南海超高溫高壓氣田開發鉆完井技術可行性評估與關鍵技術研究*

謝仁軍 吳 怡 袁俊亮 張興全 武治強 何 松 邱 浩

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

中國南海鶯瓊盆地屬于新生代大型走滑盆地，位于印澳-歐亞-太平洋三大板塊交界處[1-2]，發育區范圍近20 000 km2，油氣資源豐富。自1984年，CHEVRON、ARCO、BP等石油公司在20年的時間內先后實施了15口高溫高壓井的勘探作業，受限于當時的設備和技術條件，大多數探井未實現地質目標[3-5]。20世紀90年代開始，中國海油依托國家“863”計劃等重點科研項目，圍繞高溫高壓勘探開發(地層溫度>150 ℃，地層壓力系數超過1.8)，突破四大關鍵技術瓶頸，創新研發多源多機制壓力精確預測及控制、多級屏障井筒安全保障、多因素多節點測試、高溫高壓優質高效作業等技術并實現工業化應用[6]。

隨著中淺層勘探程度不斷提高，以及國家“四深”戰略在深海、深地領域的推動部署，超高溫高壓領域已成為未來南海鶯瓊盆地勘探的重點。進入超高溫高壓領域(地層溫度>177 ℃，地層壓力系數超過2.1)，海洋鉆完井技術面臨更加苛刻的地質環境和世界級的工程難題[7]。本文以南海鶯瓊盆地L氣田為例，從地質及工程挑戰入手，闡述了壓力窗口預測、薄弱層預判、關鍵套管下深、控壓鉆井適用性、主動提高承壓能力、防腐與高密度無固相完井液協同、完井工具等技術對策研究，以期為未來深層/超深層油氣勘探開發提供超高溫高壓鉆完井技術參考。

1 超高溫高壓氣層鉆完井技術挑戰

鶯瓊盆地L氣田所在海域平均水深90 m，儲層埋深3 900～4 300 m，地層自上而下分別為樂東組、鶯歌海組、黃流組、梅山組。其中黃流組一段為“高溫+高壓+窄壓力窗口”狀態，地層溫度達到180 ℃，壓力系數達到1.8；黃流組二段為“超高溫+超高壓+極窄壓力窗口”狀態，溫度最高達到214 ℃，壓力系數最高達到2.31，原始安全密度窗口0.1 g/cm3左右。部分儲層CO2含量最高達71%，部分層位含H2S等劇毒性氣體。鉆完井技術挑戰具體表現如下[8-11]：

1)壓力窗口極窄。該因素是制約超高溫高壓鉆完井的關鍵問題，主要發生在目的層段，該層段孔隙壓力陡然抬升，但破裂壓力基本持平，因此安全密度窗口在數十米的深度范圍內從0.4 g/cm3突然收窄至0.1 g/cm3。探井作業過程中“上漏下涌”，開發井受井斜增大的影響，風險變化規律更加復雜。

2)地質卡層誤差大。受地震資料精度及傳統技術條件限制，部分探井由于薄弱層識別及卡層不準，關鍵的φ244.5mm套管下入深度不合適，造成復雜事故而未完全實現地質目的，能否精準卡層直接關系到開發井鉆井的成敗。

3)鉆井液性能要求高。性能控制方面，井底鉆井液承受93 MPa壓力和200 ℃溫度，壓縮與熱脹效應疊加，井底鉆井液與地面狀態差異較大。儲層保護方面，含固相鉆井液受高溫影響發生膨潤土膠凝，易形成厚濾餅；以甲酸銫為代表的無固相高密度鉆完井液價格昂貴且需提前鎖定資源。

4)固井質量難以保障。固井工藝方面，與直井相比，開發井套管居中更難，水泥環厚度難以保證。水泥漿性能方面，由于高密度鉆井液與固井沖洗液、隔離液、水泥漿的流變性/密度更加相似，濾餅清除效果不佳，頂替效率面臨較大壓力。此外，窄窗口井段容易造成水泥漿漏失。

5)完井工具溫壓等級要求苛刻。目前國際上鉆井服務商能提供耐溫204 ℃、耐壓103 MPa的完井工具，包括井下安全閥、生產封隔器及懸掛封隔器等，但超高溫高壓目的層已接近完井工具性能極限，甚至突破極限。因此完井密封件、電子元器件的壽命和穩定性問題仍然突出。

