西非S深水区块裂缝性碳酸盐岩地层控压钻井技术

赵德 赵维青 卢先刚 张钦岳

1. 中海油能源发展工程技术公司；2. 中国海洋石油国际有限公司

西非S深水区块平均水深大于1500 m，泥线以下1000 m内浅部地层存在多套深水快速沉积复合体，存在浅层气/浅层流风险，造成地层岩石剪切强度不足，地层破裂压力较低，由于区域可参考邻井资料较少，地层压力不确定性较大，对钻前地层压力准确分析和钻中压力精细控制提出较大挑战。另外，下部目标储层为多套碳酸盐岩裂缝性地层，裂缝发育为中等至高度发育，根据已有区域邻井参考资料，碳酸盐岩裂缝性地层漏失严重。同时，根据邻井地层取样资料显示，区域地层存在含硫化氢风险。综合以上情况，S深水区块上部地层钻井作业面临地层压力窗口较窄的风险(压力窗口小于0.06 g/cm3)，下部碳酸盐岩储层存在严重漏失风险和含硫化氢地层井控风险。

控压钻井技术是解决S区块钻井挑战的优选手段。目前应用比较成熟的控压钻井技术主要包括井底恒压钻井技术、双梯度钻井技术、泥浆帽钻井技术和其他通过井下工具等实现的辅助控压钻井技术［1-4］。井底恒压钻井技术中的环空压力动态控制钻井技术在陆地和海洋钻井中大范围推广应用，有效地解决了这些地区地层压力窗口窄、溢流漏失频繁、高温高压地层钻井难度大等问题［5-7］。双梯度钻井技术主要用来解决海洋钻井面临的窄安全密度窗口问题， 该技术已实现商业化应用，逐步在墨西哥湾、北海等各个海洋区域推广［8-9］。泥浆帽钻井技术中的加压泥浆帽钻井技术在巴西深水盐下碳酸盐岩储层应用成熟，实现该类复杂地层的安全、高效、经济钻进［10-11］。加压泥浆帽钻井技术是泥浆帽钻井技术的一种特殊应用，其工艺对应用的工况要求非常严苛，主要适用于碳酸盐岩高压裂缝性油藏，钻井液完全漏失、含有硫化氢等酸性气体且硫化氢在地面不容易被安全处理的井［12］。

经过对比分析，发现各单项控压钻井技术无法同时解决S区块面临的窄压力窗口、碳酸盐岩裂缝性漏失及含硫化氢地层井控问题。基于只有加压泥浆帽钻井技术可有效解决严重漏失情况下地层硫化氢上窜风险，而环空压力动态控制钻井技术可有效解决地层窄压力窗口和常规碳酸盐岩漏失问题，且两种技术方案控压装置及工艺技术相似，研究制定一种将两者技术组合应用的控压钻井组合技术方案，以解决S区块的特殊问题。

1 控压钻井组合技术方案

1.1 控压钻井组合技术方案可行性分析

环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽钻井技术均采用地面环空控压装置和控压管汇实现环空压力控制，两者控压设备存在通用性，可以满足技术组合应用要求，见图1。

图1 海上环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽技术装备Fig. 1 Offshore equipment for annular pressure dynamic control drilling technology and pressurized mud cap technology

环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽钻井技术主要差异为钻井工艺，两者实现井下恒压控制的媒介不同：前者为动态的环空循环钻井液，后者为静态的低密度环空液(低密度钻井液或海水)，见图2。

图2 环空压力动态控制钻井和加压泥浆帽钻井工艺对比Fig. 2 Comparison between annular pressure dynamic control drilling technology and pressurized mud cap drilling technology

根据2种技术的工艺不同，可通过在不同地层分阶段应用、关键井段工艺转换，实现两者的衔接应用。针对上部薄弱泥页岩地层和非严重漏失碳酸盐岩地层使用环空压力动态控制钻井技术，实现对窄压力窗口地层的漏失风险管控；针对下部裂缝性碳酸盐岩严重漏失地层，转换为加压泥浆帽钻井技术，控制严重漏失的同时防控地层硫化氢风险。

在上部泥页岩地层，主要解决地层压力窗口窄、井壁易失稳问题，采用环空压力动态控制钻井技术，尽量减少套管下入层次，为处理下部井段复杂情况预留应急套管下入空间。

在下部裂缝性碳酸盐岩地层，主要解决严重漏失和含硫化氢地层井控风险问题，正常钻井时使用环空压力动态控制钻井技术，井下钻遇严重漏失层时，转换为加压泥浆帽钻井技术，实现对严重漏失地层的安全有效控制。

综合判断分析，环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽钻井技术组合应用从控压装备和控压工艺两个方面均具备可行性。

