徐優(yōu)富， 張忠強(qiáng)， 方華良

(1．中國石化上海海洋油氣分公司，上海 200120；2．中石化海洋石油工程有限公司上海鉆井分公司，上海201206)

?鉆井完井?

南海C區(qū)塊高溫高壓氣井井控技術(shù)

徐優(yōu)富1， 張忠強(qiáng)2， 方華良2

(1．中國石化上海海洋油氣分公司，上海 200120；2．中石化海洋石油工程有限公司上海鉆井分公司，上海201206)

為確保南海C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井過程中的井控安全，針對存在的地層壓力高且復(fù)雜、地層溫度高、鉆井液安全密度窗口窄、高密度鉆井液性能維護(hù)困難等井控技術(shù)難點，制定了實時檢測溢流、控制溢流量，壓井時逐漸提高壓井液密度，防止發(fā)生井漏，鉆井液降溫和性能維護(hù)，井下溢漏共存處理等技術(shù)措施。防止井漏的技術(shù)措施包括提高地層承壓能力和鉆井液的封堵性、優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)、控制井底循環(huán)當(dāng)量密度、階梯開泵、簡化鉆具組合及控制下鉆速度等。南海C區(qū)塊30余口高溫高壓井在鉆井過程中采取了制定的井控技術(shù)措施，未發(fā)生井控事故。這表明，采取所制定的井控技術(shù)措施可以確保南海C區(qū)塊高溫高壓氣井的鉆井井控安全。

高溫;高壓；氣井；井控；地層壓力；壓井；鉆井液；南海C區(qū)塊

南海C區(qū)塊處于南海鶯歌海盆地，而南海鶯歌海盆地是世界海上三大高溫高壓地區(qū)之一。南海C區(qū)塊氣井鉆遇第四系樂東組，新近系鶯歌海組、黃流組、梅山組等地層，主要目的層為黃流組和梅山組。黃流組和梅山組為砂巖和泥巖不等厚互層，在其頂部發(fā)育一套較厚的泥巖。該區(qū)塊地層溫度高于150 ℃，地層孔隙壓力當(dāng)量密度高于1.80 kg/L，最高超過了2.20 kg/L，具有地層壓力系數(shù)高、鉆井液安全密度窗口極窄等特點，且該區(qū)塊處于勘探開發(fā)起步階段，地層壓力預(yù)測精度不高，在鉆井過程中易發(fā)生溢流，經(jīng)常需要進(jìn)行壓井作業(yè)[1-3]。例如，該區(qū)塊K平臺在2010—2016年鉆了30余口高溫高壓氣井，在鉆井過程中，發(fā)生溢流需要進(jìn)行壓井作業(yè)的井有9口，占總鉆井?dāng)?shù)的30%，還有4口井在同一個井段出現(xiàn)噴漏共存。由此可知，該區(qū)塊鉆井期間發(fā)生井控事故的風(fēng)險較大，確保井控安全是該區(qū)塊高溫高壓氣井安全鉆進(jìn)的關(guān)鍵。

為做好井控工作，石油工程科研工作者已經(jīng)對陸地高溫高壓氣井的溢流特征、壓井方法、井漏處理措施等進(jìn)行了研究，形成了適用不同地區(qū)的井控技術(shù)[4-5]，但海上高溫高壓氣井受平臺空間和其他因素的限制，出現(xiàn)井控問題時，處理難度遠(yuǎn)大于陸地，甚至?xí)l(fā)海洋環(huán)境問題。而針對窄鉆井液安全密度窗口的控壓鉆井技術(shù)，由于風(fēng)險相對較大還沒有在海上廣泛使用。為此，筆者以預(yù)防為主，以盡量避免發(fā)生井噴為原則，從溢流發(fā)現(xiàn)、壓井方法、預(yù)防井漏、鉆井液降溫和高密度鉆井液性能維護(hù)等方面著手，制定了適用于南海C區(qū)塊的井控技術(shù)措施，并在鉆井過程中采取了這些技術(shù)措施，未發(fā)生井控事故。

