主要是证实天然气水合物的存在和开展天然气水合物储层物性评价等,少量钻井进行了开采试验研究,因此,在尽量不损伤天然气水合物储层条件下开展敏感性钻探非常有必要,随钻测井(logging-while drilling,LWD)已成为钻探过程中判识天然气水合物赋存和原位测试天然气水合物储层属性的重要手段[1]。此外,陆域冻土区和海域作为天然气水合物赋存的两类区域和环境,决定了其各自的钻井技术存在一定的差异。

2.1 钻探设备及施工方式

冻土区天然气水合物钻探设备主要借助常规油气、煤炭等行业的岩心钻探设备。麦肯齐三角洲和阿拉斯加北坡冻土区天然气水合物钻探项目主要由石油公司负责,多采用常规油气钻探设备进行钻探(表2[38]),井型都为直井,并利用LWD中的电阻率等测井数据对天然气水合物饱和度进行估算。由于冻土层段固态冰颗粒胶结作用,Mallik 3L-38、Mallik 4L-38和Mallik 5L-38在冻土层段的钻进速率较低(15～20 m/h),Mount Elbert#1和Ignik Sikumi#1钻进速率为30～40 m/h[1]。在施工过程中,根据地层等情况,灵活调整施工工艺,如以天然气水合物勘探发现为目标的Mount Elbert#1井,在594 m地层深度前利用水基钻井液进行钻探,但钻探显示出钻孔增大现象,这可能是水基泥浆的温度不能保持接近永冻层地层的温度,进而造成冻结水的融解,使得地层更为松散,为此,在594 m以下,采用了油基钻井液替代水基钻井液,以便在更好的条件下钻探含天然气水合物沉积层,并充分利用声波测井、伽马测井、磁共振测井等开展天然气水合物饱和度计算[1,39-40]。在祁连山冻土区天然气水合物钻探中,采用了大孔径绳索取芯、低温泥浆、半合板钻具、PVC内管等钻探施工工艺和取芯技术[41],如DK-2井施工钻机为黄海机械厂生产的HXY-6B型号钻机,开孔使用小硬质合金钻头钻进,并下套管及更换绳索取芯钻具[42]。2016年，祁连山冻土区天然气水合物试采井钻探运用了“山”字形水平对接井,利用定向钻探技术使3口井在天然气水合物富集层连通,在每口井之间下入水平套管[21]。

表2 冻土区主要天然气水合物钻井钻头类型及钻井液[38]Table 2 Types of drilling and drilling fluid used in hydrate drilling in permafrost areas[38]

海域天然气水合物钻探项目中,主要选择的半潜式钻杆或者钻探船(表3),通常采用无套管钻井,以及开展LWD作业。当前,针对不同钻井目的,钻井方式有一定差异。对于天然气水合物勘探井而言,井眼的稳定性长期来看并不是很重要,在钻井过程中通常无隔水管方式钻进[43],不安装隔水管,也不下套管。无套管钻井能够加快勘探钻探的速度,但也可能出现钻孔稳定性和冲刷等问题,从而降低钻进速率。例如,墨西哥湾JIP I-Ⅱ航次、印度的INGHP01-02航次、韩国UBGH钻井都是无套管和防喷器(BOP)钻探方式。对于无套管天然气水合物钻探,关键需要保持钻井液温度接近地层中天然气水合物的温度。在钻探过程中,可能发生钻杆堵塞,建议采用倒划井眼方式。例如,在墨西哥湾 WR 313-G井钻探过程中,钻杆在转盘以下2 817.5 m处堵塞(海水深度2 000 m),最后通过施加了63.5 t的超载提升力得以释放钻杆。

表3 海域天然气水合物钻探船情况Table 3 Drilling ship used in marine hydrates drilling

对于天然气水合物试采井而言,井眼的稳定性较为重要。2017年,中国海洋石油集团有限公司在南海北部荔湾3站位依托深水工程勘察船“海洋石油708”实施了天然气水合物试采,采用无隔水管钻杆钻井方式,钻杆固井的方式固井,然后在钻杆中下入连续油管作为采气管柱。2017年,中国南海神狐海域天然气水合物试采采用“蓝鲸1号”半潜式钻井平台,导管喷射井段采用海水喷射钻进,二开井段采用PAD钻井液施工工艺进行开路钻进,三开井段采用抑制性水基钻井液进行钻井作业,并在钻入储层前安装了隔水管和防喷器[44]。

