海域含天然氣水合物地層鉆完井面臨的挑戰及展望

李文龍 高德利 楊進

中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室

天然氣水合物是一種由天然氣(大部分是甲烷)分子和水分子在高壓低溫環境下形成的晶狀結構物質。1 單位體積的天然氣水合物最多可以釋放出180 單位體積的甲烷氣體［1]，而且完全燃燒后的產物是水和二氧化碳，對環境幾乎沒有污染。天然氣水合物儲量巨大，據不完全統計，天然氣水合物儲量是世界上傳統油氣資源儲量的兩倍以上，有可能成為未來的可替代能源［2]。然而，世界上超過90%的天然氣水合物資源分布于大陸架海底，這是因為其近岸具有豐富的有機質，再加上適宜的溫度壓力條件，有利于天然氣水合物的形成［3]。目前，關于海域天然氣水合物地層鉆完井的相關文獻報道較少，為此，筆者深入調研了現有文獻，對已鉆井進行了總結，分析了海域天然氣水合物地層鉆完井技術面臨的挑戰，并對可能適用于海域天然氣水合物地層開采的關鍵鉆完井技術進行了展望分析。

1 鉆完井技術現狀

1.1 勘探井

俄羅斯麥索亞哈氣田是世界上第1 個、也是至今唯一一個實現商業化開采的陸上天然氣水合物氣田［4]。從20 世紀末開始，世界各國均加大海域天然氣水合物的研究投入。美國、日本、印度、韓國、中國分別在墨西哥灣［5-6]、南海海槽［7-11]、Krishna-Godavari 海域［12-13]、郁陵海盆［14-15]、南中國海［16-18]鉆了很多勘探井，并證實了天然氣水合物的存在。日本和中國還分別實施了海域天然氣水合物的試采工作［19-20]。

幾個著名的天然氣水合物地層鉆探項目：大洋鉆探計劃(ODP)、綜合大洋鉆探計劃(IODP)、印度天然氣水合物研究計劃(NGHP)、韓國天然氣水合物勘探行動(UBGH)、日本天然氣水合物開發計劃和墨西哥灣聯合勘探計劃(JIP)一期、二期等，在深水天然氣水合物潛在賦存區對天然氣水合物進行了勘探?？碧骄哪繕酥饕侨⌒幕蛘攉@取測井數據，并對取得的巖心進行相關分析。采用隨鉆測井技術可快速獲取伽馬速率、密度、孔隙度、電阻率等參數。當有天然氣水合物賦存時，電阻率曲線會出現峰值，因此，可根據測定的電阻率數據，迅速判斷地層中是否存在天然氣水合物，并根據測井結果確定取心位置、間隔。取心能最直接也最直觀地證明天然氣水合物的存在。然而，傳統的取心操作存在工藝復雜、耗時長、花費高等缺點，且在取心過程中會對地層產生一定擾動，造成溫度壓力的改變，很容易引起天然氣水合物相態變化，易導致樣品性質發生改變，甚至會造成巖心的完全破壞。保溫保壓取心技術是在原位條件下使巖心回收到平臺的唯一辦法。經過在幾次鉆探活動中的應用，天然氣水合物的保溫保壓取心技術日趨成熟。

1995 年開始的大洋鉆探計劃第164 航次，是第1 個以海域天然氣水合物為鉆探目標的鉆探活動。該航次使用PCS 壓力取心技術，第1 次對整個天然氣水合物地層進行了取心［21]。為獲得天然氣水合物的分布和豐度等參數，該航次還廣泛使用了井下電纜測井技術，同時，對天然氣水合物下伏氣層也進行了測井工作。此航次的鉆探結果表明，在海洋沉積物中以天然氣水合物形式儲存的天然氣是全球化石能源的重要組成部分。

日本于1999 年開始了天然氣水合物開發計劃活動，在南海海槽進行了一系列取心和測井工作［22]。通過取得的巖心證實了天然氣水合物在砂礫孔隙間的存在。曾采用研發的PTCS 原位保壓取心系統，取心長度203.5 m，其中161.3 m 被成功原位回收，回收率達79.3%［23]。從2004 年開始實施多井鉆探工程，共在16 個站點鉆探了32 口井［24]，其中包括世界上第1 個海域天然氣水合物水平井，該水平井由泥線以下20 m 開始造斜，鉆至472 m 時成功水平著陸，水平段長100 m，總用時8.5 d，該水平井在鉆井過程中并未出現高摩阻和扭矩的問題。

