Key Drilling Techniques of HTHP Horizontal Wells in Mid-Deep Strata of the Yinggehai Basin, South China Sea
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摘要:
针对南海莺歌海盆地中深层高温高压气藏水平井钻井中高密度钻井液流变性难以调控、大斜度井段套管磨损严重、摩阻扭矩大、钻具负荷大及大斜度井固井质量难以保证等问题，从保障钻井安全和提高钻井时效出发，进行了井身结构设计和抗高温高密度油基钻井液技术、钻井液微米级重晶石加重技术、高密度油基钻井液滤饼冲洗技术、高温高压含CO2气井套管材质优选、高温高压水平井段安全钻进等方面的技术研究，形成了南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井关键技术。现场应用表明，该技术可以有效保障安全高效钻井和提高固井质量，应用井投产后清喷产能比预期高30%。水平井钻井关键技术为南海莺歌海盆地中深层高温高压水平井钻井提供了技术保障，也可在同类条件同类型井钻井中推广应用。
Abstract:During the drilling process of horizontal wells in high temperature and high pressure gas reservoir in Yinggehai Basin, South China Sea, the rheological property of high density drilling fluids is difficult to control, the wearing degree of the highly-deviated well section casing is severe, the toque drag and drilling string are large, and the cementing quality of highly-deviated well section is hard to assure, etc. Based on this situation, to ensure the drilling safety and improve drilling efficiency, research work have been done on casing program design, oil-based drilling fluids technology resisting high temperature and density, the weighting technique of micrometre-scale barite, filter cake flushing technique of high density oil-based drilling fluids, the optimization of casing materials for high temperature and high pressure gas well containing CO2, and the safe drilling technology of HTHP horizontal wells, etc., all of which have formed the key drilling techniques of HTHP horizontal wells in mid-deep strata of the Yinggehai Basin, South China Sea. The field application showed that the techniques could effectively ensure the safety and high-efficiency drilling, improve the cementing quality, and the blowout production capacity is 30% higher than expected. The key drilling techniques of horizontal well, which could provide technical support for the drilling of HTHP horizontal wells in mid-deep strata of the Yinggehai Basin, South China Sea, could also be applied in the wells of the same type under the same condition.