1 井控技術(shù)難點

井控技術(shù)難點主要有：地層壓力復(fù)雜，預(yù)測精度低；對井控設(shè)備的抗溫能力要求高；高密度鉆井液性能維護(hù)要求高。

1.1 地層壓力復(fù)雜，預(yù)測精度低

1) 地層壓力復(fù)雜。南海C區(qū)塊地層壓力復(fù)雜，常鉆遇4～5個不同壓力的地層(C3-1井鉆遇地層壓力情況見表1)，且地層破裂壓力與地層孔隙壓力接近，兩者的當(dāng)量鉆井液密度差大部分在0.10～0.30 kg/L，甚至有少部分井更小，鉆井液安全密度窗口極窄，鉆井過程中發(fā)生漏失的風(fēng)險極大。

表1 C3-1井鉆遇地層壓力情況Table 1 Formation pressure in Well C3-1

2) 地層壓力預(yù)測精度低。南海C區(qū)塊部分井特別是勘探井[6-8]，由于地震資料處理得不細(xì)、地層壓力預(yù)測模型不夠完善、鉆井?dāng)?shù)較少等原因，預(yù)測的地層壓力與實際地層壓力相比誤差較大(見表1)。由于地層壓力預(yù)測不精確，直接影響了鉆井液密度的選擇、井身結(jié)構(gòu)設(shè)計、施工作業(yè)方案的合理性，給井控帶來了較大困難。

3) 常規(guī)溢流檢測方法存在誤差。一般情況下，依據(jù)出口流量、鉆井液池液面的變化來識別溢流。但對于海上浮式鉆井裝置(如半潛式鉆井平臺)，受海況影響、鉆井裝置配載變化，鉆井裝置會上升下沉或前后左右搖晃，造成出口流量在一定范圍內(nèi)波動，鉆井液池液面也上下波動[9]，如果再通過出口槽返流速度、鉆井液池液面上升來檢測溢流，容易產(chǎn)生誤判。

1.2 對井控設(shè)備的抗溫能力要求高

地層溫度高，使循環(huán)鉆井液溫度升高，造成鉆井液流經(jīng)井控設(shè)備和鉆井液管線時，加速其密封件老化，導(dǎo)致密封件失效。水下萬能防噴器和可變閘板防噴器膠芯推薦工作溫度為82 ℃，而C區(qū)塊有的井流經(jīng)防噴器鉆井液的溫度高達(dá)75 ℃(見表2)，這就要求井控設(shè)備要具有較高的抗溫能力。

表2 部分井的地層溫度和鉆井液溫度

Table 2 Formation temperature and drilling fluid temperature of some wells

井名井眼直徑/mm井深/m地層溫度/℃鉆井液溫度/℃防噴器地面出口C1?1井31114527001937060C3?1井3950001787565C10?1井3720001767060C1?1井21274593001955338C3?1井4383001996050C10?1井4063001936550

1.3 高密度鉆井液性能維護(hù)要求高

南海C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆進(jìn)時要采用抗高溫水基鉆井液Duratherm，而該鉆井液是用淡水配制的，如混入海水，海水中的金屬離子會使其發(fā)生絮凝。因此，要避免海水污染鉆井液。

由于C區(qū)塊地層壓力高，在鉆井過程中要用高密度鉆井液，而高密度鉆井液的維護(hù)措施如不得當(dāng)，加重劑會沉淀而堵塞管線。且加重劑沉淀會引起鉆井液密度大幅度下降，造成井底壓力小于地層壓力，地層流體侵入井筒，發(fā)生溢流。因此，在鉆井過程中，要采取恰當(dāng)?shù)木S護(hù)處理措施，以維持高密度鉆井液性能穩(wěn)定。

2 井控技術(shù)措施

2.1 溢流檢測和溢流量控制

2.1.1 溢流檢測

由于C區(qū)塊部分勘探井鉆前預(yù)測的地層壓力不準(zhǔn)確或隨鉆監(jiān)測壓力的精度低，造成鉆井液密度選擇不合理，導(dǎo)致鉆井期間發(fā)生溢流。因此，及時識別溢流，對于該區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井井控安全極其重要。

鉆井液循環(huán)時利用APWD傳感器來檢測井底當(dāng)量循環(huán)密度(簡稱ECD)，APWD傳感器一般安裝在隨鉆LWD工具上。如果有大量氣體侵入井筒內(nèi)，氣體上返過程中因壓力和溫度下降，其體積會膨脹，引起井底壓力降低，井底當(dāng)量循環(huán)密度變小。因此，井底當(dāng)量循環(huán)密度明顯變小是發(fā)生溢流的特征之一。

