控壓鉆井技術在海上超高溫高壓井中的應用

黃熠 楊進 施山山 羅鳴 殷啟帥 徐東升

1.中國石油大學（北京）；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司

南海油氣資源豐富，其中鶯歌海盆地和瓊東南盆地高溫高壓天然氣資源量預計超過4萬億m3，資源潛力巨大。鶯瓊盆地地處區域性活動斷裂交匯處，地應力各向異性強。由于盆地中深層構造受到泥底辟活動帶的影響，地質構造和異常壓力成因非常復雜，井底溫度高達249 ℃，儲層壓力系數高達2.38，是典型的海上超高溫高壓領域［1-2］。超壓地層作業環境極為復雜，壓力窗口低于0.05 g/cm3，甚至是無作業窗口，井漏、井涌等井下復雜情況頻發。因此，急需開展海上超高溫高壓窄壓力窗口鉆井工藝研究。

控壓鉆井作為一種能夠精確控制環空壓力剖面，安全鉆進窄密度窗口地層的技術手段，已在陸地的塔里木、四川、冀東等地區和海上的渤海油田等取得了良好的應用效果，獲得市場的高度認可。但目前尚缺乏該技術在海上超高溫高壓井中的研究及應用，因此針對海上超高溫高壓井開展了控壓鉆井作業設計及應用探索。

1 鶯瓊盆地窄壓力窗口鉆井概述

國內一般將溫度超過150 ℃且地層壓力達到69 MPa的井定義為高溫高壓井［2-3］。近年來，隨著石油及相關學科領域的技術水平大幅提升，高溫高壓井越來越頻繁地出現在油氣勘探開發中，高溫高壓油氣藏已經逐漸成為油氣勘探開發的重要區域［4］。我國的高溫高壓區塊，陸地以塔里木及川西區塊為代表，而海上的高溫高壓區域以南海西部的鶯瓊盆地為代表。南海已鉆探井中有6口井溫度超過200℃，其中有2口井溫度超過240 ℃，而實測溫度超過150 ℃的井數高達49口。地層孔隙壓力系數超過2.0的井數有23口，超過1.8的有27口。預計未來海洋鉆井中井底溫度超過175 ℃的井占比至少會超過11%。

1.1 鶯瓊盆地儲層溫壓條件

海洋已成為全球油氣資源的重要接替區，而全球海上高溫高壓區塊主要有英國北海區塊、美國墨西哥灣區塊以及我國南海區塊。南中國海的鶯瓊盆地由于復雜的地質成因，導致其井底溫度與井底壓力都相對更高。鶯瓊盆地地溫梯度最高達5.51℃/100 m，絕對溫度達249 ℃，地層壓力系數高達2.38。

1.2 鶯瓊盆地鉆井作業難點

鶯瓊盆地的鉆井作業是世界公認的鉆井難題，平均鉆井周期達147.85 d，最長鉆井周期長達283.75 d。該盆地井底高溫與高壓條件對鉆井技術、鉆具及設備的耐溫承壓能力、作業人員的素質能力都有極為苛刻的要求。鶯瓊盆地鉆井難點：（1）壓力過渡帶短、起壓快，過高的鉆井液密度用于平衡地層壓力導致地層塑性增強、機械鉆速低；（2）壓力窗口窄甚至是沒有安全作業窗口，導致作業過程中易出現井涌井漏問題（如表1）；（3）地層壓力預測準確度低，誤差高達20%（如圖1）；（4）南油海域臺風頻繁，安全作業時間窗口極短，且離后勤保障基地距離遠，在惡劣天氣條件下很難對海上作業提供支持，惡劣的作業環境對鉆井安全帶來極大的威脅。由于鶯瓊盆地地層壓力系數極高，部分已鉆探井目的層孔隙壓力與破裂壓力之間的窗口低于0.05 g/cm3，甚至會出現目的層位無窗口的情況，導致常規鉆完井技術下出現涌漏同存、井眼廢棄，最終造成大量的財力與物力損失。表1所示為鶯瓊盆地樂東區塊3口高溫高壓探井的地層壓力及安全鉆進窗口情況。