由雪佛龍主導的美國墨西哥灣天然氣水合物工業計劃分一期(2005)和二期(2009)。一期中使用2 種保壓取心工具(HRC、FPC)，但是嘗試取心18 個只成功回收了5 個［25]。一期還致力于研究天然氣水合物地層鉆井過程中可能出現的風險，根據鉆井結果得出，天然氣水合物分解的風險是可以通過調整鉆井液參數來得到一定程度的控制。該計劃二期還發現了一些埋藏較深的天然氣水合物藏，其中，在Walker Ridge 313 站點的一口井鉆至泥線以下900 m。在墨西哥灣天然氣水合物工業計劃中，為了獲得儲層參數，廣泛使用了隨鉆測井(LWD)技術，獲得了較為詳盡的基礎數據，可為后來勘探工作提供重要參考。

目前，大部分海域天然氣水合物勘探井采用無隔水管的方式進行鉆進［26]，即鉆井過程中不安裝隔水管。在這種情況下，更有利于進行測井和取心作業，用于獲得巖石物性和儲層參數，完成后井眼即被棄置。因此，對于探井來說，長期來看井眼的穩定性并不是很重要。截至目前，對于在海域所完鉆的大部分天然氣水合物勘探井，在鉆井過程中不僅沒有安裝隔水管，也未下套管。如果觀測到氣體溢出，將泵入水泥直接封井，避免引起鉆井事故。日本在南海海槽所鉆的大部分天然氣水合物勘探井也都使用無隔水管的方式鉆進，而初始設計階段，曾被推薦使用隔水管［11]，但是考慮到地層破裂壓力梯度小，使用隔水管則鉆井液循環當量密度大，可能會壓破地層，所以采用了無隔水管鉆進的方式。未來在天然氣水合物地層鉆生產井時是否要使用隔水管，工業界仍然未達成共識，因其各有優缺點。無隔水管鉆井方式特點是：適用于快速淺層鉆進；利于快速測井和取心操作；通常使用海水鉆井液，巖屑直接排放至海底；鉆井平臺移位靈活；可鉆探的水深更深；井底鉆井液溫度較低。有隔水管鉆井方式特點是：需要使用專門設計的天然氣水合物鉆井液，控制天然氣水合物的相態變化；鉆井液溫度有升高的趨勢；循環壓耗大，易壓漏地層；便于井筒壓力控制，減少氣侵，控制井涌；通過鉆井液將巖屑輸送到海上鉆井平臺。

圖 1 日本第1 次海域天然氣水合物試采井示意圖［31]Fig. 1 Sketch of the first production test well of natural gas hydrate in the sea area of Japan

1.2 試采井

目前僅有日本(2013,2017)和中國(2017)使用降壓法實現了海域天然氣水合物的試采工作。其中，日本的第1 次試采項目由3 口監測井、1 口生產井組成［27]，是世界上第1 次對海域天然氣水合物進行的試采，其生產井井身結構見圖1；第2 次試采增加了1 口生產井，計劃如果發生故障，可通過切換井來繼續實施試采［28-29]。2 次試采都在監測井下安裝了溫度傳感器，用于監測天然氣水合物開采過程中儲層溫度的變化。值得一提的是，第1 次試采采用裸眼礫石充填方式完井，出現了嚴重的出砂現象，第2 次試采使用貝克休斯公司的GeoFORM 防砂系統，該系統通過形狀記憶聚合物(SMP)的膨脹，來封堵井壁與地層間環形空間，支撐井壁并且能形成氣體通道。試采結果表明，第1 口井仍然出現了出砂問題，第2 口井沒有遇到該問題［30]。

中國地質調查局于2017 年在神狐海域成功實現了天然氣水合物試采，該項目采用常規深水鉆井模式。表層導管使用噴射法下入，下入深度71.22 m，在鉆入儲層前安裝了隔水管和防噴器，完鉆深度1 717.78 m，井身結構見圖2。完井方式為套管完井+水力割縫的方式。防砂方式為預充填篩管，研發了新型TD 預充填防砂系統，預充填物質粒徑為40～70 目，現場試采表明，未出現出砂現象。經過60 d的試采，累計產氣達30 萬m3，在產氣時長和總產氣量等方面優于日本的2 次試采［28]。

