莺歌海盆地高温高压气田定向钻井关键技术

薛 洋

中海油田服务股份有限公司

0 引言

莺歌海盆地蕴含丰富的天然气资源，同时又是世界海上三大高温高压地区之一。一方面海上高温高压油气田开发，多用大斜度井及水平井，由于考虑井控风险，因而井身结构较为复杂，表层井眼尺寸大，丛式井防碰风险高[1-3]。另一方面，随着温度上升，对定向随钻工具耐温要求高。同时钻井液在高温条件下流变性控制困难，加上复杂的井身结构，使得钻进期间钻具摩阻扭矩大，定向井轨迹控制难度增加[4-6]。经过多年实践，探索出一套适应该区域的高温高压油气田定向钻井关键技术，并在B气田的开发过程中得到应用，形成了海上高温高压油气田安全高效的作业模式。

1 大尺寸井眼防碰风险分析

1.1 井身结构设计

莺歌海盆地高温高压气田钻遇地层自上而下依次为：第四系乐东组、新近系莺歌海组和黄流组。为应对高温高压气田复杂的地层压力变化，采用多层次套管结构。其井身结构普遍设计为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Ø914.4 mm及Ø660.4 mm井段分别下入Ø762.0 mm隔水套管及Ø508.0 mm表层技术套管，大尺寸套管设计增加了丛式井表层防碰风险。

1.2 防碰风险分析

以B气田为例，该项目设计井槽排列为4×6，共24个井槽，槽口间距2.286 m，利用打桩锤锤入Ø762.0 mm隔水套管，入泥71 m。在锤入隔水套管过程中，由于锤入方向、地层岩性、水下暗流等影响，使得隔水套管普遍存在不同程度的偏斜情况（图1）。

图1 B气田隔水套管偏斜情况图

从已锤入的18口井中，有9口井偏斜角大于1.0°，偏斜最大的是B2井2.25°，管鞋处偏移距离最大2.69 m。而且从图1可看出，隔水套管偏斜方向还具有不确定性，这进一步加剧了后续Ø660.4 mm井段的防碰风险。

1.3 防碰应对措施

理论上井眼相碰风险可通过分离系数（SF）来评估，即计算设计井或正钻井和邻井之间的中心距离除以两个井眼误差椭圆的半径之和（图2）。

图2 两井之间分离系数的计算参数示意图

SF反映井眼理论相交的概率，当SF大于1时，两个井眼没有相交的可能性；当SF等于1时，两个井眼误差椭圆相切；当SF小于1时，井眼存在碰撞的可能性[7]。SF计算公式为：

式中R1表示参考井井眼的误差椭圆半径，m；R2表示邻井井眼的误差椭圆半径，m；L表示两井中心的距离，m。

从式（1）可知，要降低Ø660.4 mm井段的井眼防碰风险，在中心距不变的情况下，可降低井眼的误差椭圆半径。因此B气田在锤入Ø762.0 mm隔水套管后，通过陀螺数据，将偏斜角大于1.0°的隔水套管利用Compass软件计算出分离系数小于1的井（表1）。

表1 B气田表层防碰高风险井统计数据表

从表1可看出，轨迹相同情况下，小井眼分离系数大于大尺寸井眼的分离系数[8-10]，因此B气田对防碰风险高的井，组合Ø311.2 mm领眼定向钻具钻进至安全深度后，使用Ø660.4 mm扩眼器扩眼，顺利完成表1中6口高风险井的防碰作业。

2 超高温旋转导向工具应用

B气田开发的主要目的层——黄流组Ⅰ气组温度接近190℃，地层压力系数超过2.0，属异常高温高压地层。为保证旋转导向工具的稳定性和使用寿命、提高钻井时效，故在钻井中使用斯伦贝谢公司PowerDrive Ice（以下简称PD Ice）工具。

2.1 PD Ice工具基本信息

PD Ice采用指向式原理来实现导向功能，主要由导向单元和控制单元两部分组成，通过为钻头提供一个与井眼轴线不一致的倾角而产生导向作用[11-13]（图3）。目前仅有675系列PD Ice高温高压旋转导向钻井系统（适用于Ø215.9 mm井眼和非常规Ø212.7 mm井眼），最高工作温度可达到200℃，并且可提供17～50 L/s范围的排量选择。

图3 PD Ice导向示意图

黄流组上部尤其是高压层的盖层垂厚400～800 m，以灰色塑性泥岩为主，不仅磨损钻头，而且易产生“拖压”现象，影响机械钻速和旋转导向工具的造斜率。指向式旋转导向PD Ice主要优点是不与井壁产生接触就可实现导向功能，使工具保持比较稳定的造斜率及更快的机械钻速。

2.2 高温对旋转导向工具的影响

钻具在钻进过程中，地层的热量可以通过热传导、热对流、热辐射三种方式传递给工具。此外旋转导向内部电子元件在工作时本身也会产生热量，使得电子部分的温度会比其他部件高出5～10℃。当进入高温地层初次循环时，工具内部是温度较低的钻井液，工具外部是环空中的高温钻井液，电路板在热胀冷缩效应下会产生形变。

