吳 江， 李炎軍， 張萬棟， 楊玉豪

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

南海鶯歌海盆地中深層天然氣探明儲(chǔ)量較大，但開發(fā)中深層氣田時(shí)面臨高溫（溫度約150 ℃）、高壓（壓力系數(shù) 1.91～1.96）、高含 CO2氣體（CO2含量12.5%～52.1%）、壓力窗口窄等不利條件，采用水平井開發(fā)該類氣田具有高投入、高風(fēng)險(xiǎn)的特點(diǎn)，且配套技術(shù)不成熟，只能采用直井或難度相對(duì)較小的定向井（井斜角20°～42°），使鶯歌海盆地高溫高壓氣田的產(chǎn)能受到很大限制。國(guó)內(nèi)外采用水平井開發(fā)海上高溫高壓氣田的案例很少，可供借鑒的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)也非常少。為了提高鶯歌海盆地中深層高溫高壓氣田的開發(fā)效益，必須研究應(yīng)用高溫高壓水平井鉆井技術(shù)。為此，在分析高溫高壓開發(fā)井鉆井技術(shù)難點(diǎn)的基礎(chǔ)上，從保障鉆井安全和提高鉆井時(shí)效方面進(jìn)行攻關(guān)研究，在井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、高溫高密度油基鉆井液技術(shù)、鉆井液微米級(jí)重晶石加重技術(shù)、高密度油基鉆井液濾餅沖洗技術(shù)、高溫高壓含CO2氣井套管材質(zhì)優(yōu)選、高溫高壓水平段安全鉆進(jìn)技術(shù)等方面取得了較大突破，形成了南海鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，并在10口井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了顯著的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

1 鉆井技術(shù)難點(diǎn)

南海鶯歌海盆地地層以快速沉降充填、高地溫梯度、大規(guī)模異常壓力體系和熱流體底辟為重要特征，盆地中部泥流體底辟構(gòu)造十分發(fā)育，地層以海相沉積為主，自下而上依次為漸新統(tǒng)的崖城組、陵水組，中新統(tǒng)的三亞組、梅山組和黃流組，上新統(tǒng)的鶯歌海組，以及第四系的樂東組，主要目的層為中新統(tǒng)黃流組一段，屬于異常高壓地層，且受強(qiáng)構(gòu)造應(yīng)力影響形成了底辟破碎帶，中深層高壓地層的漏失壓力相對(duì)較低，造成安全密度窗口較窄。具體而言，高溫高壓水平井鉆井面臨以下難點(diǎn)：

1）高密度鉆井液流變性調(diào)控難，儲(chǔ)層保護(hù)難度大。通常采用惰性加重材料對(duì)鉆井液進(jìn)行加重，鉆井液加重后的固相含量可達(dá)20%～45%，使其黏滯性增強(qiáng)，流變性不易調(diào)控，增大了井底當(dāng)量循環(huán)密度的控制難度。主要目的層黃流組為中孔中滲、中孔低滲儲(chǔ)層，其中低滲儲(chǔ)層易產(chǎn)生水鎖性傷害，且黃流組地層為中等偏強(qiáng)至強(qiáng)水敏地層，易受外來液相的傷害。由于鉆井結(jié)束至完井清噴的時(shí)間較長(zhǎng)，工作液需在裸眼內(nèi)滯留15 d以上，在此期間工作液固相會(huì)侵入儲(chǔ)層，進(jìn)一步加劇儲(chǔ)層傷害程度[1-2]。