需要注意的是：1)在鉆進(jìn)φ311.1和φ212.7 mm井段時，LWD工具的啟動排量一般為900～1 000 L/min，低于此排量時無法測得井底當(dāng)量循環(huán)密度。C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井過程中，如果鉆井液安全密度窗口特別窄，泵排量會小于此排量；2)剛揭開高壓儲層時，侵入井筒的氣體較少，井底當(dāng)量循環(huán)密度不會有大的變化，往往要等侵入井筒的氣體上返至一定井深后，由于氣體充分膨脹，井筒內(nèi)的液柱壓力才會明顯降低，ECD才會明顯變小。因此，鉆時突然變短(可能揭開了高壓儲層)，要停鉆循環(huán)至少一個遲到時間，不能因為在剛揭開高壓儲層時未檢測到溢流，就繼續(xù)鉆進(jìn)。

對于浮式鉆井船，如果停泵后，出口流量未減小，仍然很大，可能發(fā)生了溢流。

由于通過測量鉆井液池液面高度變化檢測溢流精度較低，C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井時要求鉆井液返至計量罐，通過計量罐計量返出鉆井液體積檢測溢流。在測井或空井工況下，循環(huán)鉆井液時，鉆井液也要返至計量罐。水深變化會影響海上高溫高壓氣井井筒內(nèi)鉆井液的體積，因此還要注意監(jiān)測水深。

2.1.2 溢流量控制

采取合適的技術(shù)措施，減少鉆井過程中的溢流量，可以降低壓井、調(diào)整鉆井液密度等作業(yè)時的井控風(fēng)險。

1) 剛揭開高壓儲層時，如鉆速較快，要將揭開儲層的厚度控制在0.5 m左右[10]。在弄清地層壓力的情況下，根據(jù)氣測值調(diào)整鉆井液密度，然后再鉆開高壓儲層，這樣可以減少高壓儲層的裸露厚度，減少侵入井筒氣體的量。如果高壓儲層的地層壓力當(dāng)量密度高于井底當(dāng)量密度，會發(fā)生溢流，但相比揭開儲層厚度大的方式，溢流量少，后續(xù)作業(yè)的井控風(fēng)險低。

2) 起鉆過程中減少因起鉆抽汲引起的溢流量。C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井過程中有時井下處于微過平衡狀態(tài)，且起鉆時井筒內(nèi)鉆具越長、環(huán)空面積越小，其產(chǎn)生的抽汲壓力越大，故為了降低抽汲作用，要分段控制起鉆速度。一般離高壓儲層比較近的井段起鉆速度控制在0.1 m/s，同時降低排量，增加環(huán)空壓耗，以提高井底當(dāng)量循環(huán)密度；其他井段起鉆速度可控制在0.1～0.3 m/s；上部井段可以按照正常速度起鉆。在活動鉆具和進(jìn)行倒劃眼作業(yè)時，同樣要控制起鉆速度。

2.2 壓井技術(shù)措施

常規(guī)井采用工程師法或司鉆法壓井，可以在一兩個循環(huán)周內(nèi)循環(huán)出受污染的鉆井液、替入壓井液，比較省時省力，但高溫高壓氣井不能簡單套用工程師法或司鉆法的壓井程序。對于C區(qū)塊的高溫高壓氣井，考慮有利于掌握井下情況，防止壓井液密度過高壓漏地層，在壓井期間每個循環(huán)周壓井液密度僅提高0.01～0.02 kg/L，并要避免壓井液密度出現(xiàn)大幅波動。

當(dāng)鉆井液體積增量小于2 m3，且鉆井液體積增量有減少趨勢時，可以不關(guān)防噴器，但需要關(guān)上導(dǎo)流器的芯子，以避免含氣鉆井液沖出轉(zhuǎn)盤面。

