南海高温高压钻完井关键技术及工程实践

南海高温高压钻完井关键技术及工程实践 李中;刘书杰;李炎军;谢仁军 【摘 要】南海是全球三大海上高温高压区域之一,地质构造复杂,已钻井井底温度249℃、压力梯度2.4MPa/100m、CO2含量50％,该区域油气资源勘探开发长期受异常压力预测误差大、井筒泄漏及环空带压严重、测试安全风险高、成本巨高等钻完井技术瓶颈制约.全面总结了近20年南海高温高压钻完井在异常压力精确预测及控制、多级屏障井筒完整性、多因素多节点测试、优质高效作业等4个方面研究形成的关键技术及工程实践,展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向.以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导.%South China Sea is one of the three high-temperature and high-pressure offshore oil and gas regions in the world.The geological structure is complicated,with the bottom hole temperature being up to 249 ℃,the pressure gradient 2.4 MPa/100 m,and the CO2 content 50％.The exploration for and development of oil and gas resources in this region have long been afflicted by difficulties in forecasting the abnormal pressure,lost circulation,serious pressure in the annulus,high risks involved in well testing,and finally the unreasonable high cost.This paper summarizes the four major technical achievements and engineering practices of high temperature and high pressure drilling in South China Sea in the last 20 years,i.e.,forecasting and control of abnormal pressure,multi-barrier wellbore integrity,multi-factor and multi-node testing,and high quality and efficiency operations.It also provides an outlook of the future development in drilling technology for South China Sea oilfields,with a view to provide guidance for further speeding up the efficient and sustainable exploitation of oil and gas resources in South China Sea and similar regions.

【期刊名称】《中国海上油气》 【年(卷),期】2017(029)006 【总页数】8页(P100-107) 【关键词】南海;高温高压;钻完井;关键技术;工程实践;发展方向 【作 者】李中;刘书杰;李炎军;谢仁军 【作者单位】中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江524057;中海油研究总院 北京100028;中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江524057;中海油研究总院 北京100028