圖 2 神狐海域天然氣水合物試采井井身結構Fig. 2 Casing program of the production test well of natural gas hydrate in Shenhu sea area

中海油于2017 年在南海北部荔灣海域首次成功實施了海洋淺層非成巖天然氣水合物固態流化試采作業，如圖3 所示。固態流化法是開采海域非成巖地層天然氣水合物的一種創新性方法。該試采項目采用鉆桿固井的方式固井，然后在鉆桿中下入連續油管作為采氣管柱，在海底用噴射的方法破碎天然氣水合物儲層，形成流動態，然后將其循環至井筒并舉升至平臺［32]，期間成功采氣81 m3。本次試采采用無隔水管鉆完井、連續油管舉升的方式。固態流化的開采方式不同于傳統油氣開采方式，其鉆井方式、鉆井裝備、井身結構等也與傳統油氣井有很大不同，在綠色開采方面進行了創新性的探索，是一種創新的開發模式，但目前來看經濟性較低，仍需要研發一系列鉆完井、采氣配套裝備及技術。

圖 3 固態流化開采天然氣水合物示意圖［33]Fig. 3 Schematic exploitation of natural gas hydrate by solid fluidization

通過以上分析可知，海域天然氣水合物的開發還停留在試采階段，可參考的鉆完井實踐較少。對于將來可能實施的生產井而言，對鉆完井技術的安全性、可靠性和經濟性的要求也會更高。但同時，相比常規油氣藏鉆井，在海域天然氣水合物地層鉆井也面臨著很多挑戰。

2 鉆井面臨的挑戰

2.1 鉆井液密度窗口窄

深水環境下，由于上覆巖層壓力被海水靜液柱壓力替代，再加上表層巖土膠結性差，導致淺層破裂壓力很小，破裂壓力與坍塌壓力之間的窗口較窄。相比常規油氣藏，天然氣水合物儲層埋藏更淺，地層更加松軟，鉆井液密度窗口更窄。根據印度天然氣水合物勘查項目組的預測，印度海域泥線以下385 m 左右，天然氣水合物目的層地層破裂壓力為1.3～1.35［34]。中國神狐海域天然氣水合物在泥線以下203～277 m 處，所預測的目的層破裂壓力當量密度僅為1.14～1.15 g/cm3，孔隙壓力當量密度1.03～1.05 g/cm3。如此窄的鉆井液密度窗口，將會給井底壓力控制帶來極大的困難。

2.2 天然氣水合物相態變化

天然氣水合物相態變化包括天然氣水合物的分解與二次生成。在以往常規深水油氣田鉆探過程中，天然氣水合物被視為一種潛在危害［35]，研究主要集中在如何抑制深水鉆井過程中由于天然氣水合物的相態變化(主要是生成)而引起的管道堵塞、井下控制失靈等問題。然而，在天然氣水合物地層鉆井時，其相態變化還會帶來其他問題。

如果近井地帶的天然氣水合物分解，引起孔隙體積膨脹，會形成超孔隙壓力，易引起井壁坍塌、掉塊等問題，導致井徑擴大。當分解的天然氣水合物進入環空中，環空壓力降低，引起液柱壓力減小；鉆井液在上返過程中，溫度有升高的趨勢，液柱壓力降低，進一步促進天然氣水合物的分解。如果處理不當，可能會引起比較嚴重的事故。而天然氣水合物的二次生成也是一個重要的問題，當鉆頭附近的天然氣水合物分解成甲烷氣進入環空，運移至防噴器附近，由于溫度降低，可能會再次生成天然氣水合物，引起防噴器或者節流管線的堵塞等問題。