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Keywords:
- mid-deep strata /
- high temperature /
- high pressure /
- horizontal well /
- drilling /
- South China Sea /
- Yinggehai Basin
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玛湖油田玛18井区位于新疆维吾尔自治区和布克赛尔蒙古自治县，其东南为玛纳斯湖，距克拉玛依市乌尔禾区29 km，西北距已开发的百口泉油田22～28 km。区域构造位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西环带玛西斜坡，目的层为该凹陷玛湖区三叠系百口泉组。玛18井区三叠系百口泉组油藏申报新增探明石油地质储量5 947.07×104 t，含油面积82.04 km2，石油技术可采储量1 272.68×104 t；溶解气地质储量98.27×108 m3，技术可采储量21.03×108 m3[1]。截至2018年11月，玛18井区已开钻水平井71口，其中已完钻井54口，在钻井17口。玛18井区从2016年10月开始利用水平井进行规模化开发，从2017年5月开始对已完钻水平井开展体积压裂。体积压裂过程中，发现该井区原始地层压力遭到破坏，部分在钻中深水平井三开井段不同程度地发生井下复杂情况。截至2018年11月，共计发生较为严重的井下复杂情况89井次，损失作业时间807.63 d。调研发现，因体积压裂而使邻井受到较大影响的案例，目前常见于四川盆地的页岩气开发当中，但其影响主要表现在完井套管变形，对在钻井的影响尚未见到相关报道。为此，笔者分析了玛18井区体积压裂对在钻中深水平井三开钻进干扰的问题，提出了应对措施及后续处理方案，以期预防或消除由这种干扰带来的不良影响。
1. 地层压力分布及水平井井身结构
研究发现[2]，玛湖油田玛18井区中深水平井钻遇地层的压力系数，纵向上呈自然递增的趋势（见表1），侏罗系普遍为低压地层，侏罗系与三叠系交界区的压力系数递增较为明显。该井区域目的层百口泉组1段为高压层，压力系数为1.60。以前，该井区中深水平井的设计原则是，技术套管封至白碱滩组第一套砂岩，有效封隔三叠系上部的低压层后，专打高压层（井身结构见表2；其中，造斜点在井深3 600.00 m（克上组1段），入靶点在井深4 100.00 m（百口泉组），出靶点在井深5 800.00 m（百口泉组））。该井身结构基本满足玛18井区水平井安全施工的要求，是目前最常用的井身结构。
表 1 玛18井区中深水平井钻遇地层压力系数分布Table 1. Distribution of formation pressure coefficient in medium-deep horizontal wells of Ma 18 well area井段/m 层位 地层压力系数 0～3 200.00 吐谷鲁群组—白碱滩组 1.07 3 200.00～3 898.00 白碱滩组—百口泉组1段 1.40 3 898.00～3 941.00 百口泉组1段 1.60 表 2 玛18井区中深水平井井身结构Table 2. Casing program of medium-deep horizontal wells of Ma 18 well area开钻
次序井深/
m钻头直径/
mm套管直径/
mm套管下入
地层层位一开 500.00 381.0 273.1 吐谷鲁群组 二开 3 140.00 241.3 193.7 白碱滩组 三开 5 800.00 165.1 127.0 百口泉组 2. 体积压裂对水平井三开钻进的影响
2.1 体积压裂前已完钻中深水平井情况
玛18井区从2016年10月开始规模化钻水平井。2016年10月至2017年4月，可认为是玛18井区中深水平井钻井的第一阶段，在该段时间内完钻的中深水平井，同等情况下各项技术指标较为均衡，井下故障时率较低（见表3）。
表 3 2016年10月—2017年4月玛18井区已完钻中深水平井情况Table 3. Statistics on the drilled medium- deep horizontal wells in Ma 18 well area from October 2016 to April 2017井号 钻井周期/
d完钻井深/
m平均机械钻速/
（m·h–1）井下故障