1.2 控压钻井技术转换方案

环空压力动态控制钻井技术属于常规控压钻井技术，设备及工艺操控相对简单，整体可调控性较强。加压泥浆帽钻井技术需要将上返钻井液和岩屑挤入漏失地层，对漏失地层容纳钻井液和岩屑的能力有较为苛刻的施工要求。对2种技术的转换临界条件进行准确判断从而安全高效完成转换方案是实现2种技术组合应用的关键。

1.2.1 环空压力动态控制钻井技术向加压泥浆帽钻井技术转换

在正常使用环空压力动态控制钻井技术钻遇严重漏失层后，需要对钻井液环空携岩效率进行评估，判断环空压力动态控制钻井技术继续使用的可行性。如无法继续使用环空压力动态控制钻井技术，通过漏失地层挤注试验确认地层的漏失容量，判断加压泥浆帽钻井技术实施可行性。

(1) 钻井液环空携岩效率评估。如果井下发生严重漏失，环空返速低于最小携砂要求，无法继续使用环空压力动态控制钻井技术钻进，进行地层挤注试验。

(2) 地层挤注试验评估。评估包括3项内容：随钻测井工具最小工作排量、继续钻进海水注入液最小携岩排量和挤注压力评估。

地层挤注测试时排量应满足井下随钻工具最小工作排量。继续钻进过程中需要进行随钻测井，一方面满足勘探地质资料收集要求，另一方面进行地层岩性识别和卡层，及时判断裂缝性碳酸盐岩漏失层厚度及是否有泥页岩夹层，以确认中完深度，并防止井壁垮塌和卡钻事故。

继续钻进时海水注入液最小携岩排量。由于漏失地层物性较为复杂，为满足加压泥浆帽钻井技术应用中地层对挤入钻井液及岩屑容纳量，应尽量使用较小的钻进排量。在满足上述随钻工具最小工作排量后，继续钻进时海水注入液的携岩问题可以通过间隔泵入稠塞钻井液携砂以及适当控制机械钻速的工程方案解决，以维持尽可能低的继续钻进排量，减小因岩屑进入漏失层过快导致裂缝堵塞的复杂情况。

(3) 挤注压力评估。满足上述排量的挤注压力应小于地面控压设备和隔水管的额定工作压力。

转换方案：地层挤注试验评估合格后，环空挤入低密度环空液，将原环空钻井液挤入漏失层，钻杆泵入海水注入液，使用加压泥浆帽钻井技术继续钻井。

1.2.2 加压泥浆帽钻井技术向环空压力动态控制钻井技术转换

在加压泥浆帽钻井技术钻进过程中如果发生漏失层裂缝被注入岩屑封堵，钻井液挤注压力升高，环空背压超过控压装置额定工作压力限制，无法满足继续钻进要求时，应考虑安全转回环空压力动态控制钻井技术或下入应急套管，提前中完。

(1) 加压泥浆帽钻井技术钻进过程中钻井液挤注压力超过控压装置额定工作压力，进行钻井液环空携岩效率评估。

(2) 在地面控压管汇控制下重新确认漏失量，如漏失量减小，钻井液环空返速满足携砂最小排量要求，可转回常规控压钻井技术。

(3) 如果漏失量仍然较大，钻井液环空返速无法满足携砂最小排量要求，下入应急套管，提前中完。

转换方案：钻井液环空携岩效率评估合格后，钻杆泵入常规钻井液，顶替置换环空低密度钻井液，建立地面钻井液循环回路，恢复环空压力动态控制钻井技术钻进。

综上所述，组合技术的转换方案是一种动态互换过程，需要根据井下漏层情况实时调整，转换方案决策流程见图3。

图3 控压钻井组合技术方案实施决策流程Fig. 3 Decision-making process for implementing the technical scheme of the managed pressure drilling combined technology

2 现场试验

S区块X-1井水深1600 m，设计井深5600 m，碳酸盐岩储层上部为大套泥页岩，沉积多套深水快速沉积层，地层强度较低，Ø444.5 mm井段最大地层压力窗口0.07 g/cm3，下部储层为多套裂缝性碳酸盐岩地层，裂缝发育程度为中～高，地层流体存在含硫化氢风险，本井钻遇碳酸盐岩层厚约800 m，设计井身结构见图4。

图4 S区块X-1井地层和井身结构Fig. 4 Formation and well structure of Well X-1 in Block S

2.1 X-1井控压钻井组合技术基本方案

(1) 在上部Ø444.5 mm井段和Ø311.2 mm井段泥岩地层和常规漏失碳酸盐岩地层使用环空压力动态控制钻井技术钻进，使用接近或略低于预测地层压力的钻井液密度(预测目标井段最大地层压力1.18 g/cm3，选择钻井液密度1.20 g/cm3)，通过井口环空控压装置主动施加环空背压，保持井底当量密度恒定，有效避免常规泥岩地层因破裂压力过低导致的人工压裂性漏失，同时满足井控和井壁稳定性要求，解决地层薄弱带来的地层压力窗口窄问题。

