莺琼盆地高温高压窄安全密度窗口钻井关键技术

南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄,部分井甚至无窗口,钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发,多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题,经过多年的实践与摸索,通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题,形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺,详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明,该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况,钻井复杂情况发生率得到显著降低,为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

控压钻井技术在海上超高温高压井中的应用

南海莺琼盆地由于地质成因复杂,具有地层温度、压力高,压力台阶多、压力窗口窄的特点,导致该区域的钻完井作业常常会出现井涌、井漏甚至是涌漏同存复杂,造成该区域部分井的作业难点多、成本居高不下。而控压钻井能够精确控制井底当量密度,降低窄压力窗口井控、井漏风险,从而实现安全高效钻进,并且陆地高温高压控压钻井技术已在塔里木、四川等多个区块进行了应用,形成了一套成熟的技术体系。结合海上超高温高压X1井的实际情况,对海上超高温高压控压钻井从井底ECD、施工参数、应急井控3个方面进行作业设计分析。应用实践表明,该系统可通过控制回压的方式在海上高温高压井进行井筒动态承压试验、起钻、接单根作业,并可以精确监测井下溢流、井漏复杂,使得高温高压钻井风险降低、作业成本减少,为该系统在海上高温高压区块及深水高温高压区块的推广应用提供了借鉴。     

莺- 琼盆地高温高压区域浅层气钻井风险评估与防治

准确评估浅层气地质风险并确定合理的防治措施是海上高温高压钻井井控安全控制技术的关键环节，依据浅层气对地震速度产生不同响应的原理，建立了基于浅部地层孔隙度和密度的双参数莺- 琼盆地浅部沉积物纵波速度数学模型，结合莺- 琼盆地部分已钻井的浅部地震数据和测井资料，形成了莺- 琼盆地浅部地层岩土纵波速度趋势线，预测了蓝、黄、橙、红4 个风险等级的浅层气纵波波速变化趋势，开发了莺- 琼盆地浅层气钻井风险评估图版，制定了对应的浅层气钻井风险防治方案。通过莺- 琼盆地现场实钻应用，评估精度达到90% 以上，证明了该图版在莺- 琼盆地具有较好的成熟度。     

PreVue录井技术在高温高压地层钻井中的应用与效果——以中国南海莺-琼盆地为例

莺-琼盆地是一个高温高压盆地,钻探过程中一直面临异常压力界面识别难度大、压力窗口窄等作业风险。为了确保高温高压井的钻探成功,引入法国地质服务公司地层压力评价技术PreVue,对高温高压井进行随钻地层压力监测。该技术基于dc指数法结合伊顿公式进行实时监测,同时利用随钻工程参数和井况信息对地层压力综合评价。现场应用表明,该技术能够准确地监测地层压力变化,具有较好的实用性和实效性。     

莺琼盆地高温高压钻井工程风险定量评价方法

南海莺琼盆地具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,钻井施工过程中工程风险事件发生概率较高、处理难度大,严重制约了高效、安全钻井。传统钻井工程风险评价结果多为定性或半定量,无法满足南海莺琼盆地高风险钻井施工作业的安全要求。本文建立了一套钻井工程风险定量评价方法,首先对地层压力和钻井液当量循环密度(ECD)的不确定性进行了分析,得到了地层压力和ECD的概率分布;在此基础上,基于广义应力与强度干涉可靠度理论推导了风险评价模型。莺琼盆地高温高压探井实例分析结果表明,本文提出的钻井工程风险评价模型计算得到的钻井风险概率结果与现场实际发生风险相吻合,可为该地区高温高压探井钻井安全作业提供指导。     