2.3 防漏技術(shù)措施

鉆進(jìn)高壓儲層時所用鉆井液的密度很高，其安全密度窗口常在0.1～0.3 kg/L，且部分井鉆井液安全密度窗口還有變窄的現(xiàn)象，發(fā)生井漏的風(fēng)險較高。對于海上鉆井，如發(fā)生井漏后再處理，存在很多困難，如堵漏材料顆粒稍大就無法通過隨鉆工具，且加重材料的運(yùn)輸儲備受到限制。因此，對于C區(qū)塊的高溫高壓氣井，鉆井時應(yīng)以預(yù)防發(fā)生井漏為主，以處理井漏為輔，通過采取提高地層承壓能力、控制井底循環(huán)當(dāng)量密度、減少溢流量等措施，降低鉆井過程中發(fā)生井漏的風(fēng)險。

2.3.1 提高套管鞋處地層的承壓能力

如果套管鞋處固井質(zhì)量不好，在鉆遇高壓層后，鉆井液會從套管鞋處向上竄，在套管環(huán)空地層承壓能力低處發(fā)生漏失[11]。因此，在鉆開套管鞋下部地層5.00～10.00 m后，進(jìn)行套管鞋處地層承壓試驗。如果不能滿足鉆開下部高壓地層的要求，必須先提高套管鞋處地層的承壓能力。鶯歌海盆地其他區(qū)塊有30%的高溫高壓井采用擠水泥的方式提高套管鞋處地層的承壓能力，地層承壓能力一般可提高0.1～0.3 kg/L。

2.3.2 優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)

C區(qū)塊在高壓儲層頂部泥巖層下入一層套管，下入深度較深。為防止鉆進(jìn)高壓儲層時，裸眼段發(fā)生漏失，在鉆開高壓儲層前，需對裸眼段進(jìn)行地層承壓試驗，如承壓能力達(dá)不到揭開高壓儲層的要求，要采用擠水泥等方式提高裸眼段地層的承壓能力。如果采取措施后，裸眼段地層的承壓能力仍達(dá)不到揭開下部高壓儲層的要求，可以優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)，下入一層套管封隔裸眼段。

2.3.3 控制井底當(dāng)量循環(huán)密度

由于C區(qū)塊儲層的地層壓力高，鉆井液安全密度窗口較窄，在鉆井過程中要始終控制井底當(dāng)量循環(huán)密度(ECD)不大于地層能承受的當(dāng)量密度。降低循環(huán)排量是有效控制ECD的方法，在鉆井液密度較高而安全密度窗口很窄的情況下，可以采用適當(dāng)降低排量的方法降低ECD。一般情況下，鉆井液密度為1.80～2.0 kg/L時，控制循環(huán)排量小于1 500 L/min；鉆井液密度大于2.0 kg/L不大于2.20 kg/L時，控制循環(huán)排量小于1 300 L/min；鉆井液密度大于2.20 kg/L時，控制循環(huán)排量小于1 000 L/min。進(jìn)行下劃眼時，如下鉆速度過快，會產(chǎn)生激動壓力，使當(dāng)量循環(huán)密度升高，因此要控制下鉆速度，一般要求不高于0.2 m/s。

2.3.4 提高鉆井液的封堵性

在進(jìn)入高壓儲層前，要改善濾餅質(zhì)量，并在鉆井液中加入碳酸鈣和軟性封堵劑等，以提高鉆井液的封堵性。準(zhǔn)備好堵漏漿和配制堵漏漿的材料，做好堵漏準(zhǔn)備。

2.3.5 階梯式開泵

在接完立柱、下鉆至井底和套管下至井底等作業(yè)環(huán)節(jié)開泵時，開泵要平緩，以避免出現(xiàn)環(huán)空憋壓，壓漏地層，一般采用階梯式開泵。階梯式開泵程序為：先以小排量開泵，環(huán)空見到鉆井液返出后，開始提高排量，鉆井液返出正常、泵壓穩(wěn)定后，再提高泵沖，每次提高幅度約2～5沖/min，如此逐步將排量提高至正常循環(huán)排量，每次開泵時間需要15～20 min。

2.3.6 簡化鉆具組合

預(yù)測繼續(xù)鉆進(jìn)井漏風(fēng)險比較大時，要簡化井下鉆具組合，剔除對處理井漏有影響的鉆井工具，如隨鉆測井儀，因粒徑大于3 mm的堵漏材料不能通過隨鉆測井儀。