2）大斜度井段套管磨損嚴(yán)重，影響井筒安全。大斜度井段鉆桿作用在套管上的側(cè)向力大，加之鉆進(jìn)時(shí)間較長(zhǎng)和高密度鉆井液固相含量高，導(dǎo)致套管和鉆柱磨損問題尤為突出，而磨損后套管強(qiáng)度會(huì)降低，嚴(yán)重時(shí)會(huì)引起套管失效和井筒完整性被破壞，給鉆井和后面的油氣開采帶來不利影響[3-5]。特別是高含CO2氣田，套管磨損后會(huì)腐蝕加劇，帶來更大的安全隱患。雖然高密度鉆井液中的重晶石和潤(rùn)滑劑等可以對(duì)套管與鉆桿的接觸產(chǎn)生一定的潤(rùn)滑作用，但同時(shí)提高了磨粒磨損程度，綜合來說，還是增大了對(duì)套管的磨損程度。

3）摩阻扭矩大，鉆具負(fù)荷大。采用φ149.2 mm鉆頭鉆進(jìn)時(shí)配合使用φ127.0 mm和φ101.6 mm復(fù)合鉆桿，鉆具懸重達(dá)到1 000 kN左右。如果井身質(zhì)量不好，狗腿度較大，鉆井液潤(rùn)滑性能差，上部鉆具受到的拉力接近抗拉強(qiáng)度，加之鉆具受疲勞應(yīng)力作用，易發(fā)生鉆具故障。一旦出現(xiàn)地面故障或井下故障，都不容易處理。

4）大斜度井段的固井質(zhì)量難以保障。水平段井斜角大，套管居中困難，水泥漿頂替效率低。水平段使用高密度油基鉆井液鉆進(jìn)，常規(guī)沖洗液對(duì)高密度油基鉆井液濾餅的清洗效果差，且沒有評(píng)價(jià)高密度油基鉆井液濾餅清洗效果的手段，嚴(yán)重影響了固井質(zhì)量。

2 鉆井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)

南海鶯歌海盆地中深層水平井所鉆鶯歌海組上部地層壓力正常（壓力系數(shù)0.98～1.13），鶯歌海組下部地層壓力開始升高（壓力系數(shù)0.97～1.34），主要目的層黃流組存在異常高壓地層（壓力系數(shù)1.23～1.95），地層壓力整體隨井深增加而升高。結(jié)合孔隙壓力、破裂壓力、坍塌壓力和漏失壓力剖面（見圖1），同時(shí)考慮地層巖性特征，確定了4個(gè)必封點(diǎn)[6]：1）樂東組上部地層不穩(wěn)定，易漏、易坍塌，因此，第一必封點(diǎn)在樂東組中下部（井深500.00 m左右），以封隔上部易漏層，為下一開次建立井口；2）鶯歌海組二段泥巖地層壓力相對(duì)較低，承壓能力差，因此，第二必封點(diǎn)在鶯歌海組二段的下部；3）為防止高密度鉆井液壓漏鶯歌海組二段，第三必封點(diǎn)在黃流組一段上部異常高壓地層頂部；4）為保障水平段安全順利鉆進(jìn)，鉆開儲(chǔ)層后，還需要下入一層尾管。

借鑒已鉆評(píng)價(jià)井資料，并考慮完井方式和要求，設(shè)計(jì)了鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井的井身結(jié)構(gòu)（見表 1）。

其與評(píng)價(jià)井井身結(jié)構(gòu)的不同之處是，φ311.1 mm井眼不鉆開黃流組高壓層，減小了φ215.9 mm井眼的長(zhǎng)度，同時(shí)井身結(jié)構(gòu)增加了1級(jí)，即采用φ149.2 mm鉆頭鉆水平段。

圖 1 鶯歌海盆地中深層地層四壓力剖面Fig.1 Four pressure profiles of mid-deep strata in the Yinggehai Basin

2.2 抗高溫高密度油基鉆井液技術(shù)