时率，%MaHW6107 96.75 5 290.00 10.45 0 MaHW6009 86.79 5 501.00 7.80 0 MaHW6116 108.75 5 844.00 7.84 0.2 MaHW6112 104.67 5 322.00 5.82 0 MaHW6014 111.46 6 008.00 5.84 0.2 MaHW6137 93.71 5 214.00 6.97 0.3 2.2 体积压裂后邻井三开钻进中的复杂情况
2017年5月，玛18井区已完钻中深水平井开始进行体积压裂，随着体积压裂作业的进行，邻近正钻井不同程度地出现了井下复杂情况。统计分析发现，出现的井下复杂情况有2类：1）目的层及斜井段的泥岩段钻进过程中出现井眼失稳现象，甚至出现井壁垮塌和卡钻；2）侏罗系与三叠系交界面附近，即白碱滩组和克上组过渡段出现较为严重的窜漏现象，具体表现为井漏、水窜、酸窜、溢流和气侵等复杂情况。
2.2.1 部分泥岩失稳案例
MaHW6110井三开钻至井深3 936.00 m（井斜角67°）揭开泥岩，继续钻至井深3 941.00 m（井斜角67°）时憋泵蹩顶驱，泵压由24 MPa 升至30 MPa，蹩停顶驱，发生卡钻。此时，该井钻井液密度已达设计上限1.68 kg/L，处理过程中从井下返出大量泥岩段掉块，证明泥岩已失稳垮塌造成卡钻。该井采取套铣、倒扣等手段解卡，但因此损失的时间长达46 d。分析认为，该井出现井下故障的原因是邻井MaHW6122井实施了体积压裂作业。MaHW6122井实施了18级压裂，其与 MaHW6110井三开井段的井眼轨迹在3 600.00～4 009.00 m井段仅相距94.00～320.00 m。对比地质录井资料发现，MaHW6110井三开井段气测基值达到10 000，远高于MaHW6122井同井段气测基值（3 000），证明MaHW6110井三开井段地层原始压力遭到了破坏，造成泥岩段地应力发生变化引起失稳，从而导致了垮塌和卡钻。
MaHW6129井三开水平段使用旋导钻具组合钻至井深5 109.00 m时揭开泥岩，继续钻至井深5 168.00 m处（井斜角由88°开始上调至91°）发生垮塌、卡钻，钻井液密度为1.74 kg/L。发生井下故障后，采取了一系列处理措施（泡解卡剂6次，爆炸松扣作业3次，用反扣钻具实施倒扣作业3次），共计倒出钻具180.04 m。由于当时正处于冬季，打捞作业操作难度大，加之该井为两井平台中的一口，所以暂定封井，先处理平台另一口井（MaHW6130井），然后再进行后续打捞作业，处理井下故障的时间达到了99 d。分析认为，其与邻井 MaHW6126井三开井段的井眼轨迹最近处仅相距210.00 m，受到了邻井体积压裂的影响（MaHW6126井实施了19级压裂作业）。
2.2.2 部分窜漏案例
MaHW6007井三开井段井眼轨迹与邻井MaHW6014井最近的距离仅281.00 m，受体积压裂的影响，水平段钻至井深5 100.00 m时发生严重气侵，压井作业耗时22 d。
MaHW6132井三开钻至井深3 896.00 m（地层为白碱滩组，井斜角为54°）时发生溢流。当时，距其1.2 km的邻井MaHW6104井和MaHW6105井正在进行体积压裂，压裂流体（水和酸化物质）窜入MaHW6132井井筒，导致返出钻井液的pH值由9.5降至6.5。该井由于发生了严重水窜、酸窜，三开裸眼段出现了大面积的井壁剥落垮塌现象，致使无法恢复正常作业，被迫停钻封井。
2.2.3 体积压裂给钻井带来的主要影响
1）井控风险增大。玛18井区目的层百口泉组地层主要为砂砾岩，属高压低渗储层。在利用水平井进行规模化开发前期，未发生一起井控险情，属于新疆油田三级井控风险井区。但自2017年5月开始受到体积压裂的干扰之后，水平井钻井开始出现各种井下故障，该井区也升级为新疆油田的二类井控风险井区。
2）钻井液密度提高。在利用水平井进行规模化开发初期，玛18井区北部、南部水平井三开井段所用钻井液密度最高分别为1.60和1.68 kg/L，但实施体积压裂后达到了1.65和1.80 kg/L。
3）井下故障时率增大。在利用水平井进行规模化开发初期，玛18井区钻了12口水平井，除MaHW6125井因地质原因（油层未探明）实施回填、MaHW6122井井下完井时断套管外，其余10口井的井下故障时率均小于1%。而实施体积压裂后，该井区水平井钻井井下故障时率不断增大，后来达到8%。
3. 体积压裂干扰钻井原因分析
3.1 形成游离状态下圈闭异常压力
受体积压裂影响，在以压裂井为中心的一定范围内，形成了一种游离状态下的圈闭异常压力，这是导致邻近水平井三开井段出现复杂情况的主要原因。