6)開發井鉆完井成本極高。由于儲層溫度壓力所限，防腐選材等級高；窄窗口井段需動員控壓鉆井設備；耐高溫定向和隨鉆工具較常規工具價格上浮40%以上；另外，長期生產封隔液體系需采用高密度無固相工作液，可能須采用甲酸銫體系。綜合各方面，超高溫高壓開發井鉆完井成本可達到常規高溫高壓開發井的1.5～2.0倍。

2 鉆完井技術可行性評估思路

基于超高溫高壓探井作業實況、業界技術水平、現有工具裝備能力等，從鉆井可行性和完井與采氣可行性兩方面開展了鉆完井可行性評估。

在鉆井可行性方面：

1)鉆井極限能力。基于超高溫高壓井壁穩定分析模型，計算安全壓力窗口隨井斜角的變化規律，評估在控壓鉆井條件下，開發井的水平位移極限，為確定平臺控制半徑和井型提供依據。

2)井身結構可行性。在水平位移極限內，預測開發井安全壓力窗口，并基于高精度地震剖面拓頻處理等手段預判薄弱層。在此基礎上設計優化井身結構，細化φ244.5 mm套管下深對目的層壓力窗口的影響，確定最佳井身結構。

3)控壓鉆井可行性。根據井身結構與壓力窗口優化結果，細化控壓鉆井方案，明確鉆井液密度范圍，評估井口回壓和控壓區間是否在設備能力范圍內，并對擬采用的鉆完井機具進行控壓鉆井改造的可行性論證，確定改造方案。

4)鉆井液性能評估。通過高溫高密度鉆井液性能評價實驗，評估目標鉆井液能否滿足開發井需求。在原始壓力窗口鉆井可行的基礎上，通過室內承壓能力實驗，評估提高地層承壓能力的幅度，為實際作業增加安全保障。

5)固井可行性。通過室內實驗，評估固井水泥漿體系的抗高溫性、防氣竄性、抗腐蝕性、防漏堵漏能力；通過論證控壓固井可行性解決超高溫極窄壓力窗口尾管固井工藝問題；針對氣水層封隔難題，評估管外封隔器(ECP)固井適用性，并考慮個性化定制耐高溫管外封隔器。

在完井與采氣可行性方面：

1)完井工具能力。調研全球現有完井工具的耐溫耐壓等級，評估工具稀缺程度和可獲得性，確定開發方案后提前鎖定關鍵資源。

2)防腐管材與高溫高密度無固相完井液協同考慮。基于地層溫壓條件和射孔工藝，將完井液與防腐管材進行一體化考慮，通過室內防腐實驗與完井液評估試驗，在保障安全的前提下，優選最具經濟性的完井液與防腐管材策略。

3 關鍵技術分析

3.1 開發井安全壓力窗口預測

L氣田地層孔隙壓力的縱橫向分布規律極為復雜，在同一套地層中，水平方向距離100余米的2口探井孔隙壓力表現存在較大差異；在垂直方向上，儲層附近數十米范圍內的壓力系數由1.85左右迅速上升至2.30。因此，開發井安全壓力窗口的準確預測至關重要[12]，在密度窗口寬度僅0.1 g/cm3的目的層鉆井，預測誤差不允許超過0.02 g/cm3，精度需達99%。

孔隙壓力縱向分布規律研究過程中，利用多源多機制異常壓力預測方法(式(1))，考慮了深部地層生烴作用、板塊構造運動擠壓、流體充注等他源因素的影響，建立孔隙壓力剖面，如圖1所示。

圖1 超高溫高壓開發井安全壓力窗口

pp=pI+σf-σa

(1)

式(1)中：pp為孔隙壓力，MPa；pl為自源成因壓力，MPa；σf為卸載起點有效應力，MPa；σa為卸載終點有效應力，MPa。

由圖1可以看出，超高溫高壓地層孔隙壓力呈階梯狀上升，尤其在目的層附近數十米范圍內壓力增加幅度達到0.45 g/cm3，最終達到2.28～2.30 g/cm3。破裂壓力方面，隨垂深增加破裂壓力提升緩慢，目的層附近不再顯著增加，最終趨近于2.38～2.40 g/cm3。

