超高温高压井取心技术在LD13井的应用

王喜辉，张忠强

（中石化海洋石油工程有限公司上海钻井分公司，上海 200137）

中国海上把井底温度大于177 ℃，且地层孔隙压力大于103.45 MPa（15 000 psi）或地层孔隙压力当量密度大于2.1 g/cm3的井称为超高温超高压井[1]。中国南海海域莺琼盆地是世界上三大海上高温高压地区之一。

LD 某区块位于莺琼盆地，在LD13 井钻井之前，在该区块已经完成了7 口井的勘探钻探，发现了具有商业价值的超高压天然气气藏。从已完成井来看，该区块气井主要目的层同时具有超高地层温度和超高地层压力、压力窗口极窄等特点，地层温度高于200 ℃，地层孔隙压力当量钻井液密度普遍高于2.25 g/cm3，其中一口井甚至超过了2.28 g/cm3，由此，在钻井施工中容易发生溢流、井漏、井漏后处理困难、因高温而发生井下工具失效等复杂情况[2-3]，故钻井期间井控风险较高，作业难度较大。

为了探明储量，进一步深入了解储层砂体情况，LD13 井计划钻入HL 组气组砂体后进行钻井取心作业，这是首次在海上超高温高压主要目的层井段中进行取心作业。由于作业井控风险较高，取心施工难度非常大。在国内海上，鲜有在超高温超高压主要目的层井段进行取心的作业例子。为了安全实施LD13 井的取心作业，针对潜在的取心作业风险，多次组织专家探讨取心方案、论证作业方案的可行性，通过对取心筒的改造、取心参数优化、井控措施的细化，该井在212.7 mm井段进行了一次取心作业，取心进尺9.27 m，取心收获率100%，作业取得圆满成功。这为该区块的超高压气藏研究、储量落实提供了可靠的依据。

1 LD13 井基本情况

LD13 井钻遇第四系LD 组、新近系YGH 组、HL 组等地层，主要目的层为HL 组地层，为超高压天然气气藏。LD13 井四开311.2 mm 钻深3 990 m，244.5 mm 套管下深3 985 m，五开212.7 mm 井段已钻至4 165 m，此时已钻开黄流组主要目的层砂体，预计气组砂体厚度74 m。

按照LD13 井地质设计和钻井工程设计要求，需要在4 165 m 深度进行钻井取心。取心井段地层压力系数大于2.25 g/cm3，地温梯度约4.50 ℃/100 m，以致地层温度较高，取心位置的地层温度约195 ℃，故本次取心在超高温高压井段。

之前钻进至深度4 042 m 时做了地层承压试验，试验表明：套管鞋至4 042 m 这一井段承压能力达2.35 g/cm3，压力窗口不足0.10 g/cm3，这说明取心作业时压力窗口极窄，极易引发井漏、溢流等复杂情况。

2 超高温超高压井段取心难点和挑战

2.1 超高压井段存在井底温度高、循环排量小等难点，对取心工具和作业是一大挑战

对取心工具等井下工具的抗温能力要求高。取心钻头、取心筒等井下工具处于井筒最深处，工作温度非常高。要求工具的耐温能力非常高，如果耐温能力不足，工具容易失效，导致取心失败。一般在LD 区块超高温高压井的取心工具和配件耐超高温（＞200 ℃）。

对取心钢球的影响。为减小环空压耗，降低井漏风险，超高压井段取心钻进期间排量较小，如取心前需要投球并泵送到位，可能会造成钢球迟迟不到位。一般在超高温高压井段取心，不采取常规井投入钢球并落球座才能取心的这种方式，需要充分考虑排量小对钻头、取心筒的冷却等方面的影响。

2.2 井控风险高，易发生溢流等复杂情况

在莺琼盆地超高压井地层中，由于压力窗口较窄，为保证井下安全，钻井液密度安全附加量往往较小，这样可以减少井漏风险。但另一方面，较小的附加量增加了井控风险，一旦作业中操作不当，就会引起压力失衡，出现溢流现象[4]。