钻井中，异常高压和圈闭压力对井控有较大影响。一般情况下，对异常高压和圈闭压力的描述，是建立在常规认识基础上的。其中，异常高压通常是指地层原生的、本来就有的异常压力；而圈闭压力也仅仅是指存在于单一井筒条件情况下的压力。但是，本文描述的因体积压裂影响而形成的游离状态下的圈闭异常压力，与传统认知的异常高压和圈闭压力既有相同之处，又有不同之处。常态下的异常高压与圈闭压力在钻井中，基本上都是单一指向的，而玛18井区受体积压裂影响而生成的游离状态下圈闭异常压力具有双向指向特性，这也加大了处置该类问题的难度[3]。
分析认为，玛18井区体积压裂后水平井钻井时出现的2种复杂情况，都是受这种游离状态下圈闭异常压力的影响所致：在水平段目的层，由于受这种压力的影响，泥岩段井眼的周向应力发生波动，直接表现为揭开泥岩段后如不对钻井液密度进行补偿，就容易发生井眼失稳，最终导致井壁坍塌。
3.2 邻井三开裸眼段成为趋弱的集中点
因体积压裂形成的游离状态下的圈闭异常压力具有趋弱性，这导致邻近水平井三开裸眼段成为趋弱的集中点。
在因体积压裂而形成的较为复杂的簇缝条件下，注入地层内无法释放的那部分压力，具有圈闭压力特点的同时，又有异常高压的特性。同时，人造簇缝所形成的空间与游离行程，是常规状态下异常高压和圈闭压力所不具有的环境。在复杂簇缝的条件下，这种因体积压裂形成的游离状态下的圈闭异常压力，具有异常高压的趋弱特点，可以传至更远的地方，而这里的压力弱点通常就是在钻井井筒。
由于玛18井区水平井目的层百口泉组主体为砂砾岩，不易形成所谓的弱点，更多地表现为一种应力的传递，在目的层井段的井眼周围形成一种横向应力波动，导致井眼失稳。并且，这种游离状态下的圈闭异常压力更容易在纵向上扩展出通往弱点的通道，玛18井区白碱滩组和克上组地层的不整合交接过渡区域为该种压力通往弱点创造了条件，也是该过渡区域成为窜漏问题主要发生区域的原因。
4. 体积压裂干扰钻井的处理措施及效果
4.1 处理措施
由体积压裂而形成的这种运动能力较强的圈闭异常压力，依托簇缝创造出的通道，通常处于一种游离状态，一旦发现有弱点出口，就会形成一种压力传递趋势，向弱点集中、扩散和输出，在钻井中即表现为溢流与液窜。因此，钻井过程中一旦发现有这种趋势，就要立即采取措施，对弱点进行强力封堵，以改变压力输出的方向或在一定程度上消减其能量。这种做法，在钻井过程中就是要在确保井下工具、仪器安全的前提下，及时关井，达到封堵弱点的目的。由于这种游离状态下的圈闭异常压力具有趋弱、运动、延展等特性，致使该压力在此弱点被封堵后会主动寻觅下一个弱点。压力运移过程也是该压力能量消减的过程。
游离状态下的圈闭异常压力具有双向指向特性，因此封堵方法的选择要有别于常规情况下的封堵作业。
桥塞堵漏成败的关键在于堵漏颗粒的直径分布是否与漏失通道直径相匹配，其最佳直径为裂缝宽度或孔隙直径的1/7～1/3。钻井过程中，由于难以准确掌握漏失地层的裂缝宽度或孔隙直径，因此客观上很难保证采用常规桥堵材料堵漏，每次均在地层中形成一个桥塞。因此，进行桥塞堵漏时，应根据漏层的地质特性，选择与裂缝相匹配的架桥粒子的形状、直径、强度和浓度，以及各级填塞粒子的合理级配和浓度。只要粒径与裂缝直径相匹配，就能在某个位置卡住，起到架桥作用，小直径的颗粒填充裂缝，并最终封堵住裂缝，形成牢固的堵塞层，提高地层承压能力[4]。否则，不是在漏失通道中形不成“桥架，”就是在井壁处“封门”，往往导致堵漏失败。在封堵漏失层过程中，通过刚性材料的架桥、堵塞、嵌入和渗滤作用，以及片状或纤维状颗粒的“拉筋”、渗滤和“卡喉”作用等，在裂缝内建立起封堵隔离带，增大流体在缝内的流动压降，阻止裂缝延伸和扩展，同时提高井壁岩石抵抗产生新裂缝的能力，这样就能降低漏失量，提高地层承压能力[5–6]。
桥塞堵漏对于井筒内单一指向的压力传递可行且有效，但没有考虑因体积压裂而形成的游离状态下圈闭异常压力所具有的双向指向特性。因而，受体积压裂影响的水平井采取桥塞堵漏措施，往往只是在短时间内见到效果，随着压力能量聚集到一定程度则会出现反吐现象，致使桥塞堵漏形成的“桥架”出现“崩塌”，导致封堵失败[4, 7]。因此，推荐使用水泥封堵，水泥在固化后可在弱点处构筑具有抗双向冲击的“永久工事”。
不过，在施工过程中水泥浆容易出现双向指向现象，导致其反吐，甚至被反推远离弱点，从而导致水泥封堵失败[7–8]。为了规避上述现象发生，钻井现场采取先造“缓冲区”、再造“永久工事”的做法，也就是在用水泥封堵前，先用合适密度（一般高出井浆密度0.03～0.05 kg/L）的重浆作为前置液，减缓双向指向作用，为水泥浆在弱点处凝固赢得时间。
4.2 措施效果
目前，玛18井区体积压裂干扰水平井钻井问题的处理措施，逐渐向以水泥浆为主要封堵材料的封堵措施转变，并取得了理想的效果。表4为部分应用井的封堵情况。
表 4 玛18井区部分中深水平井的封堵情况Table 4. Plugging of partial medium-deep horizontal wells in Ma 18 well area井号 窜漏井段/