橫向分布規律研究基于Petreol軟件圈定目標氣組，輸入古河道及斷層等邊界條件，采用Sequential Gaussian方法對孔隙壓力進行插值分析，結果如圖2所示，紅色區域表示壓力系數更高，黃色區域表示壓力系數更低。模擬結果與實鉆規律相同，L氣田孔隙壓力的橫向非均質顯著，西北水道的壓力系數略低于東北水道，整個構造范圍內壓力不低于2.25 g/cm3。為降低井控風險，無論靶點位置如何，在開發井設計中都以本井區內出現的最高壓力系數作為設計基礎。

圖2 超高溫高壓氣田地層壓力橫向分布規律

3.2 薄弱層預判與隨鉆前視

薄弱層預判方面：對漏失層巖性特征進行分析，發現漏失點集中分布在性質不純的砂巖層，隨著雜質含量增加漏失程度也逐漸加劇。地球物理響應上，地層波阻抗居于9 050～12 300 g/(cm2·s)，存在漏失風險，過高和過低都不易漏失。捕捉到易漏層地質特點后，對原始地震資料進行拓頻處理，提高地震資料的分辨率，再進行波阻抗反演后，導入開發井軌跡進行過路薄弱層鉆前預測，調整軌跡規避高漏失風險層。

隨鉆前視方面：以GLASS為代表的前視工具基于隨鉆方位電阻率測井儀，將電磁信號從發送器發送到地層，再由接收器接收，探測未鉆地層電阻率判斷異常壓力、斷層、油水界面。其探測方向與井眼鉆進方向一致，是鉆井風險提示的關鍵工具[13]。該工具應用于L氣田兩口超高溫高壓探井作業中，成功探測到鉆頭前方2 m和15 m處的電阻率異常體，識別出巖性和流體的異常。

3.3 關鍵套管下深及井身結構優化

探井實踐表明，超高溫高壓井關鍵技術套管(通常為φ244.5 mm套管)的下深至關重要，若下深過淺，則套管鞋處地層承壓能力不足，φ212.7 mm井段上部難以承受高液柱壓力；若下深過深，則可能提前進入高壓目的層，使上層φ311.2 mm井段套管鞋處承壓能力不足，發生“下涌上漏”問題。因此φ244.5 mm套管能否為超高壓層鉆進提供足夠的壓力窗口是作業成功的關鍵[14-16]。基于前述壓力窗口預測結果，進行φ311.2 mm井段和φ212.7 mm井段窗口寬度隨φ244.5 mm套管的下入深度的敏感性分析，結果如圖3所示。

由圖3可以看出，隨著φ244.5 mm套管下入深度從3 000 m增加至4 000 m，φ311.2 mm井段的窗口寬度分2個階段由1.0 g/cm3遞減至0.4 g/cm3，再由0.4 g/cm3迅速降至0 g/cm3。φ212.7 mm井段的窗口寬度由0 g/cm3遞增至0.08 g/cm3，后不再顯著增加。因此推薦該開發井的φ244.5 mm套管下深在3 880 m附近，目的是在保證φ311.2 mm井段作業安全的前提下，盡量增加φ212.7 mm井段窗口寬度。綜合以上分析，推薦超高溫高壓開發井的井身結構如圖4所示。

圖3 φ244.5 mm套管下深對窗口影響敏感性分析

圖4 超高溫高壓開發井井身結構設計

3.4 控壓鉆井技術適用性改造

受限于超高溫高壓的狹窄安全窗口，以地層壓力系數2.30，原始破裂壓力系數2.37的開發井為例，在常規鉆井方式中，若采用2.30 g/cm3的鉆井液密度，受熱脹效應的影響，停泵工況下井底鉆井液當量密度將低于2.30 g/cm3，不足以平衡孔隙壓力；循環工況下井底鉆井液當量密度則可能超過2.38 g/cm3，引起井漏。不同工況下的井底壓力波動幅度過大，這也是探井實施過程中氣侵與漏失復雜情況交替發生的內在原因。