針對以上鉆井難題，南海西部公司率先在南海高溫高壓東方區塊成功應用了控壓鉆井技術，實現了井底當量循環壓力的精確控制，實現微過平衡或微欠平衡鉆進，極大提高機械鉆速［5-8］。同時，對于涌漏同存的復雜裂縫性地層，采用控壓鉆井技術有效控制了井底壓力，解決了提密度漏失、降密度溢流的海上高溫高壓鉆井難題［9-11］。

2 海上超高溫高壓控壓鉆井作業設計

考慮到海上高溫高壓井壓力系數高、井底溫度高等特點，在進行海上高溫高壓井甚至是超高溫高壓井的控壓鉆井作業之前，需要針對控壓鉆井作業流程進行詳細設計，以保證控壓鉆井能夠在海上高溫高壓井中順利應用，并快速解決涌漏同存，以及常規鉆井作業中關井、求壓、加重或堵漏過程中鉆具靜止帶來的黏卡風險等復雜的鉆完井難題［12］。為實現井底壓力精細控制來解決窄密度窗口鉆完井問題，并及時發現與靈活處理溢流、井漏等井下復雜情況，實現“壓而不死、活而不涌”的高溫高壓鉆井作業，需要對井底ECD進行鉆前預測與隨鉆測量并進行施工參數優化［13-14］。同時，為防止控壓設備失效、井下復雜等原因導致無法進行控壓，需提前做好井控預案以應對突發井控狀況［15］。

表1 鶯瓊盆地某區塊3口井的地層壓力及安全窗口數據Table 1 Formation pressure and safety window data of 3 wells in one block of the Yingqiong Basin

圖1 PWD實測與鉆前預測壓力剖面Fig.1 PWD measurement and pre-drilling pressure predicting profile

2.1 海上極端高溫高壓探井的ECD精確計算

在海上極端高溫高壓條件下，探井的ECD主要受井筒溫度、鉆井液ESD、鉆井液流變性、巖屑濃度4方面影響［16-18］。為精確計算極端高溫高壓條件下探井的ECD，分別針對以上4個方面的計算模型進行分析研究，并基于4個模型建立ECD精確計算的模型。

2.1.1 井筒溫度場模型 鉆井液在井筒內的循環通道主要是鉆柱與環空，首先鉆井液從水龍頭進入鉆柱中，再通過鉆頭噴出進入井底鉆柱與地層之間的環空，之后鉆井液會攜帶井底的巖屑沿鉆柱與地層之間的環空上返至鉆臺。在整個井筒循環過程中，鉆井液可近似為具有一定邊界條件的熱交換器，鉆井液在井筒內循環時在不同的區域均會發生一系列熱對流與熱傳導，導致井筒內的鉆井液溫度沿井眼軌跡方向不斷變化。

一方面，地層與環空中的鉆井液進行熱量交換；另一方面，環空中的鉆井液與鉆柱內部的鉆井液進行熱量交換。如圖2所示可將整個鉆井液循環通道分為鉆柱內部流道、鉆柱外壁面、井眼環空區域、井眼底部區域、井周地層區域等5大區域［19］。

圖2 鉆井液在井筒循環過程中的傳熱Fig.2 Heat transfer of drilling fluid in the circulating process in the wellbore

基于熱力學第一定律，能量守恒方程為

在圓柱坐標系下，能量守恒方程轉換為

式中，ρ為鉆井液密度，g/cm3；C為比熱，J/（kg·℃）；v為速度矢量，m/s；λ為熱傳導率，W/（m·℃）；T為溫度，℃；Δ為附加熱源，J；t為時間，s；vr為柱坐標系中沿r方向的速度矢量分量，m/s；vz為縱坐標系中沿z方向的速度矢量分量，m/s。