2.3 井壁穩定性差

由于深水淺層地質疏松，巖土膠結性差，在鉆井時，井壁穩定性較差。研究表明，由于天然氣水合物的存在，可起到膠結弱固結地層的作用［36]，根據實際鉆井獲得的井徑數據來看，對于天然氣水合物飽和度較高地層，如能控制地層中天然氣水合物的分解，其比天然氣水合物飽和度低的地層更不容易出現井壁坍塌的現象。如果天然氣水合物的分解不能得到控制，產生的氣體滲漏速率遠小于氣體的聚集速率，導致超孔隙壓力的累積，從而擠壓周圍土體，引起井口周圍土體大變形，甚至引發氣體逸出現象［37]。天然氣水合物分解出的水會導致砂巖弱化，形成松散的沉積物，使井壁更容易坍塌、破裂，造成更加嚴重的井壁穩定問題。在墨西哥灣天然氣水合物聯合工業計劃中，有一口井(WR313-G)遇到了嚴重的井壁坍塌問題，給測井和取心帶來了困難，還導致鉆柱在泥線以下817 m 處出現卡鉆現象，通過大鉤過提635 kN 后才解決［23]。在印度海域進行的天然氣水合物地層鉆探過程中，有一口井也出現了嚴重的井壁崩落現象，導致鉆柱卡死無法旋轉［38]。

2.4 井口穩定性問題

在深水淺層鉆井時，一般采用噴射法鉆進并下表層導管，表層導管通常不固井。由于淺部地層欠壓實程度高，承載能力低，深水環境又會帶來復雜的風浪流荷載，荷載通過隔水管傳遞給井口，有可能造成導管的橫向偏移過大，引起井口傾斜或側翻；在表層套管固井時，水下防噴器加上固井水泥漿會造成巨大的豎向載荷，當表層導管的承載力不足時，有可能會引起井口下沉，導致嚴重的鉆井事故［39]。此外，若淺部地層中天然氣水合物分解，會進一步軟化土體，降低土體的抗剪強度，引起承載能力下降，造成井口的突發性失穩。在生產階段，當天然氣水合物大量產出后，可能會引起地層的不均勻沉降，或者邊坡穩定性下降，導致海底滑坡，對于井口穩定性也是一個巨大的挑戰。

2.5 出砂問題

天然氣水合物埋藏較淺，所處的沉積層通常未固結成巖且細粉砂含量較高，因此，在天然氣開發過程中，出砂問題則更為嚴重［40]，此外，沉積物中的天然氣水合物骨架分解后導致的力學強度下降也是造成出砂的一個原因。凍土區天然氣水合物的試采遇到了出砂的問題，日本在南海海槽的兩次天然氣水合物試采項目也曾因為出砂比較嚴重而被迫中止，說明出砂是影響天然氣水合物高效開采的最重要問題之一?？紤]到防砂篩管在生產過程中可能會影響產量，日本第1 次天然氣水合物試采采用的是礫石充填完井方式［41]，第2 次試采采用了利用形狀記憶聚合物(SMP)的膨脹封堵井壁與地層間環形空間的GeoFORM 防砂系統，結果第1 口井仍然出現了嚴重的出砂現象，試采工作被迫轉向第2 口生產井，第2 口生產井未出現出砂現象。其原因可能是第1 口井所采用的預先膨脹的GeoFORM 防砂系統未能有效地封堵井壁與地層間的環形空間；而第2 口井的防砂效果明顯改善，可能是因為采用了在井下膨脹的GeoFORM 防砂系統。

2.6 淺層氣

一般來說，靠近天然氣水合物藏上下界地層的溫壓狀態在天然氣水合物的平衡曲線附近，天然氣水合物可能會有伴生淺層氣存在。淺層氣對深水油氣井鉆井來說是一種地質災害，容易引起鉆井過程中井涌、井噴等事故［42]，地層含淺層氣還會降低淺部地層土質的剪切強度，影響水下井口的穩定性［43]。在常規深水鉆井中，如果淺層氣較集中，足以對鉆井安全造成影響，應對井位進行優化，或者鉆導孔釋放淺層氣，減輕淺層氣對鉆井的影響。日本在南海海槽鉆的一口井，根據初步預測在泥線以下290 m 處會遭遇淺層氣，最初計劃安裝隔水管和防噴器，通過增大鉆井液密度并結合防噴器來控制氣侵。之后，分析認為如果不使用隔水管，由于海流的影響，氣體運移到表面時會偏離鉆井平臺一定距離，從而對平臺安全影響較小。因此，最后使用無隔水管鉆進的方式，且鉆井過程中未因淺層氣造成安全事故［11]。如果淺層氣體量較大，鉆井過程中即使不安裝隔水管，也會影響平臺安全和鉆完井作業的順利進行。因此，有必要針對淺層氣的影響進行安全性評估，制定相應的對策。