高溫高壓水平井鉆井摩阻大，采用油基鉆井液有助于降低摩阻，但現(xiàn)有油基鉆井液無法滿足高溫高壓水平井鉆井需求，需構(gòu)建新的抗高溫高密度油基鉆井液[7]。綜合考慮高密度油基鉆井液的流變性、高溫高壓下的濾失性和沉降穩(wěn)定性，以六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)100 r/min下的讀數(shù)最低作為構(gòu)建鉆井液配方的原則，提出以妥爾油脂肪酸、妥爾油脂肪酸酰胺為乳化劑，以有機(jī)褐煤類添加劑（可抗溫150～180 ℃）為降濾失劑的構(gòu)建思路，構(gòu)建了新型抗高溫高密度油基鉆井液，基本配方為：5#白油（油水比 80∶20～95∶5可調(diào)）+2.0%PF-MOEMUL HT（主乳化劑，抗溫 220 ℃）+1.8%PF-MOCOAT HT（輔乳化劑，抗溫220 ℃）+1.5%有機(jī)土+15.0%氯化鈣溶液（25.0%）+2.5%石灰+2.5%降濾失劑（抗溫200 ℃）+0.1%～0.4%提切劑+重晶石，其基本性能見表2。該鉆井液是低毒逆乳化油包水鉆井液，具有較高的油水比，能抗200 ℃以上高溫，密度可加重至 2.30 kg/L。

表 1 鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)結(jié)果Table 1 Casing program designed of high temperature and high pressure horizontal wells in the mid-deep formation of Yinggehai Basin

表 2 新型抗高溫高密度油基鉆井液基本性能Table 2 Basic properties of new high temperature and high density oil-based drilling fluids

由表2可知，不同油水比、不同密度條件下鉆井液的流變性變化較小，說明該鉆井液在高密度條件下的抗溫性能良好。

新型抗高溫高密度油基鉆井液（油水比80∶20）經(jīng)過高溫老化的沉降穩(wěn)定性試驗(yàn)結(jié)果見表3。

表 3 新型抗高溫高密度油基鉆井液沉降穩(wěn)定性試驗(yàn)結(jié)果Table 3 Sedimentary stability test results of new high temperature and high density oil-based drilling fluid

由表3可知，隨著老化時(shí)間增長(zhǎng)，鉆井液高溫老化前后的沉降穩(wěn)定性變化很小，沉降系數(shù)≤0.52，滿足沉降穩(wěn)定性要求。

2.3 鉆井液微米級(jí)重晶石加重技術(shù)

因中深層黃流組地層安全密度窗口窄，采用常規(guī)重晶石加重鉆井液其流變性不易控制，易引起較大的激動(dòng)壓力和抽汲壓力，導(dǎo)致發(fā)生井涌、井漏等問題[7]。同時(shí)，加重后的鉆井液要具有足夠的懸浮能力，否則會(huì)因加重材料沉淀而引起卡鉆等井下故障。為此，選用微米級(jí)超微重晶石為鉆井液加重材料，優(yōu)化鉆井液的流變性能。在相同密度下，加超微重晶石鉆井液的黏度 比加普通重晶石鉆井液低；而且，加超微重晶石鉆井液的沉降密度差僅為0.01～0.02 kg/L，而加普通重晶石鉆井液的沉降密度差大多超過了0.03 kg/L，前者的沉降穩(wěn)定性更佳。相同密度條件下，加超微重晶石鉆井液濾餅的黏滯系數(shù)明顯比加普通重晶石鉆井液濾餅小，潤(rùn)滑效果更優(yōu)。結(jié)合黃流組二段Ⅲa砂體孔喉半徑（0.42～1.73 μm），優(yōu)選了微米級(jí)超微重晶石粒徑，結(jié)果見圖2。

圖 2 微米級(jí)超微重晶石粒度分布Fig.2 Particle size distribution of micron-ultafine barite

從圖2可以看出，微米級(jí)超微重晶石的粒徑中值（d50）為11.15 μm。由此可知，鉆井液中固相粒徑大于儲(chǔ)層平均孔喉直徑的30%，外來工作液中的固相顆粒難以侵入儲(chǔ)層。

2.4 高密度油基鉆井液濾餅沖洗技術(shù)