2.1.2 鉆井液當量靜態密度模型 考慮高溫比高壓對鉆井液ESD的影響更大，建立ESD計算模型時主要考慮鉆井液壓力增加的彈性壓縮效應與溫度增加的熱膨脹效應影響。井底溫度引起的熱膨脹效應與壓力場引起的彈性壓縮效應，對井筒內的鉆井液密度有直接的影響，式（3）為考慮井底溫度與壓力條件下的鉆井液密度計算模型。

當井內壓力增加時，井筒內的鉆井液體積受到壓縮，在鉆井液總質量不變化的情況下其密度升高，稱之為彈性壓縮效應。當井內溫度增加時，井筒內的鉆井液體積因受熱膨脹而增大，導致鉆井液密度下降，稱之為熱膨脹效應。式（4）與式（5）為考慮了鉆井液中水、固體顆粒、外加劑多種成分在高溫高壓條件下的密度變化復合計算模型［20-21］

其中

式中，ρm為鉆井液初始密度，g/cm3；ρs為環空流體中固體顆粒初始密度，g/cm3；ρx為環空流體中固體顆粒外加劑初始密度，g/cm3；ρw為環空流體中水的初始密度，g/cm3；ρw2為考慮溫度與壓力影響的環空流體中水的密度，g/cm3；ρs2為考慮溫度與壓力影響的環空流體中固體顆粒的密度，g/cm3；ρx2為考慮溫度與壓力影響的環空流體中外加劑的密度，g/cm3；Sw為水在環空流體中的飽和度；Ss為固體顆粒在環空流體中的飽和度；Sx為外加劑在環空流體中的飽和度；T為溫度，℃；p為壓力，MPa。

2.1.3 鉆井液流變性預測模型 由于鉆井液的流變曲線不經過原點且近似為一條曲線，考慮鉆井液在高溫高壓條件下的液態滿足赫巴流體的流動特性，以赫巴流體模型為基礎來描述鉆井液在此種條件下的流動，通過考慮高溫高壓條件對鉆井液流體的動切力、稠度系數及流性指數的影響來建立鉆井液在極端高溫高壓條件下的流變性預測模型［19］。

鉆井液的表觀黏度赫巴模式計算模型為［21］

分別從溫度與壓力2個條件對鉆井液赫巴流型的表觀黏度影響進行分析，從而建立溫度、壓力條件對鉆井液動切力、稠度系數、流性指數影響關系的數學模型

式中，μa為表觀黏度，mPa·s；τ0為屈服值，Pa；K為稠度系數，mPa·sn；γ為剪切速率，s-1；n為流性指數；τ01為受溫壓影響后的屈服值，Pa；γ1為受溫壓影響后的剪切速率，s-1；n1為受溫壓影響后的流性指數。

2.1.4 巖屑濃度對井底壓力的影響 在正常控壓鉆井鉆進過程中，井眼環空內的流體實際為固液兩相流。環空流體中巖屑的存在，產生了附加的井底壓力，附加的井底壓力大小與巖屑的濃度密切相關，正常鉆進時的井底壓力主要由鉆井液靜液柱壓力、巖屑產生的附加井底壓力、環空壓耗3部分組成［19］

基于固液兩相流理論，根據環空內巖屑濃度與鉆井液環空返速的關系，可得環空內巖屑濃度計算公式［21］

將式（14）表示為當量密度的形式

式中，pbh為井底壓力，MPa；ρm為鉆井液密度，kg/m3；g為重力加速度，N/kg；H為井底所在垂直深度，m；ρc為巖屑密度，kg/m3；Ca為巖屑濃度；Δpf為環空壓耗，MPa；R為機械鉆速，m/s；D1為井眼直徑，m；D2為鉆桿直徑，m；D3為鉆頭直徑，m；v1為鉆井液環空返速，m/s；v2為巖屑平均下滑速度，m/s。