地层压力随钻预测技术在高温高压井的应用

莺- 琼盆地高温高压井压力台阶多、压力体系复杂,仅靠钻前地震资料预测难以满足现场作业要求。地层压力随钻预测技术是利用综合录井的压力随钻监测结果,实时修正钻前地层压力预测模型和结果,从而提高地层压力预测精度。本文结合高温高压Y1 井的实例,应用国际先进的EquiPoise 系统进行现场地层压力随钻监测,根据地层压力监测的实际结果来修正地层压力预测模型,进而对下部未钻地层的地层压力进行再预测。钻后实测压力验证表明,该方法的地层孔隙压力预测精度达到94%,说明利用地层压力随钻监测结果实时修正地层压力预测模型,可以实现提高地层压力预测精度目的,为高温高压井钻井参数设计、钻井方案调整和安全控制提供技术保证。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计北大核心CSCD

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

南海莺-琼盆地复杂压力层系井身结构优化设计

南海莺-琼盆地中深层压力层系复杂,压力台阶多、抬升快等特征给钻井作业带来喷、漏、卡等工程难题,导致井身结构设计复杂。在分析莺-琼盆地复杂地质特征基础上,综合考虑目的层深度、地层三压力剖面、必封点、钻井复杂情况、测试方案、钻井成本等因素,对该地区复杂压力层系井身结构进行了优化设计。对于垂深3 000~4 000 m中深层高温高压井,通过优化表层套管和技术套管的下入深度,避免使用非常规套管层次,优化为5层次常规套管程序井身结构;对于垂深4 000~4 500 m压力窗口极窄或负压力窗口的深层高温超压井,通过增加1层298.450 mm技术尾管封隔薄弱地层,不增加开钻尺寸、减小完钻尺寸,优化为6层次常规套管程序井身结构;上述2种井身结构若中途提前下套管,则启用149.225 mm备用小井眼。优化后的井身结构在莺-琼盆地39口探井中取得了良好的应用效果,井下复杂情况明显减少,钻井周期大幅降低,具有较好的应用推广价值。     

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经过钻探证实,南海莺琼地区中深部地层同时存在着高温高压。实践也证明,高温高压在地层中的同时存在,比只是常温常压地层或者是高温常压地层、常温高压地层,给钻井作业造成的困难和风险大很大。南海西部石油公司组织人员,针对南海莺琼地区高温高压井钻井作业中遇到的问题,对国内外高温高压井的作业情况开展考察、研究,对适合南海莺琼地区高温高压井钻井的技术,进行了初步的探索,并取得初步认识。文章主要是在介绍南海莺琼地     

莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液

莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压（200℃、3 MPa）沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO₂污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO₂污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。      

南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺- 琼盆地为例

南海莺- 琼盆地已发现X1-1、Y13-1 等多个常压大气田,但受中深部地震资料品质差、高温高压地质条件复杂及钻完井工程难度大等限制,高温高压领域天然气成藏机理认识不清,严重制约了莺- 琼盆地高温高压领域天然气勘探发现。以破解莺- 琼盆地高温高压条件下成藏机理关键理论问题为核心,利用钻井地质、地震勘探资料,开展了高温高压条件下烃源岩生烃、天然气溶解实验、高温高压领域大型储集体沉积模式和盖层封盖机制研究。研究认为:莺- 琼盆地高温场促进有机质生气, 高压早期抑制、晚期促进有机质生气;高温高压条件下天然气能够出溶形成游离气;莺- 琼盆地发育大型非限制型重力流海底扇、限制型重力流水道砂储集体;超压封盖控制了莺- 琼盆地高压气田的成藏富集。构建了“陆源海相烃源岩生烃、重力流储集体聚气、断裂/ 超压裂隙输导、超压盖层封气”的高温高压天然气成藏模式。研究成果为莺- 琼盆地高温高压领域勘探突破提供了理论依据,指导了近年X13-1/X13-2、L25-1 等大中型高压气田的发现。莺- 琼盆地发育的一系列的深、大高压凹陷且中深层整体勘探程度较低,尚有规模巨大的天然气资源量待发现。     