針對(duì)水平井高密度油基鉆井液濾餅清洗難題，從水泥漿體系及漿柱設(shè)計(jì)方面進(jìn)行了優(yōu)化研究。固井設(shè)計(jì)時(shí)，采用頂替流體密度大于被頂替流體密度的正密度差頂替方法進(jìn)行頂替，即鉆井液密度＜前置液密度＜水泥漿密度；流變性方面，使頂替流體的塑性黏度、動(dòng)切力大于被頂替流體的塑性黏度、動(dòng)切力；同時(shí)，調(diào)節(jié)鉆井液性能，使其具有低黏切性能（屈服值7～10 Pa，漏斗黏度 40～50 s，塑性黏度 20～30 mPa·s）；優(yōu)化固井前置液配方，以加重清洗液與高效雙作用隔離液為前置液，以有效清洗高密度油基鉆井液濾餅。其中，研制的沖洗液具有“化學(xué)稀釋”和“低速紊流”特性，可降低環(huán)空鉆井液的邊壁黏附力，使水泥漿在較小的邊界剪切應(yīng)力下就能夠驅(qū)替井壁鉆井液，提高頂替效率，有效清洗高密度鉆井液濾餅。高密度油基鉆井液沖洗液配方為：10.0%淡水+0.1%緩凝劑X62L+5.0%沖洗劑H8+0.7%超細(xì)鐵礦粉+15.0%250 目鐵礦粉+5.0% 1 200 目鐵礦粉。

采用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)法對(duì)高密度油基鉆井液沖洗液的沖洗效果進(jìn)行模擬試驗(yàn)[8]，即將帶有濾餅的旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)外筒固定，在 200 r/min 轉(zhuǎn)速下沖洗 3 min，沖洗后的效果如圖3所示。

圖 3 沖洗液沖洗前后的濾餅Fig.3 Filter cake before and after flushing

從圖3可以看出，高密度油基鉆井液沖洗液的沖洗效果很好。但為了防止混漿竄槽，需要采用高黏度、高切力的隔離液提高壁面剪切應(yīng)力，強(qiáng)力牽引攜帶鉆井液。同時(shí)，需要優(yōu)化漿柱結(jié)構(gòu)，確保頂替前前置液不出套管鞋；并且為了降低U形管效應(yīng)的影響，應(yīng)利用軟件分析計(jì)算液量，保證套管內(nèi)剩余隔離液。

2.5 高溫高壓含 CO2 氣井套管材質(zhì)優(yōu)選

為了保障高溫高壓氣田的安全有效開發(fā)，生產(chǎn)管柱材質(zhì)的選擇尤為關(guān)鍵。南海鶯歌海盆地中深層以電化學(xué)腐蝕環(huán)境為主，腐蝕速率受系統(tǒng)總壓和腐蝕性氣體組分分壓的影響。前期研究結(jié)果表明，隨著壓力升高，腐蝕性介質(zhì)的腐蝕性增強(qiáng)。CO2分壓越大，溶解度越大，腐蝕速率也越高。CO2的腐蝕速率受溫度的影響較大，在小于60 ℃的低溫區(qū)，金屬表面生成少量不具保護(hù)性的松軟且不致密的FeCO3，而且金屬的腐蝕速率在此區(qū)域出現(xiàn)極大值（含Mn鋼在40 ℃附近，含Cr鋼在60 ℃附近），鋼材主要發(fā)生均勻腐蝕，腐蝕速率隨溫度升高而增大；在100 ℃左右的中溫區(qū)，由于FeCO3膜分布不均勻，生成粗糙疏松的結(jié)晶，會(huì)出現(xiàn)嚴(yán)重的局部腐蝕，腐蝕速率達(dá)到極大值；高于150 ℃的高溫區(qū)，由于生成了附著力強(qiáng)、致密的FeCO3和Fe3O4膜，抑制了腐蝕的進(jìn)行，腐蝕速率下降。腐蝕速率與溫度、CO2分壓的關(guān)系見圖4。