2.2 完井方式

完井是连接钻井和生产的关键环节,完井系统需考虑ESP(electric submersible pump)的封隔能力满足所需的压力下降以减少静水压力、ESP封隔器必须能够承受流体和气体的压力差等不确定性[45]。试采实践显示天然气水合物井开发过程中的出砂问题是制约其高效开采的关键因素[46-47],大部分在试采过程中都遇到不同程度的地层出砂现象,使得天然气水合物资源的商业化开采一直没有实现[48]。天然气水合物试开采完井主要包括完井方式优选、出砂管理等关键技术。目前历次天然气水合物试采中使用的完井方式均不同[49],防砂效果也不一致(表4[49])。2002年的Mallik 5L-38试采井采用“裸眼+机械筛管”完井；2007年的Mallik 2L-38采用套管射孔完井,出砂造成电潜泵堵塞,试采被迫终止；同样针对Mallik 2L-38,2008年下入防砂筛管进行第2次试采作业,连续6 d的时间里面获得了比较稳定的产能；2013年日本南海海槽天然气水合物试采井采用“裸眼+砾石充填”完井；日本2017年试采实施的两口井分别采用先期膨胀GeoForm筛管和井下后期膨胀GeoForm防砂系统完井；2017年中国神狐海域天然气水合物试采采用“套管完井+水力割缝”完井方式,防砂采用预充填筛管方式,防排结合、以排为主的防砂举升工艺和防砂筛管工艺。由于天然气水合物储层的弱固结/未固结性,防砂参数设计需要考虑地层的多相相变动态环境[50],不建议采用裸眼防砂,可针对具体实践,优选套管射孔管内砾石循环充填、高速水充填、高密度挤压砾石充填工艺技术、多粒级充填防砂工艺等方式。

表4 天然气水合物试采防砂情况[49]Table 4 Sand control during the trial production of natural gas hydrate[49]

2.3 钻完井液

钻井液对于冻土区或海域天然气水合物安全钻采发挥着重要的作用,深水钻井时容易在钻井液中生成天然气水合物,给深水钻井带来极大的危害[51-53],为此,钻井液需满足流变性、滤失性、抑制天然气水合物分解等参数要求,同时又要避免天然气水合物的二次生成。天然气水合物勘探使用的主要钻井液体系有用高盐/木质素磺酸盐水基钻井液体系、高盐/部分水解聚丙烯酰胺聚合物加聚合醇水基钻井液体系、油基钻井液体系以及合成基钻井液体系。在海底钻井过程中,为避免钻头产生的热量大量扩散到地层引起天然气水合物分解,油基泥浆较为理想,然而,油基泥浆对海底环境的污染太大[54]。为此,从抑制天然气水合物效果、环保角度和成本控制综合考虑来看,天然气水合物勘探应首选水基钻井液体系[55]。

加拿大麦肯齐三角洲Mallik钻探井采用的钻井液为卵磷脂-水基泥浆(表2),同时匹配泥浆制冷系统,钻井井内循环泥浆平均温度控制在-1～-2 ℃；Mount Elbert#1和Ignik Sikumi#1井的天然气水合物层段选用油基泥浆,也匹配泥浆制冷系统,其中,Mount Elbert#1井在冻土层段使用了水基泥浆,但发生严重钻孔增大现象[1]。2008年,祁连山DK-1井采用水基泥浆,泥浆采用自然冷却方式。

海域天然气水合物钻探主要以海水作为钻井液,用于传输岩屑到海底。例如,美国GOM JIP I与GOM JIP Ⅱ、印度INGHP-01的天然气水合物钻井中,都采用海水作为钻井液[1]。2017年中国南海神狐海域天然气水合物试采井钻探过程中,采用清洁盐水完井液进行完井作业,有效地抑制了完井过程中天然气水合物的二次生成,有效地保证了储层稳定,最大限度地保持了储层的原有特性。

中外学者开始研究新型钻井液。Saikia等[56]从猪的胰脏中提取一种糖蛋白作为水合物抑制剂来配备水合物钻井液,实验结果表明这种钻井液有较好的水合物生成抑制效果,可以作为一种性能优良的天然气水合物钻井液添加剂；刘天乐等[57]实验优选出一种适合海洋天然气水合物地层钻井用的纳米SiO2钻井液。

