深水高溫高壓氣田窄壓力窗口地層鉆井安全概率區間

李 中 謝仁軍 袁俊亮

中海油研究總院有限責任公司

0 引言

南海西部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]。該盆地油氣資源豐富，儲層發育區面積近2×104km2，并且70%的資源量都蘊含于深水區，部分儲層具有高溫高壓特點，如古近系黃流組二段儲層，該儲層段埋深在4 000 m左右，地層溫度超過200 ℃，地層壓力系數超過2.25。1984年，阿科石油公司（ARCO）在黃流組二段鉆探了第1口高溫高壓井，在之后的20余年里，CHEVRON、BP、SHELL等多家國際石油公司先后鉆探了15口高溫高壓井，由于受到當時設備和技術條件的限制，大多數探井未成功鉆達地質目標[3-5]。從20世紀90年代開始，中國海洋石油集團有限公司（以下簡稱中國海油）依托國家科技重大專項、總公司重大科技專項等科研項目，形成了具有自主知識產權的海上高溫高壓鉆完井關鍵技術。截至2020年7月，中國海油在鶯瓊盆地已累計完成深水高溫高壓井鉆井作業十余口[6-7]，使國內首個深水高溫高壓氣田——陵水25-1氣田得以發現。隨著油氣勘探開發向“雙深”（深水、深層）領域挺進，鉆井作業將面臨更大的挑戰。

針對深水高溫高壓氣井安全鉆井壓力窗口窄的問題，為了提升鉆井安全性，以鶯瓊盆地某高溫高壓氣田黃流組實測地層孔隙壓力和破裂壓力為樣本，分析數據分布特征，然后基于Mode-C模型建立地層孔隙壓力、破裂壓力當量密度的概率密度函數，進而確定不同方位、井斜角的定向井在窄窗口地層的鉆井安全概率，以期為未來深水高溫高壓油氣田的安全高效開發提供技術支撐。

1 高溫高壓氣田面臨的工程挑戰

南海西部鶯瓊盆地前期鉆探結果顯示，該區域深水氣田呈現“三高、一窄”的特點，即高地層溫度、高壓力系數、高含CO2、極窄壓力窗口。地層溫度最高達到214 ℃；地層壓力系數最高達到2.31；氣體組分中CO2含量最高達70%，并且部分探井的鉆桿地層測試結果顯示地層中氣體還包含劇毒腐蝕性氣體——H2S；安全鉆井壓力窗口窄至0.1。如此惡劣的地質條件使鉆井作業者面臨極大的工程挑戰，尤其高地層壓力帶來的一系列難題將影響氣田勘探開發的全過程，研究地層壓力分布規律具有重要意義。

1.1 鉆井風險高

高溫高壓區異常壓力成因復雜，除自源成因（由欠壓實沉積造成地質加載而形成）以外，他源成因（構造運動擠壓、裂縫充注、高溫流體膨脹等）也起著重要作用[3-4]。由于受到這些因素的綜合影響，使得儲層段地層壓力高，而破裂壓力低，儲層段安全鉆井寬度窗口將收窄至0.1左右。因此，在鉆井作業過程中極有可能發生井漏或者溢流、井涌甚至井噴，對人員和設備安全造成嚴重威脅。

1.2 井涌監測難

在高溫高壓環境下的鉆井作業中必須采用高密度鉆井液，在井底高液柱壓力下氣體膨脹量小、溶解量高，早期的微弱氣侵難以被及時識別，至累積侵入的氣體上竄后再關井[5]，則容易造成關井套壓較高，井控處理余地小。

1.3 固井質量面臨挑戰

一方面，高密度鉆井液與固井水泥漿的流變性接近，加之固井排量低，在定向井偏心環空中頂替效率難以保證；另一方面，高溫（180 ℃以上）、高酸性環境對水泥漿的穩定性和完整性提出了更高要求，若不能滿足將會出現水泥早凝和環空帶壓的問題[6-7]。