经过钻井取心后，储层厚度裸露更多。如未压稳，井底压力小于地层孔隙压力，则以压差方式侵入井筒的地层流体量更多，更容易发生溢流。

所以，在取心作业后，需要采取措施以控制井底压力平稳，钻进和起下钻期间加强溢流观察，确保钻进、起下钻等作业期间的井控安全。

2.3 超高压井段取心作业期间，容易发生井漏等复杂情况

由于压力窗口窄，井漏是超高压井段钻井作业中常见的井下复杂情况，在取心作业中也是容易发生井漏的。取心钻具中无井底压力监测传感器，无法获知实时的真实的ECD 值（井底当量密度值），保持ECD 值恒定的难度大大增加，由此加大了井漏风险。

在取心过程，要预防井漏发生，要做好井漏处理的准备；也要保证取心筒工具不影响堵漏材料通过，不致于发生局部堵塞。

3 采取技术措施

3.1 改进取心筒

（1）采取免投球式结构，取心前无需投球[5-6]，可以消除由于排量小导致球不能泵送到位的问题；割心后具备开泵循环、开泵起钻条件。

（2）耐高温改进。工具内部均不带有橡胶件，配件全部耐超高温（＞200 ℃），满足抗高温的需求。

（3）防漏堵漏改进。内外筒环空间隙大，内外筒环空间隙单侧7.5 mm，不对堵漏材料的使用造成限制。

(4)优选卡箍岩心爪，割心更有保证；钢质内筒，不使用铝合金衬筒或内筒保形，有利于钻压传递到钻头。

改进后的取心筒，更适合超高温高压井段的取心作业。

3.2 取心钻具组合

（1）优选取心钻头。优选出新速通产的SCS306、胜利产的SCM306 等PDC 取心钻头，适合HL 组二段地层的取心钻进，预计取心机械钻速在1～5 m/h。

（2）钻具中带入耐高温液压震击器，可有效处理卡钻。

3.3 取心钻进参数优选

（1）优选超高压井段的取心参数，其中钻压3～7 t，转速50～60 rpm（转/分）。

（2）超高压井段的取心参数中排量明显要比常规井小。这是出于防漏考虑，取心排量大，环空压耗就大，井底钻井液当量密度就大，而超高压井段压力窗口窄，钻井液密度大，排量大就容易漏失。一般在212.7～215.9 mm 超高压井段，取心排量推荐8～10 L/s[7]；如压力窗口较大，可以适当放大取心排量。

3.4 取心井控措施

（1）取心前调整好钻井液密度，保证起下钻井控安全。长起钻前要做个短程起下钻，时间不少于6 h；短起到某个深度后可以安排静止观察，观察环空液面是否稳定；下钻到底后循环测后效气测值，并计算油气上窜速度，计算起下钻安全作业时间[8]。

（2）起钻均要控制钻具上提速度，以减轻抽汲效应，减少可能的地层流体侵入量。从井底开始1 000～2 000 m 起钻一般控制在0.1～0.3 m/s。可以开泵起钻，开小排量即可，增加环空压耗，从而增加井底压力，减少地层流体侵入量。

（3）备好平台加重材料存量，海上守护的辅助船要有加重材料储备。平台上消耗加重材料后要及时补充。一般在超高压井段平台储备150 t 以上精细重晶石。精细重晶石与常规重晶石相比，前者的钻井液流变性更好，所以在超高压井中普遍使用精细重晶石。

