南海D气田高温高压开发井定向钻井技术分析

郑锦堂（中海油田服务股份有限公司油田技术事业部，广东湛江524057）

1 项目概况

D 气田位于南海北部大陆架西区的莺歌海盆地，为异常高温高压、高质、高产、大型整装气田。该气田主要目的层为中新统黄流组，为岩性圈闭，平均温度梯度为4.17℃/100m,储层温度约150°C，压力系数1.72～1.97，储层在3000 多米，物性属于中孔中渗～中孔低渗[1]。因此本文就如何优质高效的完成，本区块的钻井施工进行分析并予以实践，对该区块的开发提供一定参考意义。

2 高温高压气田定向钻井技术难点

国内外高温高压井一般很少采用大斜度定向井或水平井来开采，一是高温高压井井身结构通常较复杂，表层作业尺寸较大，对于海上丛式井来说难度很大；二是下部井段温度上升后对定向井和随钻测量工具的耐温要求高，工具容易受温度影响而失效；三是高温高压井钻井液高固相带来的摩阻扭矩比常规井大，井型复杂会导致地面扭矩更高，难以控制轨迹，并且容易出现卡钻事故；四是高温高压井的压力窗口窄，定向钻井与直井相比环空压耗更大，井眼清洁难度大，处理不当会产生井漏、井喷等事故[2]。

3 高温高压气田定向钻井技术分析

3.1 定向井井身剖面优化设计

南海D 气田高温高压定向井轨迹设计的原则是尽量使轨迹简单，避免因轨迹复杂造成摩阻增大,局部摩擦导致温度升高。分析的结果是将丛式井中三维井优化为近二维轨道设计，控制初始造斜率2～3度/30米，二次造斜井段全角变化率2度/30米以下，避免轨道急剧变化，从而起到降低钻具疲劳及套管磨损的风险，最大程度缓解井眼清洁压力、降低摩阻，最终获得提高钻井效率、降低钻井施工风险的效果。

3.2 高温高压D气田定向井表层井身结构优化

表层Φ660.4mm 井眼的常规做法是使用钟摆钻具防斜打直，为了满足下部井段承压要求，需要将Φ660.4mm井段尽量钻深，采用钟摆钻具吊打来防斜打直，影响作业时效，但各井在表层直井段仍然会存在不同程度偏斜。尤其是在井数较多的丛式井中，防碰形势较为严峻。如何解决该问题，是表层作业高效实施的关键。通过对表层井身结构的优化分析，采用表层大井眼预斜技术，在Φ660.4mm井眼设计井深500米，使用1.35°弯角Φ654mm 扶正套的马达组合，用以预斜减少防碰风险，并且大大提高了作业时效。参见图1。

3.3 钻具力学分析

3.3.1 钻进扭矩分析

为模拟出更加贴近实际工况的摩阻扭矩，首先需要根据邻近区块的实钻扭矩资料，反向模拟计算出各井段摩擦系数再予以运用在设计阶段。以D1-1 气田一期调整井为例，该项目分别采用了水基、油基两种体系的钻井液进行施工。

从实际使用效果来看，油基钻井液在实际使用中优势明显，考虑到本次设计开发井井深大幅增加，故推荐使用油基钻井液，并以油基钻井液作为流体模型进行后续模拟计算工作。此处选取总井深最深的D气田D11井为例，通过计算不难发现，钻进过程中摩阻扭矩最大工况发生在Φ311.15mm井段，最大上提悬重218t，最大扭矩64KN-m，实际作业过程中需通过上提下放等手段加强监控，同时适时短起以清洁井眼，保证井下安全。Φ215.9mm及Φ149.2mm井眼钻进容易发生弯曲疲劳，顶驱扭矩较大，给钻具强度带来一定挑战，钻进过程中使用Φ149.2mm大尺寸钻杆。参见图2。

3.4 井眼清洁分析

3.4.1 钻杆优选

在Φ444.5mm 及Φ311.15mm 井段使用Φ149.2mm 钻杆，较大的内径可以有效降低钻具内压力损耗，以保证在泵压安全范围内获得更大的排量，有利于井眼清洁。

在Φ215.9mm 井段推荐使用复合钻杆，即在上层Φ 244.47mm 技术套管内使用Φ149.2mm 钻杆，裸眼段使用Φ 127mm 钻杆。经计算，全井使用Φ149.2mm 钻杆将导致Φ 215.9mm井眼钻进期间井眼环空ECD（环空压力系数）过高，产生漏失风险；反之若全井使用Φ127mm钻杆对降低钻进时ECD帮助较小；使用复合钻具既可以减少预接及倒换钻具时间又保证上部钻具强度，提高施工安全系数。实际作业过程中复合Φ 127mm 钻杆至套管内300～500 米，以便应对因油藏位置变化而加深钻进的情况。

Φ149.2mm 井段使用Φ101.6mm 钻杆复合Φ149.2mm 钻杆，小井眼钻进前不回接套管，复合Φ149.2mm 钻具可提供更多悬重，同时提供足够强度抵抗弯曲风险，不易产生钻具的疲劳损坏，同样可以减少预接及倒换钻具时间。实际作业中，同样复合Φ127mm钻杆至Φ244.47mm套管内300～500米。