为提高工具内部耐高温性能，PD Ice电路板采用MCM集成芯片模块。电子板和线束都是使用高熔点焊料经过特殊工艺连接，电子元件盒密封装配，能够在高温高压环境下性能稳定，正常工作寿命可达2 000 h。在B气田水平段最长的B2H井Ø212.7 mm井段，从4 800～5 393 m地质导向钻进期间，创造了指令50%力度下即可达到3°/30 m的造斜率、最高纪录循环温度153℃、工具循环时间118.3 h等多项纪录（图4）。

图4 B2H井Ø212.7 mm井段PD Ice实时监控图

3 定向钻进中降温保护措施

虽然PD Ice旋转导向工具具有耐高温的性能，但如果不采取有效手段降低井下温度，也会加剧工具的损坏风险。因此采取合理的降温措施不仅能够提高工具的稳定性，更能有效降低井下复杂情况的发生。

3.1 优化轨迹设计

高温高压钻井液具有比重高、流变性控制困难等特点，导致钻进过程中摩阻扭矩大，因此井轨迹设计要尽量简单。探井一般为直井，开发井普遍采用二维轨迹设计，同时上部井段在满足地质需求下尽量采用较低的造斜率，一般为2°/30 m。

B项目大型气田在开发前设计Ø311.2 mm及以上井段轨迹的造斜率均在1.5～2.0°/30 m。通过Wellplan软件模拟造斜率对摩阻扭矩的影响，对比结果表明，同一口井，当造斜率为2°/30 m时，能比造斜率为3°/30 m时平均降低摩阻扭矩4～6 kN·m（表2）。这就是井眼轨迹设计中尽量采用较低造斜率的原因。

表2 Wellplan软件模拟造斜率对摩阻扭矩的影响结果对比表

3.2 分段循环降温

分段循环是海上高温高压井最常用的一种降温措施，也是适应井下复杂情况的有效手段。高温高压条件下的钻井液具有高比重、高固相的特点。如果下钻及钻进过程中，在钻井液循环不充分的情况下直接开泵，容易导致激动压力大，对于高温高压、窄安全密度窗口的井，易触发井控风险。而分段循环可以使钻井液得到充分循环，降低安全风险。在循环过程中，还可充分利用地面冷却设备来降低钻井液温度，同时加入润滑剂，减少钻具与井壁的摩擦。表3为B2H井循环降温情况统计结果，可以看出，经过一定时间循环，能够有效降低井底温度。

表3 B2H井钻进过程中分段循环降温的温度变化表

4 提速工具对轨迹控制影响

高温高压井钻井液的相对密度高，井内液柱压力与地层孔隙压力之间的压差会变大，井底压差对刚破碎的岩屑有压持作用，阻碍井底岩屑及时清除，造成钻头重复切削，影响机械钻速。如何在安全的前提下提高钻井时效，这是高温高压井的一个重要研究方向。扭冲工具是海上常用的一种提速工具，它是在钻头喷嘴出口形成脉冲射流，在井底产生压力脉动，提高射流清岩破岩能力，并在井底有限区域形成低压区，减少环空液柱压力对井底岩石的压持效应[14-15]。

B气田的B7井、B12井为井身结构、轨迹设计等相似的两口井。B7井使用PD Ice钻进，B12井使用PD Ice配合扭冲工具钻进，图5为两口井钻进过程中的机械钻速及指令记录对比图。从图中可知，扭冲工具能够降低钻进过程中的压实作用，提高机械钻速约30%。但实际应用中，旋转导向需要比原来提高约40%的力度才能维持相同的造斜率，不利于定向井轨迹控制，因此类似提速工具应用于高温高压大斜度井及水平井，需考虑对井眼轨迹控制的影响。

图5 不同钻具组合下机械钻速及指令记录对比图

5 现场实施效果

上述相关定向钻井关键技术在莺歌海盆地B气田24口开发丛式井中得到应用，不仅有效降低了表层防碰压力，而且提高了在高温高压目的层的钻井时效。对比应用此项技术之前的A区块与应用之后的B气田，井下工具故障率从2.87%降到0.5%，单井钻井周期提高30%，实际工期较基本设计提前10 d。

6 结论

1）在莺歌海盆地高温高压大型丛式井作业中，针对表层大尺寸井眼、槽口密集环境下的井眼防碰问题，采取小井眼扩眼技术降低了井眼间的防碰风险，实现了高温高压井表层防碰作业零损失。同时高温高压目的层钻进期间，使用PD Ice高温旋转导向钻具及提速工具，并通过轨迹优化、循环降温等多项措施，在确保井下工具稳定性的同时提高了钻井时效。

2）海上高温高压定向钻井技术的日臻成熟，为超高温高压、深水高温高压油气田的勘探开发提供了参考和借鉴，但仍面临许多技术难题需要进一步解决和完善。例如：窄窗口密度下大斜度井和水平井的井眼清洁度，高温高压井钻井液对旋转导向等工具合理的水眼配置优化，提速工具对旋转导向工具造斜率的影响等。