1.4 測井質量面臨挑戰

由于各類處理劑、穩定劑加量大，儲層更容易受到鉆井液濾液的侵染，測井曲線可能無法反映原狀地層的真實特質。在電纜測井方面，180 ℃的靜止高溫對測井工具中電子元器件的穩定性、傳輸速率和壽命提出了較大挑戰[8-9]；在隨鉆測量方面，由于鉆井液本身密度高，維持隨鉆測井（LWD）/隨鉆測量（MWD）工具數據傳輸所需的最低排量（約950 L/min）可能會引起環空當量鉆井液循環密度（ECD）超過破裂壓力。

1.5 錄井顯示度低

高溫高壓目的層埋深通常超過4 000 m，儲層孔隙度、滲透率不高，平均孔隙度為10%，平均滲透率為2.5 mD，由于高密度鉆井液可能會污染儲層，使得氣測、巖屑、熒光等錄井手段的顯示度低[7,10]。

1.6 健康、安全、環保（HSE）壓力大

由于海上平臺空間有限，在鉆探高溫高壓并且含H2S的氣層時，一旦發生氣侵或溢流，即轉入二級井控狀態，由于關井套壓會較高，使井口、防噴器等井控設備的承壓能力面臨嚴峻的考驗，進而對平臺上作業人員的安全造成較大威脅[10-12]。

1.7 開發成本高

由于腐蝕性氣體CO2的含量高達70%，加之地層壓力高使得CO2分壓也高，對油套管選材的防腐要求苛刻，如油管和封隔器以下的套管，其材質的防腐等級要求高，均需選擇22Cr以上的材質[13]；窄窗口地層鉆井需調用日費高的控壓鉆井或連續循環設備；在循環溫度超過180 ℃地層鉆進，需要特別訂制耐高溫型定向工具，以及單價昂貴的甲酸銫抗高溫完井液[14-15]。受到前述因素的綜合影響，高溫高壓開發井每米鉆井成本可能是常規開發井的5～6倍。

2 地層孔隙壓力當量密度的概率密度分布規律

研究數據樣本的分布規律時，樣本數據頻率分布曲線通常可以劃分為正態分布、左偏態分布、右偏態分布3類[16-18]。呈正態分布的曲線形態為鐘形，即中間高、兩端低，并且左右對稱。與正態分布不同，呈左/右偏態分布的曲線形態表現為左右不對稱，并且峰值靠近某一端[19-20]。

根據鶯瓊盆地某高溫高壓氣田黃流組儲層段的實測地層壓力數據49項，計算相應的地層孔隙壓力當量密度，然后以0.02 g/cm3為間隔進行統計，得到地層孔隙壓力當量密度出現的頻率。如圖1所示，該氣田儲層段地層孔隙壓力當量密度介于1.70～1.90 g/cm3的頻數為1次，介于1.90～2.00 g/cm3的頻數為2次，介于2.00～2.10 g/cm3的頻數為5次，介于2.10～2.20 g/cm3的頻數為11次，介于2.20～2.30 g/cm3的頻數最高，為28次，大于2.30 g/cm3的頻數為2次。如圖1所示，該氣田儲層段地層孔隙壓力當量密度頻率分布形態為左偏態，之后計算得到地層孔隙壓力當量密度的概率密度函數。

圖1 鶯瓊盆地某高溫高壓氣田儲層段地層孔隙壓力當量密度頻率分布統計圖

根據地層孔隙壓力當量密度頻率分布形態，選用描述左偏態的Mode-C模型，采用最小二乘法對地層孔隙壓力當量密度的概率密度函數f(ρp)進行擬合，得

式中ρp表示孔隙壓力當量密度，g/cm3。

由式（1）可知，f(ρp)為ρp的單值函數，對該函數進行積分則得到地層孔隙壓力當量密度累積概率曲線。如圖2所示，由積分得到的累積概率曲線（藍色實線）與實測的累積概率曲線（黑色實線）吻合較好。地層孔隙壓力當量密度低于2.00 g/cm3的概率約為8%，低于2.20 g/cm3的概率約為35%，而低于2.28 g/cm3的概率約為85%。根據地層孔隙壓力當量密度累積概率分布曲線，當使用的鉆井液密度值位于藍色曲線右側時，具有相應概率可以防止井涌/氣侵發生，進而保障鉆井安全。