m桥堵
次数水泥封
堵次数损失时间/
dMaHW6123 4 044.00～4 047.00 8 28 MaHW6008 3 441.00～3 448.00 6 3 38 MaHW6006 3 400.00～4 059.00 0 3 16 MaHW6207 3 300.00～4 434.00 0 2 7 MaHW6130 3 088.00～3 195.00 1 4 15 由表4可知：MaHW6123井只采取了桥塞堵漏措施，实施了8次，耗时28 d，效果一般；MaHW6008井桥塞堵漏6次后，因为效果不佳改用水泥封堵，封堵3次后见到效果；MaHW6006井、MaHW6207井和MaHW6130井主要采用水泥进行封堵，处理窜漏复杂情况所用时间都明显缩短，说明其效果较好。由此可见，水泥封堵是目前解决玛18井区体积压裂干扰中深水平井三开井段钻井问题最有效的手段。
5. 结论与建议
1）体积压裂对正钻井施工的干扰已成为制约玛湖油田玛18井区产能建设的一个重要因素，因此，随着体积压裂在该井区中深水平井推广，为了保证水平井钻井安全，急需寻找解决体积压裂干扰钻井的方法。
2）目前，玛18井区水平井的技术套管仅封至白碱滩组第一套砂岩，因此最佳方案是用技术套管封固白碱滩组与克上组的过渡带。但是，克上组刚好为该区域纵向压力抬升拐点的过渡区，如果二开揭开克上组过多，极易在二开裸眼段揭开二叠系高压区，或在二开段就发生因体积压裂造成的窜漏现象，出现更难处理的局面。因此，可以争取用技术套管完全封固白碱滩组，但需要确定增加技术套管下深封固克上组的原则。
3）对于因体积压裂导致的中深水平井三开泥岩段井眼失稳问题，在进一步增强钻井液抑制性、封堵性的同时，必须要选择合适的钻井液密度，从化学和物理2方面入手，预防或解决该问题的出现。
4）单井进行水泥封堵时，需要封堵多次才能取得好的效果，这说明在水泥封堵过程中，仍有无效施工出现。因此，应该进一步优化水泥浆配方，提高水泥封堵效率。
5）建议进一步分析该井区各断裂带对游离状态下圈闭异常压力运移规律的影响，进一步优化井身结构，如在部分受体积压裂干扰严重区域可考虑采用四开井身结构，尽量降低体积压裂对钻井的干扰；建议开展纳米堵漏材料研究，同时引入随钻封堵技术，以降低中深水平井进行水泥封堵的风险。
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图 1 莺歌海盆地中深层地层四压力剖面
Figure 1. Four pressure profiles of mid-deep strata in the Yinggehai Basin
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图 4 腐蚀速率与温度、CO2分压的关系
Figure 4. Relationship between corrosion rate and temperature, CO2 partial pressure
表 1 莺歌海盆地中深层高温高压水平井井身结构设计结果
Table 1 Casing program designed of high temperature and high pressure horizontal wells in the mid-deep formation of Yinggehai Basin
开钻程序 钻头直径/mm 套管直径/mm 备注 导眼 锤入 762.0 采用海洋工程船锤入，隔水管壁厚25.4 mm，钢级D36，入泥72.00 m 1 660.4 508.0 套管下至井深500.00 m，通过井控措施防浅层气，保证在下部井段安全钻进 2 444.5 339.7 套管下至莺歌海组二段中下部巨厚泥岩，尽可能封固莺歌海组二段砂层，以满足下一开次在压力过渡带的钻进要求 3 311.1 244.5 套管下至黄流组一段顶部以上泥岩层并尽可能增加下深，以缩短ϕ215.9 mm裸眼段长度 4 215.9 177.8 以适当的井斜角揭开目的层 5 149.2 149.2 水平段在储层中，需下入打孔管支撑井壁，尾管内打水泥塞封隔储层后回接ϕ177.8 mm套管，再钻开套管附件及水泥塞进行完井作业，生产封隔器下至ϕ177.8 mm回接套管内，尾管悬挂器顶部以上50.00 m、生产封隔器以上100.00 m的回接套管至ϕ177.8 mm尾管均采用防腐套管 
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表 2 新型抗高温高密度油基钻井液基本性能
Table 2 Basic properties of new high temperature and high density oil-based drilling fluids