為降低壓力波動幅度，推薦使用控壓鉆井技術進行超高溫高壓開發井窄窗口地層作業，通過地面節流管匯或回壓泵施加井口回壓，能在鉆進—循環—停泵全過程控制井筒壓力[17]：①有效控制井底壓力在窄范圍內波動，控壓區間為0.24 MPa；②在不調整鉆井液密度的情況下，快速應對井下情況變化，及時調整過/近/欠平衡狀態；③采用低密度鉆井液提高儲層保護效果；④降低壓差卡鉆風險；⑤鉆遇高研磨性難鉆地層可提高機械鉆速。

應用控壓鉆井需對鉆井機具進行改造，控壓鉆井設備流程如圖5所示，以某自升式鉆井平臺為目標，從6個方面評估設備改造的可行性：①控壓系統節流管匯出口至井口鉆井液返回管線；②控壓節流管匯出口經鉆機節流管匯至液氣分離器；③鉆井泵經1#立管管匯至RCD(旋轉控制頭)以及控壓節流管匯補回壓，正常循環立管處增加立壓表；④計量泵至RCD補漿口；⑤RCD泄放至井口鉆井液返回管線；⑥根據RCD尺寸改造伸縮筒。總體而言，對于自升式鉆井平臺進行控壓鉆井適用性改造可行。

圖5 控壓鉆井設備流程圖

3.5 主動提高地層承壓能力

由于原始安全窗口狹窄，需主動提高地層承壓能力。該技術首先要對天然裂縫寬度進行定量預測，根據裂縫寬度優選匹配的堵漏材料[18-19]。綜合利用力學性質正算法和漏失參數反算法計算天然裂縫寬度，結合井壁成像圖件，得到L氣田裂縫寬度剖面如圖6所示，可見L氣田地層天然裂縫主要分布在450～830 μm之間。

圖6 L氣田地層裂縫寬度分布

得到裂縫寬度后，通過室內鉆井液性能評價實驗分別評價Envirotherm水基鉆井液、HPO-Drill油基鉆井液的常規性能以及260 ℃環境下加入堵漏配方6%SD-SCC(單向封堵劑，20～160目)+2%SD-RGC(特制碳酸鈣，40～160目)+0.1%SDHTF-1(果殼)后的提高承壓能力。結果表明：HPO-Drill油基鉆井液常規性能優于Envirotherm水基鉆井液，加入堵漏配方后，HPO-Drill油基鉆井液對500 μm裂縫的靜態承壓能力提高幅度5.5 MPa以上，滲透率20 mD的砂床高溫高壓濾失量由15 mL降低至4 mL(圖7)，靜態提高承壓能力較佳。

圖7 砂床封堵實驗與裂縫堵漏效果

3.6 管材防腐與高密度無固相完井液協同

根據L氣田開發層位的CO2和H2S含量與分壓值，基于防腐圖版及室內評價試驗，在使用復合鹽完井液的條件下，推薦使用的油套管材質為25Cr或028鎳基合金；若使用單價更昂貴的甲酸銫完井液體系，則可選擇S13Cr與鎳基合金的組合防腐策略即可滿足防腐要求。

綜合考慮2種方案優缺點及經濟性，“鎳基合金+復合鹽完井液” 策略優于S13Cr與鎳基合金組合防腐+甲酸銫完井液”，但復合鹽高密度完井液體系長期穩定性存在不確定性，暫可考慮甲酸銫與組合防腐策略。

3.7 超高溫高壓完井工具

為穩步開發超高溫高壓氣田，現階段設計開發井的儲層溫度不超過204 ℃、壓力不超過93 MPa。因此，井下安全閥、生產封隔器及懸掛封隔器等完井工具須按耐溫204 ℃、耐壓93 MPa條件考慮。調研BHGE、Schlumberger和Halliburton等3家專業服務公司的超高溫高壓完井工具，得到滿足L氣田耐溫耐壓等級要求的工具見表1。

表1 超高溫高壓完井服務工具表

目前全球業界整體水平下，最高耐溫等級的完井工具可滿足L氣田完井工程要求，但在工具壽命和穩定性方面尚未經過實踐檢驗，未來仍需針對耐溫、耐壓和穩定性方面進行研發和提升。