鉆進(jìn)高壓地層時，鉆具組合必須裝有浮閥和投入式止回閥，以降低井控風(fēng)險。浮閥盡量靠近鉆頭，投入式止回閥一般安裝在第1根和第2根加重鉆桿之間。

2.3.7 控制下鉆速度

下鉆時，下鉆速度如過快，產(chǎn)生的激動壓力過大，在鉆井液安全密度窗口窄的井段可能壓漏地層，所以要分段控制下鉆速度，一般鉆頭離高壓儲層頂部垂直距離約為1 000.00 m時，控制下鉆速度低于0.10～0.30 m/s。

2.4 鉆井液降溫技術(shù)

2.4.1 鉆井液溫度監(jiān)測

要實時、準(zhǔn)確地監(jiān)測鉆井液進(jìn)口和出口的溫度。通過隨鉆LWD工具監(jiān)測井底鉆井液的溫度；通過井口、鉆井液池等處的溫度傳感器監(jiān)測這些位置處鉆井液的溫度。

2.4.2 鉆井液降溫措施

長時間靜止，鉆井液溫度會上升，一般會比循環(huán)時高約10～20 ℃，如果下鉆至井底才開泵循環(huán)，流經(jīng)防噴器鉆井液的溫度會過高，故一般下鉆途中要開泵循環(huán)鉆井液，通過循環(huán)降低鉆井液的溫度。

在鉆井液槽內(nèi)安裝降溫盤管和鼓風(fēng)機(jī)，以降低鉆井液入口溫度。在鉆井液槽出口加裝鉆井液降溫器，可以使入口鉆井液溫度降低5～10 ℃，從而降低整個循環(huán)系統(tǒng)中鉆井液的溫度。

合理配置鉆井液池：1)鉆井液池緊鄰海水池，利用海水為鉆井液池中的鉆井液降溫；2)增加鉆井液在回漿槽內(nèi)流動的距離，提高自然降溫和降溫盤管的降溫效果。將鉆井液池、振動篩、活動鉆井液池、鉆井泵的自然通風(fēng)口改為強(qiáng)力抽風(fēng)機(jī)，以降低環(huán)境溫度，提高鉆井液降溫效果。

2.5 高密度鉆井液性能維護(hù)處理措施

鉆井液要保持較低的固相含量和較好的流變性，以便為加重留下余地。鉆井液的懸浮能力會隨重晶石加量增大而提高，但要避免因加入大量重晶石而致其黏度過高，一般控制漏斗黏度小于60 s。每隔0.5 h測量鉆井液的密度和黏度，發(fā)現(xiàn)異常要及時處理。

防止循環(huán)系統(tǒng)以外的流體(如冷卻用的淡水等)進(jìn)入井筒，不許在鉆臺上用水沖洗鉆具、鉆臺面等。防止低密度鉆井液或海水混入高密度鉆井液。為防止重晶石在鉆井液池、壓井節(jié)流管線、計量罐等處沉淀，每天沖洗檢查壓井、節(jié)流管線，活動高壓閥門，以確保暢通。

2.6 井下溢漏共存的處理措施

壓井過程中，提高鉆井液密度時，有時會因某一深度處地層的承壓能力不足出現(xiàn)漏失，也可能由于鉆井液密度低壓不住高壓層，造成井筒內(nèi)出現(xiàn)溢漏共存的情況，而處理井下溢漏共存的情況比較困難。

處理溢漏共存時優(yōu)先考慮井控，在關(guān)閉防噴器的情況下，不要活動鉆具，以避免破壞防噴器膠芯。采用隨鉆堵漏、承壓堵漏等堵漏方式[12]進(jìn)行堵漏時，要確保堵漏效果。如堵漏漿不能獲得明顯的堵漏效果，就要考慮采用擠水泥的方式提高地層的承壓能力。

起鉆更換鉆具要在安全作業(yè)時間內(nèi)進(jìn)行。下入光鉆桿注水泥漿封隔井下高壓層和漏失層，然后分層進(jìn)行堵漏作業(yè)，分段進(jìn)行地層承壓試驗。如果地層承壓能力不能滿足鉆開下部地層要求，要采用擠水泥的方式提高地層的承壓能力，直至滿足承壓要求后，再鉆開下一層水泥塞，進(jìn)行承壓試驗。