圖 4 腐蝕速率與溫度、CO2 分壓的關(guān)系Fig. 4 Relationship between corrosion rate and temperature, CO2 partial pressure

針對(duì)上述情況，開展了13Cr-L80（VAMTOP）、13Cr-L80（TENARIS）、13CrS-110（VAMTOP）、13CrS-110（TENARIS）、13CrM-110、TN80-3Cr、P110、N80等8種金屬試樣在模擬地層水條件下的腐蝕試驗(yàn)，得到了氣相和液相環(huán)境下的失重和腐蝕速率。其中，腐蝕速率計(jì)算公式為[9]：

不同材質(zhì)試樣腐蝕速率的計(jì)算結(jié)果見表4。

表 4 模擬地層水條件下不同材質(zhì)試樣的腐蝕速率Table 4 Corrosion rate of different materials under simulated formation water

由表4可知，腐蝕環(huán)境下各材質(zhì)試樣的氣相腐蝕速率均大于液相腐蝕速率，說明超過CO2臨界溫度時(shí)，CO2形成的酸性小液滴附著于氣相中掛片表面，造成了較為嚴(yán)重的腐蝕。在相同條件下，對(duì)比13Cr-L80（VAMTOP、TENARIS）、13CrS-110（VAMTOP、TENARIS）、13CrM-110、TN80-3Cr、P110和N80等試樣的腐蝕速率發(fā)現(xiàn)，13CrS-110試樣的腐蝕速率最小，13Cr-L80試樣的腐蝕速率次之。其中，N80試樣的氣相腐蝕速率明顯大于允許安全值（即0.076 mm/a），其余材質(zhì)試樣的腐蝕速率均小于允許安全值，但TN80-3Cr和P110試樣的腐蝕速率接近安全值；同時(shí)對(duì)比13Cr-L80和13CrS-110試樣的腐蝕速率，發(fā)現(xiàn)無論是氣相環(huán)境還是液相環(huán)境，13CrS-110試樣的腐蝕速率均比13Cr-L80試樣小。綜上所述，儲(chǔ)層段推薦選用除N80、TN80-3Cr和P110外的其他材質(zhì)的套管。

水平井鉆井過程中，套管和鉆柱長(zhǎng)時(shí)間接觸會(huì)造成磨損，特別是井眼狗腿度較大井段套管內(nèi)壁的磨損會(huì)更嚴(yán)重，其直接后果是套管的抗擠強(qiáng)度和抗內(nèi)壓強(qiáng)度降低，導(dǎo)致氣井壽命縮短[4]，因此在套管選材時(shí)還應(yīng)考慮磨損的影響。需要結(jié)合室內(nèi)鉆桿接頭與套管的磨損試驗(yàn)確定磨損系數(shù)，利用磨損預(yù)測(cè)模型計(jì)算套管剩余壁厚，并根據(jù)成熟的行業(yè)技術(shù)規(guī)范校核套管磨損后的抗內(nèi)壓強(qiáng)度和抗外擠強(qiáng)度。

2.6 高溫高壓水平段安全鉆進(jìn)技術(shù)

高溫高壓小井眼存在井控風(fēng)險(xiǎn)大、壓力窗口窄、摩阻高、工具選擇余地小和井眼軌跡控制難度大等問題，針對(duì)這些問題，優(yōu)化高溫高壓水平段延伸長(zhǎng)度和高溫高壓鉆具，采取高溫高壓臨時(shí)封井等技術(shù)措施。