(2) 在下部Ø311.2 mm和Ø215.9 mm井段碳酸盐岩地层，发生严重漏失后，经综合评估，转换为加压泥浆帽钻井技术钻进，环空置换为低密度环空液(密度1.03～1.05 g/cm3)，减少井下漏失量，期间通过井口控压装置被动施加环空背压，保持地层压力平衡，防止地层气体进入井筒，当采用加压泥浆帽钻井技术钻进期间发生井下气体滑脱上移时，使用硬顶压井法，通过环空低密度钻井液将侵入气体挤回地层。另外，钻杆内顶替海水为钻进海水注入液(密度1.03 g/cm3)，继续钻进裂缝性碳酸盐岩地层，钻进产生的岩屑通过海水注入液携带至裂缝性漏失层内。

(3) 如漏失层因岩屑注入发生封堵，无法继续使用加压泥浆帽钻井技术钻进，经综合评估后，转换回环空压力动态控制钻井技术钻井或下入应急套管提前中完。

2.2 转换临界条件判断及转换方案

(1)钻井液环空携岩效率评估。计算环空携砂最小排量，见表1。以Ø215.9 mm井段为例，当正常排量钻进过程中发生漏失时，环空返出钻井液量减少，为满足环空携砂要求，返出量应大于850 L/min。

表1 环空携砂最小排量Table 1 Minimum displacement for carrying sand in annulus

(2) 地层挤注试验评估。地层挤注试验最小排量见表2。以Ø215.9 mm井段为例，如果地层挤注排量大于1100 L/min，转换至加压泥浆帽钻井技术；如果地层挤注排量介于650～1100 L/min，下入应急套管，在Ø152.4 mm井段使用加压泥浆帽钻井技术；如果地层挤注排量小于650 L/min，无法使用加压泥浆帽钻井技术，需要选择对地层进行堵漏。

表2 地层挤注试验最小排量Table 2 Minimum displacement for formation squeeze testing

(3)挤注压力评估。以某控压装置额定压力为例，旋转控压器钻井工况下额定承压10 MPa，挤注试压时环空使用的是常规钻井液，加压泥浆帽钻井技术钻进时环空使用的是低密度钻井液，环空静液柱压差为6 MPa，允许挤注压力为4 MPa。

2.3 控压钻井组合技术风险分析

在控压钻井组合技术应用过程中对工艺流程操作和井下工况判断有其特殊要求，需要进行有针对性的风险分析和防控方案制定。

2.3.1 井控安全及天然气水合物防治

在使用加压泥浆帽钻井技术继续钻进时，要重点关注环空地层气体的侵入和滑脱，正常措施是及时将侵入气体采用硬顶法挤回地层，但当漏失地层被岩屑封堵后，需要将环空低密度钻井液置换为常规钻井液时，在含气环空低密度钻井液经过海底隔水管附近时，存在由于海底低温和高压环境产生水合物的风险，需要进行专项天然气水合物生成风险分析和制定防治方案。

2.3.2 设备稳定性

新区域新探井面临钻井船装备的磨合问题，其中尤为突出的是控压钻井设备这种非常规钻井设备，其操作流程相对复杂，使用过程中设备存在故障停工风险，从而导致井下异常复杂情况发生。所以需要提前对设备进行调试检验，为了增加井队人员和第三服务商人员对设备操作的熟练度，应提前一开运行控压钻井设备，对设备和人员进行充分磨合。

2.3.3 后勤保障

井下发生严重漏失时，首先要考虑采用常规堵漏方法进行堵漏，现场应储备足够的堵漏材料，同时在加压泥浆帽钻井技术钻进时要根据地层气体侵入和滑脱情况需要在环空间隔泵入低密度钻井液将其挤回地层，环空低密度钻井液消耗材料需要进行充分准备。西非区域由于作业资源有限，需要提前做好后勤物资保障工作，保障作业安全、高效进行。

3 结论

(1) 西非S深水区块裂缝性碳酸盐岩地层钻井面临窄地层压力窗口和裂缝性地层严重漏失双重风险挑战，同时存在硫化氢井控风险，为成功实现勘探钻井任务，需要对环空压力进行精细控制，单项控压钻井技术无法兼顾上述风险，环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽钻井技术两项技术相互结合可有效解决上述问题。

(2) 环空压力动态控制钻井技术和加压泥浆帽钻井技术使用的控压钻井设备较为相似，可通过优化设计实现两者作业过程中高效转换，整体应用方案安全可行。

(3) 控压钻井组合技术对设备和人员的综合要求较高，转换操作流程相对复杂，应用过程中对地层的识别判断有较高经验要求，需要对不同作业人员、不同区域、不同复杂地层进行针对性应用分析，以提高技术的适配性和安全性。