如果提高鉆井液密度風(fēng)險太高，而井下又處于微平衡狀態(tài)，在具備安全作業(yè)時間的前提下，可以考慮提前下入套管，封隔漏失層。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2010—2016年，南海C區(qū)塊應(yīng)用井控技術(shù)安全順利鉆成30余口高溫高壓氣井，其中有9口井的地層孔隙壓力當(dāng)量鉆井液密度大于2.0 kg/L，這些井中最大地層壓力系數(shù)超過2.25、最高地層壓力95.2 MPa、最高鉆井液密度2.28 kg/L、最高井底溫度198 ℃、平均地溫梯度約4.17 ℃/100m。下面以C3-1井為例介紹井控技術(shù)應(yīng)用情況。

C3-1井位于鶯歌海盆地凹陷斜坡帶南段，在鉆井過程中，出現(xiàn)了許多井控方面的問題：φ311.1，φ212.7和φ152.4 mm井段(目的層井段)的實際地層壓力系數(shù)超過鉆前預(yù)測值、鉆井液安全密度窗口極窄、套管鞋處承壓能力不足、在同一個裸眼段內(nèi)地層壓力復(fù)雜，漏失風(fēng)險大。

φ311.1 mm井段鉆至井深3 868.00 m，鉆時變短，進(jìn)行壓井作業(yè)，按照每一循環(huán)周加重0.01～0.02 kg/L提高鉆井液密度，當(dāng)鉆井液密度提高至1.68 kg/L時，井口突然無返出，判斷井下發(fā)生漏失。由于鉆井液密度加重至1.66 kg/L時未出現(xiàn)漏失，所以配制密度1.65 kg/L的鉆井液和堵漏漿，替換井內(nèi)鉆井液并進(jìn)行堵漏，堵漏成功。

φ212.7 mm井段鉆至井深3 986.00 m，鉆時變短，此時鉆井液密度為1.92 kg/L，停鉆循環(huán)，氣測值在10%上下波動，于是停鉆按每一循環(huán)周加重0.02 kg/L提高鉆井液密度，鉆井液密度提高至2.02 kg/L時，壓井成功。

對φ508.0，φ339.7，φ244.5和φ177.8 mm套管鞋處進(jìn)行了地層承壓試驗，結(jié)果見表3。從表3可以看出，φ339.7和φ244.5 mm套管鞋處地層的承壓能力達(dá)不到鉆開下部地層的要求，于是起出井下鉆具組合，下入光鉆桿進(jìn)行擠水泥作業(yè)。擠水泥作業(yè)后，φ339.7和φ244.5 mm套管鞋處地層的承壓能力達(dá)到鉆開下部地層的要求。

表3 C3-1井套管鞋處地層承壓能力

Table 3 Pressure-bearing capacities of formations around the casing shoe in Well C3-1

套管鞋直徑/mm井深/m地層承壓能力/(kg·L-1)期望實際擠水泥后5080123000165～175167未擠水泥3397337000200～2201872102445386000220～2321932151778403000235～240240未擠水泥

φ212.7 mm井段鉆至井深3 986.00 m時，鉆井液密度為2.02 kg/L，井底ECD已經(jīng)接近套管鞋處的地層承壓能力(2.15 kg/L)，鉆井液安全密度窗口過窄(僅0.13 kg/L)，難以繼續(xù)鉆進(jìn)，為此起出井下鉆具組合，下入光鉆桿，進(jìn)行地層承壓能力試驗，當(dāng)井底ECD達(dá)到2.18 kg/L時地層破裂，于是進(jìn)行擠水泥作業(yè)。擠水泥后地層承壓能力達(dá)到2.20 kg/L以上(地層未破裂)，鉆井液安全密度窗口超過0.18 kg/L，具備再鉆進(jìn)的條件。考慮到井深3 986.00 m以深地層的地層壓力系數(shù)可能會升高，如果需要堵漏，由于粒徑3 mm以上的堵漏材料無法通過隨鉆測井儀，因此對鉆具組合進(jìn)行簡化，剔除隨鉆測井儀。