2.6.1 高溫高壓水平段延伸長(zhǎng)度優(yōu)化

根據(jù)水力摩阻計(jì)算結(jié)果，結(jié)合水平井井控理論和施工中的精細(xì)化操作要求，將高溫高壓水平段長(zhǎng)度從初期的380.00 m延伸至550.00 m。在滿足油藏配產(chǎn)要求的基礎(chǔ)上，分析高密度鉆井液中固相含量對(duì)摩阻扭矩的影響規(guī)律，建立了適合于高溫高壓水平段特點(diǎn)的鉆柱摩阻扭矩預(yù)測(cè)模型；同時(shí)，考慮鉆柱強(qiáng)度、屈曲及鉆壓傳遞效率、井眼凈化、循環(huán)系統(tǒng)承壓能力、壓力窗口及井壁穩(wěn)定性等因素，評(píng)估了南海鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井的水力延伸能力[10-11]。通過研究不同水平段長(zhǎng)度條件下氣體聚集、“呼吸效應(yīng)”等對(duì)高溫高壓窄壓力窗口井控風(fēng)險(xiǎn)的影響，綜合評(píng)估了存在井控風(fēng)險(xiǎn)情況下水平段的延伸能力。分析了在欠平衡狀態(tài)下（負(fù)壓差2.0 MPa），不同水平段長(zhǎng)度下溢流量隨時(shí)間變化的規(guī)律，發(fā)現(xiàn)水平段越長(zhǎng)，溢流速度越快。負(fù)壓差2.0 MPa的情況下，水平段長(zhǎng)度為 10.00 m 時(shí)，溢流量達(dá)到 1 m3大約需要 80 min；而水平段長(zhǎng)度為600.00 m時(shí)，溢流量達(dá)到1 m3只需要27 min?？梢娝蕉卧介L(zhǎng)，井控風(fēng)險(xiǎn)越大。

2.6.2 適用于窄壓力窗口的小井眼鉆具組合優(yōu)化

為降低小井眼鉆井中的循環(huán)壓耗和井漏風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)鉆具組合進(jìn)行了優(yōu)化，下部采用φ101.6 mm鉆桿，上部采用φ149.2 mm鉆桿，大直徑鉆桿既可以增加懸重，有利于給鉆頭施加鉆壓，又能增加鉆具組合的剛性，在鉆壓增大時(shí)鉆具組合不易彎曲，可以防止長(zhǎng)時(shí)間鉆進(jìn)鉆具過度疲勞。為優(yōu)化2種直徑鉆桿的復(fù)合長(zhǎng)度，使用專業(yè)軟件進(jìn)行了水力學(xué)模擬分析，其中井深4 900.00 m處的模擬結(jié)果見表5。

表 5 井深 4 900.00 m 處 φ149.2 mm 小井眼復(fù)合鉆桿水力模擬結(jié)果Table 5 Hydraulic simulation results of compound drill pipe in φ149.2 mm slim hole at depth of 4 900.00 m

由表5可知，在滿足小井眼鉆進(jìn)深度的情況下，相同排量下φ101.6 mm鉆桿長(zhǎng)度增長(zhǎng)，對(duì)循環(huán)壓耗的影響較小。為縮短預(yù)接及倒換鉆具的時(shí)間，φ101.6 mm鉆桿復(fù)合至φ244.5 mm套管內(nèi)100.00 m效果最佳。

2.6.3 高溫高壓井臨時(shí)封井

高溫高壓水平井采用φ149.2 mm井眼完鉆，完鉆后下入打孔管，然后進(jìn)行φ177.8 mm尾管回接作業(yè)。鉆回接φ177.8 mm套管固井水泥塞時(shí)，存在水泥塊剝落堵塞封隔器隔離閥的風(fēng)險(xiǎn)，一旦發(fā)生堵塞，隔離閥會(huì)打不開。針對(duì)此問題，通過研究和實(shí)踐，形成了高溫高壓水泥塞臨時(shí)封井方法，即回接φ177.8 mm 套管前先臨時(shí)封隔 φ149.2 mm 井段，待回接管柱固井結(jié)束后再將臨時(shí)封井水泥塞鉆穿，并進(jìn)行完井作業(yè)。