圖2 地層孔隙壓力當量密度累積概率分布曲線圖

3 破裂壓力當量密度的概率密度分布規律

下面，采用同樣的思路來分析前述高溫高壓氣田儲層頂部泥頁巖的破裂壓力當量密度分布規律。數據來源為244.48 mm套管鞋附近地層的地漏實驗數據和由鉆井過程中發生漏失時的井底壓力計算得到的鉆井液當量密度。以0.02 g/cm3為間隔進行統計，得到破裂壓力當量密度出現的頻率。如圖3所示，該氣田儲層段的破裂壓力當量密度介于2.20～2.22 g/cm3的頻數為1次，介于2.24～2.26 g/cm3的頻數為1次，介于2.28～2.30 g/cm3的頻數為2次，介于2.30～2.32 g/cm3的頻數為2次，介于2.32～2.34 g/cm3的頻數為4次，介于2.34～2.36 g/cm3的頻數為5次，介于2.36～2.38 g/cm3的頻數最高，為6次，介于2.38～2.40 g/cm3的頻數為3次；破裂壓力當量密度頻率分布形態呈左偏態，之后，計算得到破裂壓力當量密度的概率密度函數。

圖3 破裂壓力當量密度頻率分布統計圖

根據破裂壓力當量密度頻率分布形態，選用描述左偏態的Mode-C模型，采用最小二乘法對破裂壓力概率密度函數f(ρf)進行擬合，得

式中ρf表示破裂壓力當量密度，g/cm3。

對該函數進行積分，得到破裂壓力當量密度累積概率曲線。如圖4所示，計算的破裂壓力當量密度累積概率曲線（紅色實線）與由實測數據點繪制的累積概率曲線（黑色實線）吻合較好。破裂壓力當量密度低于2.30 g/cm3的概率約為15%，低于2.36 g/cm3的概率約為55%，低于2.40 g/cm3的概率約為98%。根據破裂壓力當量密度累積概率分布曲線，當使用的鉆井液密度位于紅色曲線右側時，有相應概率會造成井筒破裂，從而發生鉆井液的漏失。

圖4 直井地層破裂壓力當量密度累積概率分布曲線圖

基于上述對破裂風險的概率分析，根據概率互斥基本法則，計算直井井筒破裂風險安全的累積概率。如圖5所示，目的層上覆蓋層破裂壓力當量密度高于2.30 g/cm3的概率約為85%，高于2.36 g/cm3的概率約為45%，高于2.40 g/cm3的概率僅為2%。當使用的鉆井液密度低于紅色曲線時，有相應概率能夠避免井筒破裂。

圖5 直井井筒破裂風險安全累積概率分布圖

4 開發井鉆井安全概率區間

上述分析的井主要是直探井，為了分析定向井的鉆井安全概率，需要確定不同方位不同井斜角的定向井地層破裂壓力（pf定向井）分布規律。在現場鉆井作業中，地漏實驗通常僅在直探井中進行，實測的pf定向井樣本數量無法達到一定的規模。在此情況下，筆者通過分析定向井與直井地層破裂壓力的對應關系，獲得pf定向井的概率分布規律。在孔隙壓力方面，由于靜水壓力各向同性，定向井與直井的孔隙壓力概率分布規律一致。

首先，根據孔隙線彈性連續介質理論[21-23]，利用Matlab語言編制了pf定向井計算程序；然后，采用黃流組二段砂巖巖心，進行室內巖石力學實驗，獲得pf定向井計算參數（表1）；運行程序計算不同方位、不同井斜角的定向井pf定向井與直井地層破裂壓力（pf直井）之比。如圖6所示，以鉆進方位為N90°E的定向井為例，若井斜角為30°，pf定向井為pf直井的99.2%，若井斜角為45°，pf定向井為pf直井的98.5%，若井斜角為90°，pf定向井為pf直井的96.5%。在缺乏定向井地漏實驗數據的條件下，采用該方法可以分析定向井的井筒破裂風險概率。