3.4.2 水力学分析

Φ444.5mm 及Φ311.15mm 井段特点是裸眼段长且稳斜角大，容易在下井壁产生岩屑床，钻进过程中易起泥球，起钻普遍需倒划眼，是井眼清洁问题最突出的井段。实际作业过程中应采用大排量4500L/min 定向井工具，高转速120转钻进，保持良好的钻井液流变性，钻进过程中应充分循环，减少环空岩屑的堆积，及时破坏岩屑床，保证井眼清洁。

Φ215.9mm井段地层压力窗口较窄，需重点关注ECD值，积极主动控制泥浆比重，防止压漏地层。比重较高时，在满足井眼清洁条件下应适当降低排量至1600L/min予以缓解。

Φ149.2mm 井段目的层水平段作业时，受井斜影响携砂效率低，泥浆比重需求高、砂岩渗透强，容易产生压差导致井壁易粘附岩屑，加之附加ECD 高，排量受限。作业中应使用小井眼钻具和低排量500～800L/min的定向井工具。优选高温稳定性强、润滑性好，封堵能力及抗污染能力强的泥浆[3]。保证一定的井壁冲刷能力，根据实际排量调整机械钻速和钻井液性能。

图1 D10H井身结构

图2 D11井各井段摩阻扭矩分析

3.5 耐高温工具优选分析

经过调研，目前国内能提供定向井服务的外方分包商一共有四家，其中威德福和哈里伯顿工具稳定性较差，且国内暂时没有高温工具。贝克休斯150°C工具在调研中发现当温度达到130°C以后，工具稳定性将急剧下降故障率较高，耐175°C资源较少，且国内无该资源；斯伦贝谢Φ120.65mm 旋转导向工具目前无高温工具，但耐150°C 旋转导向PowerDrive Orbit 属于球型密封，在高温和油基泥浆作业中稳定性较可靠，LWD 工具Im⁃pluse 国内有耐175°C 的资源且稳定性较高。通过计算ECD 结果，能够满足钻进小排量的要求。综上，优选斯伦贝谢旋转导向及LWD工具进行作业。

4 高温高压定向井施工工艺

4.1 降温措施

（1）下钻过程中，静态温度不高于100℃时可以正常下钻，当下钻至静态温度达到100℃后，需要开泵循环，观察井底循环温度；根据地温梯度预估静态温度125℃的斜深，在该深度附近开泵循环15 分钟以上，观察井底循环温度。后每下钻5 柱（约150m），开泵测井底静态温度，并循环15分钟以上，监测井下温度。当静态温度达到130℃以上，开始开泵下钻，排量需达到工具启动排量（继续下钻前需要观测到工具温度），每柱循环15分钟以上，降温。循环温度超过140℃之后，循环直至工具循环温度降至低于140℃之后再继续开泵下钻。

（2）钻进过程中，缩短接立柱时间和停泵时间，尽量避免在不开泵的情况下转动钻具；正常钻进中，当循环温度接近工具极限温度时，循环降温，循环降温时降低转速至50转，降温效果较好；工具在高温环境下，井下震动导致工具出现故障的几率将大大增加，因此，在钻进过程中若出现震动，应及时采取措施(调整钻参、活动钻具等)降低或者避免震动；如果泥浆失返或不能建立循环，尽快短起到静态温度小于125℃的深度；若地面设备异常需接循环头循环时，缩短转换时间；循环温度超过140℃并且增长过快时，停止钻进，循环观察，直到温度稳定下来之后再继续钻进。

（3）起钻过程中，裸眼段全程倒划眼起钻直到套管鞋，每10柱循环一次，每次15分钟以上；起钻进套管内后，同样采用循环起钻，直到静态温度125度以内井段，每10柱循环一次，每次15分钟，可以小排量循环；避免井下工具因为温度过高导致内存电路板失效而丢失内存数据；静止温度125℃以内井段，可以直接起钻。

4.2 高温高压地层防漏措施

Φ244.47mm 技术套管保证下入泥岩段，保证管鞋承压，以确保目的层作业窗口。Φ215.9mm 井段压力窗口在1.80～2.05，压力窗口窄存在漏失风险，泥浆比重及流变性控制是关键；根据目的层压力系数使用泥浆密度，钻进过程中控制ECD 在1.85～2.03；完钻后根据气测情况再调整，使用与地层粒级匹配的承压增强剂，提高地层承压（PF-EZCARB、PF-MOSTRH）使用合适排量钻进；起下钻过程中适当中途循环破坏泥浆静切力，钻进过程中密切关注泵压扭矩，开泵缓慢平稳，阶梯式开泵。

5 结语

（1）高温高压丛式井放射性布井及近二维剖面平滑轨迹设计，有效降低了定向钻井的摩阻，使定向井工具造斜能力得到最大程度上发挥。

（2）采用更为接近实际的摩阻系数及钻井参数，进行摩阻扭矩模拟计算出的结果，能够较真实的反应井下情况。通过对钻杆尺寸分析优选，结合水力学模拟分析，能够更好的解决高温高压丛式井各井段井眼清洁问题。

（3）高温高压井段施工过程中，根据目的层压力系数使用泥浆密度，严格控制

ECD 在1.85～2.03，比重较高时，在满足井眼清洁条件下应适当降低排量，使用与地层粒级匹配的承压增强剂，提高地层承压，防止压漏地层。

（4）当静止温度大于130℃时，采用开泵下钻，钻进过程中，当循环温度140℃且在加速增长时停止钻进，循环观察温度稳定在140℃继续钻进。在高温井段起钻过程中，采用倒划眼起钻至井温小于125℃井段。防止井下定向井工具高温损坏。