4 工程應用實例

鑒于開發難度大，鉆完井技術風險高，對于L氣田開發采取“整體部署、分步實施、試驗先行”的策略。將前述技術可行性評估思路和主要應對措施應用于L氣田開發方案編制中，結果如下：

1)鉆井極限水平位移：控制開發井的水平位移不超過3.0 km，目的層內最大井斜不超過44°，在先期試驗井安全作業的基礎上，后期逐步拓展覆蓋范圍，建設潛力產能。

2)井身結構方面：開發井推薦四開井身結構，φ508 mm套管下深在垂深1 300 m附近，φ339.8 mm套管下深在垂深3 000 m附近，φ244.5 mm套管下深在垂深3 880 m附近，φ177.8 mm尾管(回接)封固目的層井段。

3)鉆井與固井方式：推薦采用井底恒壓式精細控壓鉆井與固井方式，并對擬選用的自升式鉆井平臺進行控壓鉆井與固井適用性改造。

4)鉆完井液與防腐管材：鉆井液推薦油基鉆井液體系，防腐管材與完井液推薦“組合防腐+甲酸銫完井液”策略降低綜合成本。

5)完井方式方面：推薦套管射孔完井方式和負壓射孔生產聯作，為后期控水采氣工藝提供便利條件，最大化儲層保護效果，釋放單井產能。

6)采氣工藝方面：根據API 6A標準，推薦滿足井口溫壓條件的采氣樹，溫度等級X級、壓力等級103 MPa、材料防腐等級HH級。

7)數字化/智能化：總體工程方案推薦海上無人智能平臺，并設計采氣樹遠程控制方案，為后續接替開發提供橋接作用。

5 未來展望與建議

由于海上超高溫高壓油氣勘探開發程度低，為保障國家能源安全，搶占技術高地，在超高溫高壓鉆完井領域，建議在以下方面加強技術攻關：

1)工程地質一體化方面，在井震數據融合實現工程地質一體化目標方面加強技術攻關，在鉆前和隨鉆階段均需對地層壓力剖面進行精準預監測，對可能鉆遇的薄弱層、斷層、超壓層的深度信息進行精細識別。

2)定向、隨鉆及完井工具涉及的傳感器、電子元器件、井下電源等都已接近耐溫極限，而航空航天工業在耐溫耐壓能力方面有較深的研發基礎，可參考借助航空航天產業的研發力量與經驗，提高井下工具的耐溫耐壓性能。

3)低成本高密度完井液技術，目前的甲酸銫完井液費用占總成本的比例過高，低成本高密度無固相完井液體系研發迫在眉睫，未來需在油田化學的基礎性研究和實驗方面加大投入。

4)控壓鉆井快速響應方面，目前的控壓鉆井在控制壓力波動幅度方面已取得一定成果，但地層壓力復雜多變，及時迅速的測量-反饋-調控井底壓力是未來重點突破方向。

5)超高溫極窄壓力窗口固井方面，需針對高井斜、窄間隙尾管控壓固井工藝開展技術研究與實踐，同時針對高含腐蝕性流體環境進一步加強耐超高溫防腐自修復水泥漿體系研發，重視因固井質量不佳造成的井筒完整性問題。

6 結論

1)針對超高溫高壓地層特點及工程挑戰，提出了開發井安全壓力窗口預測、薄弱層預判與隨鉆前視技術、關鍵套管下深及井身結構優化、控壓鉆井技術適用性、主動提高地層承壓能力、管材防腐與高密度無固相完井液協同、超高溫高壓完井工具等7項針對性技術對策，形成了海上首個超高溫高壓氣田L開發鉆完井技術方案。

2)隨著勘探領域向深水、深層邁進，未來超高溫高壓環境可能成為深層油氣勘探開發面臨的常態，溫度200 ℃以上，壓力系數2.30以上，安全窗口狹窄等地質條件無法規避，應進一步重點聚焦井震融合工程地質一體化、新制劑/新材料、完井密封件、電子元器件等技術瓶頸，借助學科交叉融合，注重原始創新，加強基礎性研究，形成整體技術突破，實現超高溫高壓油氣自主安全高效開發。