綜合圖2、5、6，得到開發井安全鉆井概率區間（圖7）。圖7中藍色曲線代表孔隙壓力當量密度低于某值的概率，紅色曲線表示不同井斜角開發井地層破裂壓力當量密度高于某值的概率。藍色與紅色曲線共同構成的綠色區域即為開發井的安全鉆井概率。

表1 pf定向井計算參數統計表

圖6 不同鉆進方位下定向井與直井地層破裂壓力之比與井斜角關系曲線圖

如圖7所示，對于直井而言，采用常規鉆井手段維持井底壓力當量密度介于2.25～2.35 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，有60%的概率能實現鉆井作業安全，同時則有40%的概率可能發生復雜情況。若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有85%的概率能實現安全鉆井，有15%的概率可能發生復雜情況。

對于井斜角為45°的開發井，維持井底壓力當量密度介于2.23～2.33 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，則有45%的概率能實現鉆井作業安全，有55%的概率可能發生復雜情況。若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有75%的概率能實現安全鉆井，有25%的概率可能發生復雜情況。

對于井斜角為90°的水平井，維持井底壓力當量密度介于2.18～2.28 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，則有30%的概率能實現鉆井作業安全，有70%的概率可能發生復雜情況。若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有55%的概率能實現安全鉆井，有45%的概率可能發生復雜情況。

值得注意的是，由于該結果是基于已鉆高溫高壓井實測數據進行的概率分析，反映的是樣本的整體特征，目的是為了在鉆前評估風險等級，因此該方法僅適用于區域上的整體預測，并不適用于具體待鉆單井的風險預測。對具體單井而言，需根據鉆前地震、地質資料、鄰井的鉆井/測井/錄井資料、目標井隨鉆測井/錄井數據，采用中途VSP地層層速度反演技術及隨鉆前視技術，動態預測下部關鍵層深度和壓力窗口，實時優化井身結構，調整套管下入深度，進而實現鉆井安全概率的大幅提升。

此次研究聚焦的目標儲層段——黃流組在鶯瓊盆地深水區域和淺水區域均廣泛分布。針對不同水深范圍，在不同構造獲取探井數據樣本，反算概率密度模型參數，可以在鉆前階段實現對待鉆井的風險概率定量評估。

5 結論

1）該氣田黃流組儲層段地層孔隙壓力、破裂壓力當量密度頻率分布形態均為左偏態，地層孔隙壓力當量密度低于2.28 g/cm3的概率約為85%，破裂壓力當量密度低于2.30 g/cm3的概率約為15%。

2）對于直井而言，采用常規鉆井手段維持井底壓力當量密度介于2.25～2.35 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，有60%的概率能實現鉆井作業安全，若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有85%的概率能實現安全鉆井。

3）對于井斜角為45°的開發井，維持井底壓力當量密度介于2.23～2.33 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，則有45%的概率能實現鉆井作業安全，若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有75%的概率能實現安全鉆井。

4）對于井斜角為90°的水平井，維持井底壓力當量密度介于2.18～2.28 g/cm3，波動幅度為0.1 g/cm3，則有30%的概率能實現鉆井作業安全，若采用控壓鉆井技術將波動幅度控制在0.02 g/cm3以內，則有55%的概率能實現安全鉆井。

5）所提出的方法僅適用于區域上的整體預測，并不適用于具體待鉆單井的風險預測。對具體單井而言，需根據鉆前地震、地質資料、鄰井的鉆井/測井/錄井資料、目標井隨鉆測井/錄井數據，采用中途VSP地層層速度反演技術及隨鉆前視技術，動態預測下部關鍵層深度和壓力窗口，實時優化井身結構，調整套管下入深度，進而實現鉆井安全概率的大幅度提升。