2.2 施工參數優化

由于控壓鉆井技術是通過在井口加裝旋轉防噴器來密封井口，使其在鉆進中能夠保持一定的井口回壓，通過節流閥開度的調節可實現井底有效壓力的精確控制。因此，施工參數優化主要考慮鉆井液密度與井口回壓值兩個方面。首先依據全井的地層壓力與破裂壓力預測及隨鉆監測結果，確定各層位深度的安全鉆井液密度窗口大小，在保證地層不涌不漏的原則下，進行不同井深及不同鉆井液排量的操作窗口模擬，從而確定出各個層位深度處合理的鉆井液密度值［22-24］，如圖3所示。

再依據井口壓力不超過井口設備及管線額定工作壓力等安全工作原則，在預測井筒循環壓耗基礎上，基于井底壓力高于地層壓力0～1 MPa的理論經驗，確定開泵及關泵2種工況下的井口回壓值大小，原則上要求鉆進時井口回壓控制在0～3 MPa，接單根時井口回壓控制在2～5 MPa，余量30%，井口回壓最高5 MPa。理論及現場實踐表明，控壓鉆井以“微過平衡、微漏失狀態”為設計原則。通過采用略低于常規鉆井液密度的鉆井液進行近平衡鉆井，當停泵接單根時，通過地面加回壓使得井底壓力保持平衡或微過平衡狀態。基于以下4項基本設計原則，進行控壓鉆井技術施工參數的設計。

圖3 ?212.7 mm井段安全鉆井液窗口分析Fig.3 Analysis on the safety window of drilling fluid in the ?212.7 mm hole section

（1）井底壓力必需滿足裸眼段安全鉆井液密度窗口（如式（16）所示），以平衡地層孔隙壓力及地層坍塌壓力，防止出現類似溢流、井漏、坍塌等井下復雜情況

式中，pp為地層孔隙壓力，MPa；pc為地層坍塌壓力，MPa；pf為地層破裂壓力，MPa；pl為地層漏失壓力，MPa。

（2）最大井口控制回壓必須嚴格控制在旋轉防噴器（RCD）等其他設備的額定工作壓力內，當井口回壓超過選裝防噴器或節流管匯的額定工作壓力時，必須采用常規井控技術來控制井筒壓力，以防止井涌等復雜事故的發生。

（3）井筒環空壓力必須小于80%的套管抗內壓強度，以保證在整個鉆完井作業過程中井筒的安全。

（4）施工參數的設計必須滿足環空流型控制原則，在理想情況下近井口井筒環空氣液兩相流的流型為泡狀流狀態，或者出現少量的段塞流。

2.3 應急井控設計

控壓鉆井在正常鉆進過程中遇到以下3大類情況時，需要進行井控處理。

（1）井下復雜情況。當鉆進過程中發生井漏導致鉆井液大量漏失，井筒內液柱壓力急劇減小時需要進行控壓處理，降低井底有效液柱壓力，減緩甚至是防止漏失；當鉆進過程中出現溢流，井筒內鉆井液流體中進入大量氣體時，井內液柱壓力無法平衡地層壓力，需要進行井控處理平衡地層流體，抑制溢流的繼續發生。

（2）控壓裝備失效。當控壓鉆井設備發生損壞失效，如控壓鉆井設備的旋轉防噴器密封失效導致井內循環無法建立時，要執行應急措施進行井控處理。

（3）控壓鉆井技術終止使用。在以下幾種情況中需要終止控壓鉆井技術的使用：①當鉆遇大裂縫時，井內井漏嚴重，無法找到微漏鉆進平衡點，導致控壓鉆井不能正常進行；②控壓鉆井設備不能滿足控壓鉆井要求；③實施控壓鉆井作業中，如果井下頻繁出現溢、漏復雜情況，無法實施正常控壓鉆井作業；④井眼、井壁條件不滿足控壓鉆井正常施工要求時。