φ212.7 mm井段鉆至井深4 030.00 m時進(jìn)行了VSP測井，預(yù)測下部地層的地層壓力系數(shù)可能達(dá)到2.19以上，而裸眼井段地層承壓能力經(jīng)過3次擠水泥作業(yè)后僅為2.20 kg/L，再提高地層承壓能力相當(dāng)困難。如果繼續(xù)鉆進(jìn)，鉆井液安全密度窗口只有0.01 kg/L，太窄，難以繼續(xù)鉆進(jìn)。于是提前下入φ177.8 mm尾管，采用φ149.2 mm鉆頭鉆開下部地層。鉆進(jìn)φ149.2 mm井段時得知地層壓力系數(shù)確實超過了2.19，這說明井身結(jié)構(gòu)變更后避免了井漏的發(fā)生，保證了井控安全。

φ149.2 mm井段套管鞋處地層承壓能力達(dá)到2.40 kg/L，鉆進(jìn)該井段所用鉆井液的密度為2.24 kg/L，鉆井液安全密度窗口僅為0.16 kg/L。針對鉆井液安全密度窗口窄的情況，采取了預(yù)防發(fā)生井漏的措施，避免了大漏失量井漏的出現(xiàn)，確保了井控安全。

4 結(jié)論及建議

1) 南海C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆遇地層壓力體系復(fù)雜，鉆井液安全密度窗口窄，確保井控安全是安全順利完成鉆井作業(yè)的關(guān)鍵。

2) 為防止壓井過程中壓漏地層，采用工程師法或司鉆法壓井時，應(yīng)按照每個循環(huán)周鉆井液密度提高0.01～0.02 kg/L，逐漸提高鉆井液密度，直至壓井成功。

3) 針對南海C區(qū)塊高溫高壓氣井鉆井液安全密度窗口窄、井漏處理困難的具體情況，采取提高套管鞋處地層承壓能力、階梯式開泵、控制井底循環(huán)當(dāng)量密度等技術(shù)措施，以預(yù)防井漏發(fā)生。

4) 為了降低溫度對井控設(shè)備的影響，應(yīng)采取鉆井液降溫措施。

5) 南海C區(qū)塊高溫高壓氣井所采取的井控技術(shù)措施，是通過鉆井實踐摸索得到的，為提高井控技術(shù)措施的針對性，應(yīng)加強(qiáng)理論研究。

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[編輯 劉文臣]

Well Control Technologies for HTHP Gas Wells in the C Block of the South China Sea

XU Youfu1,ZHANG Zhongqiang2,FANG Hualiang2

(1.SinopecShanghaiOffshorePetroleumCompany,Shanghai,200120,China;2.ShanghaiDrillingDivision,SinopecOffshoreOilfieldServiceCorpration,Shanghai,201206,China)

To ensure well control safety in drilling HTHP gas wells in the C Block of the South China Sea,and solve the problems of high and complicated formation pressures,high formation temperatures,a narrow safety window for drilling fluid,difficulties in maintaining of desirable properties of high density drilling fluids,several measures have been developed,including real time kick detection,overflow volume control,gradual increase of killing fluid density during killing,lost circulation prevention,drilling fluid temperature control and performance maintenance,management of coexisted kicks and lost circulation,etc.The technical measures to prevent lost circulation include improving pressure bearing capacities of formations and the plugging property of drilling fluids,modifying casing programs,controlling bottom hole circulation equivalent density,adopting staged pumping,simplifying drilling tool assemblies and controlling trip-in speed,etc.The proposed well control technologies have been used in 30 HTHP wells in the C Block of South China Sea,without an occurrence of well control incidents,which indicates that the relevant well control technologies can effectively guarantee well control safety in drilling of HTHP gas wells in the C Block of South China Sea.

high temperature;high pressure;gas well;well control;formation pressure;killing well;drilling fluid;C Block of the South China Sea

2016-08-23；改回日期：2017-05-12。

徐優(yōu)富(1965—)，男，江西上饒人，1987年畢業(yè)于長春地質(zhì)學(xué)院鉆探工程專業(yè)，高級工程師，主要從事油氣勘探開發(fā)科技管理和鉆井完井技術(shù)研究工作。E-mail：2322946919@qq.com。

10.11911/syztjs.201704004

TE28

A

1001-0890(2017)04-0021-06