3 技術展望

3.1 控壓鉆井技術

井筒壓力關系著天然氣水合物在井筒中的穩定性，同時關系著含天然氣水合物地層鉆井的安全。Hannegan［44-45]建議將控壓鉆井技術(MPD)應用到含海域天然氣水合物地層鉆井。后來很多學者都認為控壓鉆井是未來可能應用于含天然氣水合物地層鉆井的重要技術之一。國際鉆井承包商協會對MPD 作了如下定義：MPD 是一種經過改進的鉆井程序，可以精確地控制井筒環空壓力剖面，其目的是確定井底壓力，從而控制環空液柱壓力剖面［46]。嚴格意義上講，無隔水管作業作為一種雙梯度鉆井方式，也是控壓鉆井技術的一種形式。但是理想的控壓鉆井技術需要安裝隔水管建立鉆井液循環，以實現井筒內壓力的精細化控制，快速糾正、處理監測到的井底壓力變化，減小因天然氣水合物分解對井底壓力的影響，同時避免地層流體涌入。因此，控壓鉆井技術可有效改善以下幾個問題：(1)鉆井液密度窗口窄；(2)井壁穩定性差；(3)天然氣水合物分解引起的井底壓力變化。因此，對于含海域天然氣水合物地層而言，控壓鉆井技術有利于控制鉆井過程中的井底壓力，減輕鉆井過程中的復雜狀況。

3.2 套管鉆井技術

套管鉆井技術原理：在鉆進過程中直接利用套管代替傳統的鉆桿，向井下傳遞機械能量和水力能量，井下鉆頭接在套管柱底端，邊鉆進邊下套管［47]。該技術省去了頻繁的起下鉆作業，鉆井和下套管作業同時進行，可減小抽汲作用產生的抽汲壓力對井壁和天然氣水合物穩定性的影響。同時，套管鉆井時，鉆屑會被研磨成細顆粒，在液柱壓力下，顆粒被擠入井壁，并在井壁表面形成一定厚度的濾餅，這種現象稱為涂抹效應，鉆井作業中涂抹效應可以有效地改善鉆井液漏失和加強井壁穩定性［34]，對于含天然氣水合物地層是非常適用的。同時，一旦有緊急事故發生，可以迅速固井，將事故止于源頭。

3.3 水平井技術

水平井能大幅度提高油井的泄油面積，提高油氣產量，同時與直井相比，水平井生產壓差更小，更不易出砂。國內外學者針對水平井開采天然氣水合物進行了許多數值模擬和室內實驗，研究表明，水平井在產氣量、最終采收率等方面的表現更優［48-51]，另外，鉆長水平段水平井可以對井位進行優化設計，還能減小由于開發引起的地基沉降對井口的影響。

然而，在海域天然氣水合物地層鉆水平井將會面臨如下難題：(1)造斜難度大。海域天然氣水合物埋深淺，除去導管和表層套管的深度，僅預留很短的深度使井眼造斜。在常規深水鉆井中，造斜率一般較小，因為惡劣的環境會導致鉆井平臺的升沉運動，同時淺部的弱固結地層也會增加造斜難度。(2)完井管柱下入困難。由于淺層土質較軟，當打開儲層后，井眼易縮徑、坍塌，因此，會增大下入完井管柱時的摩阻。同時，由于存在較長的海水段，在下套管作業時，井下作業控制較難，容易導致完井管柱下入不到位，無法正常完井。日本在南海海槽完鉆的水平井，只下入了一層非常淺的套管，也沒有進行完井。

使用吸力樁井口是一種比較可行的辦法。在挪威巴倫支海域淺部地層，曾經使用吸力樁井口在水深400 m、泥線以下250 m 的地層鉆成一口水平井，水平段長度達1.4 km［52]。吸力樁井口相比常規井口，節省了噴射下導管的時間，井口更加穩定，同時在樁體內部可以預斜一定角度，對在海域天然氣水合物地層造斜十分有利。