（4）3 个位置的静止观察：起钻前（钻头在井底）、钻头进套管后、钻铤过防喷器前。如有疑问，要查明原因，并消除疑问，不得轻易放过疑问直接进入下一步作业。

（5）起钻随时灌浆，返浆进计量罐，并对比灌浆量与金属置换量的差值。起下钻过程，全程启动录井脱气器，监测并记录气测值。

（6）钻具组合中使用浮阀（装入高温阀芯）、投入式止回阀，起到防喷功能。浮阀推荐使用剑型阀芯，避免阀芯脱落导致失效。投入式止回阀尽量靠近钻头，一般安装在加重钻杆之间；投入式止回阀的阀芯放在钻台司钻房，方便投入使用。

（7）取心前至少循环一个迟到时间，等气测值降下来后才可进行取心作业。

（8）开泵割心，割心后开泵起钻。

（9）不在钻台出心，取心筒出井口后尽快下入钻具，避免空井。

（10）发现溢流，进入关井程序；疑似溢流，关井观察。钻进期间发生溢流，停止取心钻进，转入井控关井程序。

（11）取心期间避免动平台吊车、不调船，避免因这些操作导致出口流量和泥浆池体积变化，影响溢流观察和判断。

3.5 取心井漏预防措施

井漏预防为主，处理为辅[9]。

（1）下钻要控制钻具下放速度，以减轻激动压力，避免压漏地层。一般下钻至距离储层顶部深度2 000～1 000 m 后，开始控制下钻速度在0.3～0.1 m/s 范围。

（2）要求取心钻进操作精细化，避免参数大起大落。

（3）按台阶式开泵法开泵[10]。方法如下：小排量打通；见返出后提高排量，每次提高排量幅度1～3 spm（冲/分）；然后观察泵压、返出等情况，正常返出、泵压平稳后再继续提高排量，直至预定的排量。这样开泵，每次时间在10～15 min，比常规井开泵时间明显长，但有效避免憋漏地层。图1是实际的台阶式开泵过程。

图1 台阶式开泵Fig.1 Stepped pump startup

（4）摸清地层的承压能力和压力窗口等情况。

（5）发现井漏征兆，停止取心，转入井漏处理。

4 现场应用情况

（1）钻具组合

钻具组合：8-3/8″取心钻头+7″扶正器+6-3/4″取心筒+7″扶正器+取心筒上接头+浮阀（高温阀芯）+1 根6-1/2″钻铤+8-1/8″倒划眼扶正器+8 根6-1/2″钻铤+6-1/2″液压震击器（带挠性接头）+配合接头+14 根5-1/2″加重钻杆+配合接头+投入式止回阀+配合接头+5-1/2″钻杆。

（2）取心钻进参数

参数：钻压3～7 t，转速50 rpm，排量9.2 L/s，泵压700～720 psi。

取心过程操作得当，钻进参数比较平稳。

（3）取心期间井控、防漏情况

取心钻具组合下钻至出套管前，循环一次；下钻到井底后再循环一次，通过循环降低气测值在0.5%以下。循环后再进行取心钻进；采用了优化后的取心钻进参数。

开泵割心，排量8 L/s，割心超拉3 t。

开泵起钻，排量8 L/s，钻具上提速度控制在0.1 m/s 以内，以这种方式起钻至2 500 m（距离高压储层顶部深度约1 660 m），之后直起。起钻过程灌浆正常。

起钻完后，立即下入正常钻进组合，不空井。

作业过程没发生溢流、井漏等复杂情况，井控作业正常。

（4）取心情况

取心井段4 165～4 174.27 m，取心进尺9.27 m，岩心长9.27 m，取心收获率100%，在超高温高压井段取心获得圆满成功。

5 结论与建议

（1）在海上超高温高压井段（温度、压力双高）进行取心作业，没有先例，这次作业成功创下了取心的温度和压力的新记录，取心作业时钻井液密度2.30 g/cm3也是前所未有的。

（2）在南海海域莺歌海盆地超高温高压井段取心，作业关键在于取心筒的改进、井控措施和防漏措施。

（3）在本次成功取心的基础上，建议尝试双筒取心，一趟钻就能取得更长的岩心，有利于储层地质研究。