油水比 状态 密度/（kg·L–1） 表观黏度/（mPa·s） 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa ϕ100 ϕ6/ϕ3 静切力/Pa 破乳电压/V 高温高压滤失量/mL 80 : 20 滚动前 1.80 43.5 32 11.5 28 9.0/8.0 4.5/5.0 1 763 热滚16 h 31.0 26 5.0 18 4.0/3.0 3.0/4.0 907 0.8 热滚96 h 23.0 20 3.0 12 4.0/3.0 2.0/2.0 422 2.8 85 : 15 滚动前 1.90 36.5 29 7.5 22 8.0/7.0 4.0/5.0 1 973 热滚16 h 27.5 23 4.5 16 5.0/5.0 3.0/4.0 1 108 1.2 热滚96 h 22.0 20 2.0 11 3.0/2.0 1.0/2.0 457 3.8 95 : 5 滚动前 2.00 26.5 21 5.5 21 6.5/5.5 4.0/4.0 2 000+ 热滚16 h 22.0 19 3.0 19 4.0/4.0 3.0/4.0 1 977 1.6 热滚96 h 20.0 17 2.5 17 3.0/1.0 2.0/1.0 1 087 1.5 注：热滚温度为165 ℃，流变性在50 ℃下测得；高温高压滤失量测试条件为165 ℃，3.5 MPa。
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表 3 新型抗高温高密度油基钻井液沉降稳定性试验结果
Table 3 Sedimentary stability test results of new high temperature and high density oil-based drilling fluid
老化前密度/
（kg·L–1）老化时间/
h取样位置 老化后密度/
（kg·L–1）沉降系数 1.30 16 上部 1.29 0.50 下部 1.31 48 上部 1.27 0.51 下部 1.33 96 上部 1.27 0.51 下部 1.33 1.60 16 上部 1.58 0.51 下部 1.64 48 上部 1.56 0.51 下部 1.65 96 上部 1.53 0.52 下部 1.67 1.80 16 上部 1.82 0.51 下部 1.86 48 上部 1.8 0.51 下部 1.89 96 上部 1.79 0.51 下部 1.89 注：老化条件165 ℃下滚动。
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表 4 模拟地层水条件下不同材质试样的腐蚀速率
Table 4 Corrosion rate of different materials under simulated formation water
材质 液相腐蚀速率/（mm·a–1） 气相腐蚀速率/（mm·a–1） 13Cr–L80 0.005 43 0.009 07 13CrS–110 0.003 34 0.007 50 13Cr–L80 0.005 92 0.009 84 13CrS–110 0.000 98 0.006 55 13CrM–110 0.007 27 0.014 51 TN80–3Cr 0.004 56 0.072 07 P110 0.015 92 0.075 38 N80 0.018 55 0.092 32
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表 5 井深4 900.00 m处ϕ149.2 mm小井眼复合钻杆水力模拟结果
Table 5 Hydraulic simulation results of compound drill pipe in ϕ149.2 mm slim hole at depth of 4 900.00 m
钻杆直径及长度 排量/（L·min–1） 泵压/MPa 当量循环密度/（kg·L–1） ϕ149.2 mm套管鞋 ϕ149.2 mm井眼底部 ϕ149.2 mm钻杆>3 300.00 m 600 15.204 1.905 1.927 ϕ101.6 mm钻杆1 600.00 m 900 19.465 1.917 1.944 ϕ149.2 mm钻杆>3 800.00 m 600 15.045 1.910 1.934 ϕ101.6 mm钻杆1 100.00 m 900 18.755 1.923 1.951
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