南海C区块高温高压气井井控技术

为确保南海C区块高温高压气井钻井过程中的井控安全,针对存在的地层压力高且复杂、地层温度高、钻井液安全密度窗口窄、高密度钻井液性能维护困难等井控技术难点,制定了实时检测溢流、控制溢流量,压井时逐渐提高压井液密度,防止发生井漏,钻井液降温和性能维护,井下溢漏共存处理等技术措施。防止井漏的技术措施包括提高地层承压能力和钻井液的封堵性、优化井身结构、控制井底循环当量密度、阶梯开泵、简化钻具组合及控制下钻速度等。南海C区块30余口高温高压井在钻井过程中采取了制定的井控技术措施,未发生井控事故。这表明,采取所制定的井控技术措施可以确保南海C区块高温高压气井的钻井井控安全。      

莺歌海盆地高温高压水平气井井控影响因素

水平井是提高莺歌海盆地区域气井产能的重要手段,该区域的高温高压特点严重制约着钻井井控安全。结合水平井渗流理论和多相流理论,建立了高温高压水平井井控压井模型,以莺歌海盆地的一口井为例,模拟分析了高温高压水平井井控的特点。模拟分析结果表明:水平段长度越长,渗透率越大,溢流量越大;水平井具有更大的井涌允量和更长的关井时间; 钻井液密度在该区域高温高压环境下会减小;相同溢流条件下,高温井的井底压力降低更明显;如果使用油基钻井液,溢出气体会溶解到钻井液中,随着向上运移,气体不断析出并且膨胀,导致泥浆池增量在压井后期突然增大。高温高压水平井的井控分析为莺歌海盆地的高效安全开发提供了技术支持。     

南海莺琼盆地高温高压井测试液的研究与应用

南海莺琼盆地高温、高压、高含CO₂气体、低孔低渗等复杂地质条件要求测试液具有良好的抗温稳定性、沉降稳定性、抗CO₂污染能力及储层保护能力。由于前期无专用高温高压测试液,导致复杂情况频发,经过多年研究与实践,在完钻使用的钻井液中引入抗高温降滤失剂Calovis,适当提高测试液碱度,合理控制测试液的MBT,配合使用超细重晶石加重,同时提高测试液的返排性能,形成了一套高温高压井测试液技术。该测试液在莺琼盆地2口高温高压探井测试作业得到成功应用,其中一口井CO₂含量达到23%,井底温度超过200℃,测试液密度达到2.33 g/cm3,射孔压力及环空压力传递正常,静置7 d后,封隔器解封顺利,测试液性能未发生恶化,测试产量均超过预期产量,完成全部测试任务。      

随钻扩眼钻具组合与钻井参数优化研究

鉴于国内现有随钻扩眼系统钻具组合与钻井参数优化研究缺乏,同时考虑领眼钻头及扩眼器几何结构、地层岩石强度及钻井参数等3种影响因素的计算模型少有报道,以及扩眼系统扭矩分配比计算方法缺失等现状,通过建立模型分析了领眼钻头钻压和扭矩分配比随钻具组合、钻柱转速及地层强度的变化规律,进行了钻前不同扩眼钻具组合对比与优选以及随转扩眼钻进实例分析。基于破岩机械比能、切削深度以及切削工具摩擦因数计算模型,提出扩眼系统有效切削面积及有效切削半径概念,形成了随钻扩眼过程中领眼钻头钻压和扭矩分配比计算模型;提出了随钻扩眼系统钻井参数优化流程,建立了随钻扩眼系统输出钻压和扭矩计算模型。研究结果可以为随钻扩眼过程中钻井参数优化及自动化钻井提供理论支撑。     

南海西部高温高压井堵漏技术

南海西部莺歌海盆地高温高压井储层段黄流组温度达到200 ℃,地层压力系数达到2.27,钻井过程中频繁出现井漏,其中高温高压井堵漏作业还存在着抗高温堵漏材料少、高温高压井控风险高、高密度堵漏浆流变性难以调控、堵漏作业经验少等诸多问题。在分析高温高压井前期堵漏经验及漏失原因的基础上,利用高温高压动态堵漏仪优选抗高温高压堵漏材料及堵漏配方,承压能力达到20 MPa。现场结合随钻堵漏以及承压堵漏,并使用抗高温弹性堵漏剂FLEX 配合刚性堵漏剂BLN 及承压堵漏剂STRH,成功实施高温高压井堵漏作业。