【正文语种】中 文 【中图分类】TE21;TE25 目前，世界能源消费仍以化石能源为主，其中油气所占比例高达56%［1］。我国经济发展对化石能源需求量持续增长，而陆地油气产量呈递减趋势，海上油气资源的勘探开发显得至关重要［2］。 南海油气资源丰富，占全国油气总资源量1/3以上，是我国能源重要接替区、国家“一带一路”战略能源保障基地。由于地处欧亚、太平洋和印澳板块交汇处，地质构造复杂，南海也是公认的世界三大海上高温高压区域之一，已钻井井底温度高达249℃，压力梯度2.4 MPa/100 m，地层压力抬升快、台阶多，钻完井作业难度大。从20世纪80年代起，SHELL、CHEVRON、BP等国际知名公司在南海莺琼盆地累计钻探15口高温高压井，受地层压力预测精度、井筒完整性、完井测试工艺等钻完井技术制约，造成近30%的井眼报废或未达地质目的，直接经济损失近50亿元，纷纷退出勘探权益。 南海高温高压钻完井技术挑战主要体现在：①受地质构造断裂交汇影响，高压成因复杂，传统压力预测方法误差大，极易造成溢流井漏甚至井喷，井眼报废率高。②高温高压环境下液体膨胀和腐蚀加剧，固井质量难以保证，井筒泄漏及环空带压严重。目前国外海上高温高压井环空带压比例平均70%，尚未有效解决。③海上平台空间受限，无法采用常规高温高压井的“一用一备”地面流程模式，高温、高产、水合物、冲蚀、震动等因素导致测试放喷和生产过程风险极高。④高温高压井钻井液密度高、稳定性差，导致钻速低、周期长、成本高、环保压力大，国际知名公司在南海钻探的15口井，平均单井工期173 d，单井费用3.3亿元。 针对以上技术挑战，中国海油自1997年开始，依托国家863计划、科技重大专项、总公司重点科研项目等，历经近20年持续攻关与实践，取得了重要技术创新，实现了南海高温高压钻完井关键技术重大突破，安全高效地实施了52口高温高压井作业，发现了7个大中型海上高温高压气田，建成了我国第一个海上高温高压东方气田群。本文主要是对南海高温高压钻完井关键技术及工程实践的总结，在此基础上展望了南海高温高压钻完井技术未来发展方向，以期为进一步加快南海及其他地区类似高温高压区块油气资源高效可持续勘探开发提供指导。 南海莺琼盆地是典型的高温高压区，其形成和发展受欧亚板块、印度板块和太平洋板块的共同作用和影响，在其演化历史中伸展和岩石圈大幅度减薄是控制盆地演化的主要因素［3］，致使该区域的异常压力成因复杂。通过研究地质加载、卸载等多源机制成因的异常压力精确预测方法，成功研发了极窄压力窗口连续循环微压差定量控制钻井技术，大幅提高了高温高压井钻井成功率，在多源多机制成因异常压力预测方法、多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统、多因素控制的双向循环井身结构设计方法等方面取得了重大突破。 传统地层压力预测是基于欠压实理论，主要方法有声波时差、伊顿法［4］等。但南海地处欧亚、太平洋和印澳三大板块交汇处，底辟构造异常发育，使该区域异常高压受自身欠压实和外部地质运动等的耦合作用，传统压力预测模型在南海应用的误差可达30%。 通过对三维构造应力场地质模型及声波测井数据、密度测井数据分析，发现了自源和他源成因的关系，揭示了南海高压形成机理（图1），一部分是自源成因高压：由于欠压实沉积造成地质加载而形成的高压，此部分压力可用传统方法计算；另一部分是他源成因高压：由于地质加载和卸载运动造成，包括地质构造运动挤压、裂缝充注、水道砂冲击、底劈上拱、高温热流体膨胀等因素［4］。据此创建了多源多机制地层压力预测新方法，如式（1）所示。 式（1）中：p p为地层孔隙压力，MPa；p 1为自源成因压力（可基于传统欠压实理论获得），MPa；p 2为他源成因压力，MPa；σf为卸载起点有效应力，MPa；σa为卸载终点有效应力，MPa。 多源多机制地层压力预测方法的创建使南海异常地层压力预测精度由传统方法的70%提高到95%（图2），解决了高温高压钻井复杂事故多发的根源问题。 由于高温高压井钻井液安全密度窗口窄，采用钻井液密度附加一定安全余量来控制井筒压力的常规钻井技术存在钻井液循环当量密度（ECD）过高、激动及抽吸压力大等问题，容易引起井漏、井涌等复杂情况。 为保证窄密度窗口安全钻进，结合海上设备与工具特点，基于PWD监测、直流钻井液泵、快速混浆装置、连续循环短节等工具设备特点，研发了具有井下ECD实时监测、地面排量、转速、钻井液密度等多参数实时联动调控微压差连续循环钻井系统（图3）。该系统的主要特点和功能为：①相对于传统钻井，该系统增加了井下PWD工具、连续循环短节工具和微压差控制系统；与压力控制钻井（MPD）系统相比，其主要优势是设备简单、占地面积小、成本低、控制精度高。②基于井下PWD工具实时监测井底ECD数据并传输至控制中心，与提前预测的最大和最小允许ECD值进行比对后自动发出调整指令，输出排量、转速、钻井液密度等推荐值，依靠司钻房操作直流钻井液泵、快速混浆装置等设备实现正常钻进。③连续循环短节是该系统的核心工具。在接单根时，钻柱被卡瓦固定，关闭连续循环短节连接器上下闸板，在其压力腔中充入钻井液平衡钻柱内外压力，再卸开钻柱公螺纹和母螺纹，关闭位于连接器中部的盲板，从而分成上下2个压力腔。上部压力腔压力被释放，移走公螺纹；同时，钻井液经过管汇，通过下压力腔进入钻杆而使钻井液循环。新钻杆接头被顶驱送入连接器的上压力腔后关闭上闸板，密封腔重新充压，当中部盲板打开时，上下钻井液压力达到平衡，对扣、连接好钻具后释放连接器压力腔中的压力，再打开连接器的上下密封闸板，钻进过程再次开始。这样，流向钻柱的钻井液从未停止过，压力和流量一直处在连续的控制中。在连接过程中，压力腔的卸压、加压都通过连接器上旁路管汇和阀门进行控制，回流的钻井液通过管路进入钻井液池，避免了钻井液的损失和浪费。④该系统实现了高压储层段钻进、循环、接单根等工况下ECD恒定高于地层压力0.01～0.02 g/cm3的微压差定量精确控制，使井下事故复杂时效由65%降至5%以下。 南海高温高压井存在安全压力窗口窄、下部地层压力不确定等复杂地质条件，采用常规方法无法设计出合理和安全的井身结构，而采用非常规井身结构易带来井下复杂情况多、时效低、成本高的问题。通过地质条件下地层压力不确定性分析和考虑温度效应的井壁稳定性分析，提出了四大因素控制的双向循环井身结构设计方法，将从上往下和从下往上方法结合，同时进行双向迭代设计。这4个控制因素包括：①套管下入能力评估。利用专业软件计算套管最大悬重，评估补偿器提升能力（浮式平台）和钻机提升能力，并结合井眼曲率确定套管最大允许下深和最大允许全角变化率。②ECD评估。通过模拟不同工况条件下全井眼ECD和ESD，评估套管鞋