3 控壓鉆井在海上超高溫高壓井的成功實踐

為了評價控壓鉆井在海上高溫高壓井中的適用性，以及解決南海西部油氣田高溫高壓區塊窄壓力窗口地層作業難的問題，南海西部公司率先在南海東方區塊X1井成功應用了控壓鉆井技術，通過控壓鉆井技術實現了井底當量循環壓力的精確控制，控制流程見圖4。

圖4 控壓鉆井井控流程Fig.4 Flow chart of MPD well control

3.1 控壓鉆井設備安裝

海上高溫高壓區塊首次控壓鉆井技術應用，選用的作業平臺是我國最新一代的HYSY94系列自升式鉆井平臺。由于海上鉆井作業空間極度受限，因此需要對控壓鉆井設備進行選型，并在有限的空間內對鉆井平臺進行改造以保證控壓設備能夠順利安裝。平臺改造內容包括甲板開孔、泥漿泵房泵沖計數器改造、電力改造、立管改造、錄井及固井等多項改造。控壓鉆井設備主要在五開目的層鉆進期間進行控壓鉆進應用，因此在五開作業前進行控壓鉆井設備在線安裝，并模擬控壓作業流程對各設備進行承壓能力測試，確保各設備滿足控壓作業要求，如表2所示為離線及在線安裝過程承壓測試標準流程。

表2 控壓鉆井設備離線與在線安裝測試流程與標準Table 2 Flow chart and standard of off-line and on-line installation and testing of MPD equipment

3.2 控壓鉆井設備應用

在X1井控壓鉆井技術應用過程中，通過對井口回壓進行調節，實現了井底壓力的精準控制，同時避免了溢流、卡鉆、井漏的風險。

通過調節節流閥開度施加回壓，動態提高井底當量密度進行承壓試驗，壓力波動控制在6.89 kPa內，實現了精準控制井底壓力；多次憋壓起鉆，避免因起鉆抽吸而誘發井涌、溢流，節省了開泵起鉆時間，減小了接立柱期間的卡鉆風險；井口控制回壓827 kPa，提高井底當量0.02 g/cm3，抵消起鉆抽吸引起的影響，為安全電測帶來作業窗口。

3.3 現場應用效果

X1井鉆進期間，通過控壓鉆井裝置監測井漏和溢流，循環過程中通過控壓鉆井技術能夠盡早反映返出鉆井液密度和是否含氣體，以便能夠很快對鉆井液進行處理，同時鉆井液不經過平臺返出口，出現井涌時減小了噴出轉盤面的風險。在目的層?212.7 mm井段鉆進過程中，通過控制井口回壓的方式進行鉆完井作業，提高了作業時效，本井段作業設計13 d，實際10.63 d。

X1井目的層預測壓力系數2.1～2.2 g/cm3，以2.08 g/cm3的鉆井液密度鉆進時最大氣測值4.2%，通過控壓鉆井裝置監測鉆開砂體后無溢流現象。鉆進期間最大單根氣23.8%，循環提高鉆井液密度至2.16 g/cm3，靜止觀察1 h，計量罐累計增加0.66 m3，繼續提高鉆井液密度至2.24 g/cm3后短起，下鉆到底循環最大后效氣2.6%，靜止觀察1.25 h，計量罐累計增加0.05 m3，提高鉆井液密度至2.26 g/cm3后通過控壓鉆井裝置控制井筒回壓起鉆。

4 結論

（1）控壓鉆井技術的作業設計需要結合鶯瓊盆地的技術難點，在考慮高溫高壓的條件下進行ECD精確預測、施工參數設計以及應急井控設計。

（2）控壓鉆井技術可為鉆完井作業節約時間和作業成本，提高機械鉆速，縮短鉆井周期，通過憋壓起鉆及控制井口回壓的方式保證井下作業的安全。