3.4 防砂技術

要實現天然氣水合物長期穩定的商業開采，必須要攻克出砂問題帶來的困擾［53]。應考慮天然氣水合物開采過程中的相態變化和儲層力學強度的變化，研究天然氣水合物儲層的出砂機理，并采用相適應的防砂技術。由于天然氣水合物分解后儲層強度下降，井壁穩定性變差，因此，不建議采用裸眼完井的方式，可以推薦的防砂方式為：套管射孔管內礫石循環充填工藝、高速水礫石充填工藝、高密度擠壓礫石充填工藝、多粒級礫石充填防砂工藝等［53]。但針對天然氣水合物儲層的防砂方式，缺乏足夠數量的室內/現場試驗驗證，應結合數值模擬與室內實驗開展相關技術研究。

海域天然氣水合物一般埋藏較淺，膠結性差，泥質含量較高，充填型防砂工藝適用于該類儲層［54]。在設計礫石尺寸時，一方面要保證能充分釋放天然氣水合物儲層的產能，另一方面也要防止出現砂堵現象。中國神狐海域的天然氣水合物試采項目采用預充填篩管防砂方式，同時應用防排結合、以排為主的防砂舉升工藝，防砂效果顯著。雖然在試采過程中已經有成功控制出砂的例子，但是相對大規模開發來說，試采時間短，產量也未達到商業化規模。

3.5 鉆井液技術

在含天然氣水合物地層鉆井時，除了鉆井液流變性、濾失性等參數滿足要求外，還需要其具有抑制天然氣水合物分解的特性，同時又要避免天然氣水合物的二次生成。根據前面的分析，深水含天然氣水合物地層鉆井面臨的主要問題是防止由于天然氣水合物的分解而導致的井涌、井噴，以及在鉆井液上返過程中由于天然氣水合物的二次生成而造成的循環通道堵塞等安全問題。從天然氣水合物相平衡的角度來看，上述兩個方面存在一定的矛盾，但是設計鉆井液時必須均衡這兩方面的性能，這也是天然氣水合物地層鉆井液設計的難點。

在配制和使用鉆井液時，鉆井液溫度也是一個重要參數。一些學者提出，為了降低天然氣水合物的分解速度，環空中的鉆井液溫度應比地層溫度低［55]，這樣可避免天然氣水合物的大量分解。在安裝了隔水管的情況下，由于鉆頭摩擦產生熱量，同時鉆井液與管柱和地層摩擦，再加上海水對隔水管的熱傳導，鉆井液溫度有升高的趨勢。為了冷卻鉆井液，可向平臺上的鉆井液池中加入低溫固體，這種方式可用于返至地面的鉆井液溫度不高、進出口溫差不大的情況。美國在阿拉斯加北坡含天然氣水合物地層鉆探中，使用美國Drillcool 公司研發的鉆井液冷卻裝置，可使鉆井液溫度維持在-2 ℃左右。

4 結束語

全球海域天然氣水合物資源潛力巨大，研究應用先進的鉆完井技術是促進天然氣水合物安全高效開發的必要條件。目前，全球范圍內海域含天然氣水合物地層鉆完井活動仍然較少，缺乏可借鑒的鉆完井經驗和數據，如何保障天然氣水合物地層鉆完井的順利實施是迫切需要解決的關鍵技術難題。

為了有效推進我國海域天然氣水合物的開發進程，有必要在鉆完井技術方面加大研發力度，盡快建立一套適合我國海域天然氣水合物地層安全高效開發的工程技術與裝備體系，為早日實現其大規模商業性開發提供必要的理論基礎和技術支撐。

對含天然氣水合物地層開發井建井方法進行系統研究，形成適合深水淺層天然氣水合物地層開發井的安全高效建井技術，為將來開發井的順利實施提供一定的理論基礎；研究大位移水平井、多分支井等復雜結構井在海域天然氣水合物開采中的應用，研究其經濟性、可行性，為將來的大規模開發提供依據；對全生命周期的井筒完整性、井口穩定性的影響進行評估，研究不同儲層條件下天然氣水合物分解對地基沉降的影響，降低全生命周期內出現井筒完整性、井口穩定性問題的風險。