2.4 挑战与展望

天然气水合物赋存的特殊和复杂的地质环境、天然气水合物形成与分解的温压特征等为天然气水合物钻井带来了诸多挑战。研究认为,影响钻井的天然气水合物特征主要包括天然气水合物形成与赋存的温度-压力特征、以松散沉积物为储集体的储层特征、海域天然气水合物通常位于海底500 m以浅的埋深特征，以及天然气水合物分解加剧沉积储层弱化的力学特征等。天然气水合物的形成与赋存受温度和压力条件控制,温度和压力的变化将导致天然气水合物分解与二次生成等相态变化,在天然气水合物钻采过程中,尤其是海域天然气水合物,海底浅层天然气水合物分解引起沉积层失稳和海底滑坡,同时,天然气水合物的分解将引起泥浆密度降低,促进天然气水合物进一步分解,从而造成扩径甚至井壁坍塌[3,54,58]。与常规油气相比,天然气水合物储层埋藏深度较浅,地层处于未固结状态。例如,海域天然气水合物通常位于海底以下0～500 m,储层主要为新近纪以来松散沉积物[59]。天然气水合物分解可导致由天然气水合物弱固结的沉积层变得更为松散,进而发生钻井平台失稳和产生海底滑坡等地质灾害,给天然气水合物勘探开发带来挑战。

Hannegan等[60]认为陆域和海域天然气水合物钻探均面临着由常规钻探方法、井底压力波动、井筒周围天然气水合物分解等加剧井筒不稳定性、浅部松散沉积物与天然气水合物储层间的窄窗口等方面的挑战,同时,海域天然气水合物钻探还面临水深、海底温度、洋流以及海底沉降等方面的挑战。

针对未来海域天然气水合物钻探及开采,应尽量避免天然气水合物储层中的压力波动,保持井筒内温度-压力的有效控制,以及衬垫、筛管和完井设施的平衡安装,同时为了使单井最大化动用储层可采储量,提高单井产量,探索天然气水合物储层力学特征及本构关系[61-62],保障长期安全稳定开发。针对面临的挑战,需开展一系列关键技术的攻关研究。

(1)加强海域天然气水合物定向井、水平井钻井工艺技术研究。针对海域天然气水合物储层埋藏较浅,深水浅部地层松软,存在浅层造斜工具面难以稳定、造斜率难以达到要求的技术难点,积极探索浅软地层多分支井或鱼骨井等复杂结构井的钻完井技术。

(2)探索经济高效的天然气水合物钻完井液。天然气水合物钻井液存在低温流变性波动大、海底浅层胶结差易引起井壁失稳和扩径、打开储层易引起天然气水合物分解等技术难题,需针对不同场景、不同钻探阶段,研发适应的天然气水合物钻完井液,如泥质粉砂型天然气水合物钻井液技术、海域天然气水合物水平井钻井液技术等。

(3)探索新型防砂技术。要实现天然气水合物长期稳定的商业开采,必须攻克出砂问题[50]。目前,天然气水合物防砂技术沿用传统油气开发所使用的防砂技术,针对性及适应性较差,专用防砂完井工具装备极度缺乏,未来,应探索开发新型防砂完井工具与装备,促进防砂-完井一体化,形成高效、长效、低成本防砂完井技术。

(4)研发配套海洋工程技术。当前,海域天然气水合物钻探主要为大型钻探船,无形中增加了勘探成本。未来,应完善和发展具备卷式套管的小型钻探船或者潜式钻探设备组合,并充分运用控压钻井、欠平衡钻井、套管钻井、隔热竖管钻井等技术,以解决天然气水合物钻探过程中可能引起的井口坍塌、井壁失稳、海底滑坡等问题。

3 结论

(1)全球已在麦索亚哈、麦肯齐、阿拉斯加和祁连山等陆地冻土区、以及墨西哥湾、孟加拉湾、日本南海海槽、郁龙盆地和中国南海北部等海域完成了多次天然气水合物钻探,并在多个区域开展了天然气水合物试采,显示了较好的天然气水合物勘探开发前景。

(2)天然气水合物钻探通常与LWD相结合,并以常规钻探设备、水基钻井液为主,其中,海域天然气水合物钻探主要选择半潜式钻杆或者钻探船,进行无套管钻井,通常以海水作为钻井液。当前天然气水合物试采井采用的完井方式各不相同,尚未形成有效的完井技术系列。

(3)天然气水合物形成与赋存的温度-压力特征、以松散沉积物为储集体的储层特征、海域天然气水合物通常位于海底500 m以浅的埋深特征，以及天然气水合物分解加剧沉积储层弱化的力学特征等决定了天然气水合物钻井面临着井筒及井口稳定性、井筒温-压控制要求高、钻井液安全密度窗口窄等方面的挑战。

(4)未来应进一步探索控压钻井、欠平衡钻井、套管钻井、隔热竖管钻井等技术在天然气水合物钻井中的应用,研究深水浅软地层水平井钻完井、分支井或鱼骨井等技术,研究及优选潜式钻探设备组合和经济环保高效型低温天然气水合物钻完井液。