該臨時(shí)封井方法具有以下優(yōu)點(diǎn)：1）工藝簡(jiǎn)單。僅用一個(gè)水泥塞封隔下部井段即可，不需要其他的特殊工具和裝置。2）施工方便。僅下一趟光鉆桿注水泥，候凝試壓合格即可完成全部操作。3）污染減少。由于只需要注入一段水泥塞就能封固下部目的層井段，從根本上杜絕了油氣外泄的可能性。4）正常情況下便于恢復(fù)生產(chǎn)。只要鉆開回接φ177.8 mm套管時(shí)的水泥塞和封隔水泥塞，水泥塞以下的高壓流體就可以釋放出來，實(shí)現(xiàn)后期開采作業(yè)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

南海鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)已經(jīng)在10口井應(yīng)用，鉆井成功率100%，鉆井效率較前期未用該技術(shù)的水平井顯著提高，且固井質(zhì)量?jī)?yōu)良。10口井均已順利投產(chǎn)，清噴產(chǎn)能超預(yù)期30%，實(shí)現(xiàn)了該盆地中深層高溫高壓水平井的安全、高效、順利鉆井。

X10H井完鉆井深4 609.00 m，最大地層壓力系數(shù)1.89，井底溫度152 ℃，設(shè)計(jì)采用6開井身結(jié)構(gòu)（含表層導(dǎo)管），鉆井過程中采取了鉆井液流變性調(diào)控、降低套管磨損和降摩減阻等技術(shù)措施。

采用優(yōu)質(zhì)重晶石加重鉆井液，鉆井液密度最高達(dá)1.96 kg/L。鉆進(jìn)期間鉆井液流變性良好，塑性黏度 30～40 mPa·s，屈服值 8.5～14.0 Pa，下部 φ215.9 mm及φ152.4 mm高溫高壓井段靜止期間未出現(xiàn)明顯沉降問題，沉降穩(wěn)定性明顯改善。完井期間水平段鉆井液靜止時(shí)間達(dá)20 d，返排過程中未堵油嘴，返排壓力4.83 MPa，滿足了配產(chǎn)要求。采用的高密度油基鉆井液潤(rùn)滑性良好，改善了套管磨損問題（收集到的返出鐵屑及電測(cè)資料顯示，套管未出現(xiàn)嚴(yán)重磨損及磨穿問題），保障了套管封隔的有效性，降低了后期生產(chǎn)中環(huán)空帶壓的風(fēng)險(xiǎn)。φ152.4 mm井段鉆進(jìn)期間扭矩為17.6～24.4 kN·m，起下鉆時(shí)效較鄰井提高20%。針對(duì)前期 φ244.5 mm 套管和 φ177.8 mm 套管固井質(zhì)量差的問題，采取了海水預(yù)沖洗、采用新型沖洗液及大排量頂替等技術(shù)措施，固井質(zhì)量大幅提高，SBT電測(cè)結(jié)果表明固井質(zhì)量?jī)?yōu)良。

4 結(jié)論與建議

1）海上高溫高壓水平井鉆井需要充分考慮高溫、高壓及井型等因素給施工造成的影響，尤其是要考慮下部井段大井斜角、小井眼帶來的高摩阻、高壓耗及需要保證固井質(zhì)量的問題。

2）通過攻關(guān)研究和實(shí)踐，形成了南海鶯歌海盆地中深層高溫高壓水平井鉆井關(guān)鍵技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該技術(shù)可以有效保障安全、高效鉆進(jìn)，可在同類條件同類型井中推廣應(yīng)用。

3）需要跟蹤和分析井筒的完整性，防止出現(xiàn)因泄漏導(dǎo)致的環(huán)空帶壓?jiǎn)栴}。另外，深層超高溫高壓氣田和深水高溫高壓氣田相繼取得商業(yè)發(fā)現(xiàn)，建議開展深層/深水超高溫高壓環(huán)境下的水平井鉆井技術(shù)研究。