海域含天然气水合物地层钻完井面临的挑战及展望

李文龙 高德利 杨进

中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室

天然气水合物是一种由天然气(大部分是甲烷)分子和水分子在高压低温环境下形成的晶状结构物质。1 单位体积的天然气水合物最多可以释放出180 单位体积的甲烷气体［1]，而且完全燃烧后的产物是水和二氧化碳，对环境几乎没有污染。天然气水合物储量巨大，据不完全统计，天然气水合物储量是世界上传统油气资源储量的两倍以上，有可能成为未来的可替代能源［2]。然而，世界上超过90%的天然气水合物资源分布于大陆架海底，这是因为其近岸具有丰富的有机质，再加上适宜的温度压力条件，有利于天然气水合物的形成［3]。目前，关于海域天然气水合物地层钻完井的相关文献报道较少，为此，笔者深入调研了现有文献，对已钻井进行了总结，分析了海域天然气水合物地层钻完井技术面临的挑战，并对可能适用于海域天然气水合物地层开采的关键钻完井技术进行了展望分析。

1 钻完井技术现状

1.1 勘探井

俄罗斯麦索亚哈气田是世界上第1 个、也是至今唯一一个实现商业化开采的陆上天然气水合物气田［4]。从20 世纪末开始，世界各国均加大海域天然气水合物的研究投入。美国、日本、印度、韩国、中国分别在墨西哥湾［5-6]、南海海槽［7-11]、Krishna-Godavari 海域［12-13]、郁陵海盆［14-15]、南中国海［16-18]钻了很多勘探井，并证实了天然气水合物的存在。日本和中国还分别实施了海域天然气水合物的试采工作［19-20]。

几个著名的天然气水合物地层钻探项目：大洋钻探计划(ODP)、综合大洋钻探计划(IODP)、印度天然气水合物研究计划(NGHP)、韩国天然气水合物勘探行动(UBGH)、日本天然气水合物开发计划和墨西哥湾联合勘探计划(JIP)一期、二期等，在深水天然气水合物潜在赋存区对天然气水合物进行了勘探。勘探井的目标主要是取心或者获取测井数据，并对取得的岩心进行相关分析。采用随钻测井技术可快速获取伽马速率、密度、孔隙度、电阻率等参数。当有天然气水合物赋存时，电阻率曲线会出现峰值，因此，可根据测定的电阻率数据，迅速判断地层中是否存在天然气水合物，并根据测井结果确定取心位置、间隔。取心能最直接也最直观地证明天然气水合物的存在。然而，传统的取心操作存在工艺复杂、耗时长、花费高等缺点，且在取心过程中会对地层产生一定扰动，造成温度压力的改变，很容易引起天然气水合物相态变化，易导致样品性质发生改变，甚至会造成岩心的完全破坏。保温保压取心技术是在原位条件下使岩心回收到平台的唯一办法。经过在几次钻探活动中的应用，天然气水合物的保温保压取心技术日趋成熟。

1995 年开始的大洋钻探计划第164 航次，是第1 个以海域天然气水合物为钻探目标的钻探活动。该航次使用PCS 压力取心技术，第1 次对整个天然气水合物地层进行了取心［21]。为获得天然气水合物的分布和丰度等参数，该航次还广泛使用了井下电缆测井技术，同时，对天然气水合物下伏气层也进行了测井工作。此航次的钻探结果表明，在海洋沉积物中以天然气水合物形式储存的天然气是全球化石能源的重要组成部分。

日本于1999 年开始了天然气水合物开发计划活动，在南海海槽进行了一系列取心和测井工作［22]。通过取得的岩心证实了天然气水合物在砂砾孔隙间的存在。曾采用研发的PTCS 原位保压取心系统，取心长度203.5 m，其中161.3 m 被成功原位回收，回收率达79.3%［23]。从2004 年开始实施多井钻探工程，共在16 个站点钻探了32 口井［24]，其中包括世界上第1 个海域天然气水合物水平井，该水平井由泥线以下20 m 开始造斜，钻至472 m 时成功水平着陆，水平段长100 m，总用时8.5 d，该水平井在钻井过程中并未出现高摩阻和扭矩的问题。

由雪佛龙主导的美国墨西哥湾天然气水合物工业计划分一期(2005)和二期(2009)。一期中使用2 种保压取心工具(HRC、FPC)，但是尝试取心18 个只成功回收了5 个［25]。一期还致力于研究天然气水合物地层钻井过程中可能出现的风险，根据钻井结果得出，天然气水合物分解的风险是可以通过调整钻井液参数来得到一定程度的控制。该计划二期还发现了一些埋藏较深的天然气水合物藏，其中，在Walker Ridge 313 站点的一口井钻至泥线以下900 m。在墨西哥湾天然气水合物工业计划中，为了获得储层参数，广泛使用了随钻测井(LWD)技术，获得了较为详尽的基础数据，可为后来勘探工作提供重要参考。

目前，大部分海域天然气水合物勘探井采用无隔水管的方式进行钻进［26]，即钻井过程中不安装隔水管。在这种情况下，更有利于进行测井和取心作业，用于获得岩石物性和储层参数，完成后井眼即被弃置。因此，对于探井来说，长期来看井眼的稳定性并不是很重要。截至目前，对于在海域所完钻的大部分天然气水合物勘探井，在钻井过程中不仅没有安装隔水管，也未下套管。如果观测到气体溢出，将泵入水泥直接封井，避免引起钻井事故。日本在南海海槽所钻的大部分天然气水合物勘探井也都使用无隔水管的方式钻进，而初始设计阶段，曾被推荐使用隔水管［11]，但是考虑到地层破裂压力梯度小，使用隔水管则钻井液循环当量密度大，可能会压破地层，所以采用了无隔水管钻进的方式。未来在天然气水合物地层钻生产井时是否要使用隔水管，工业界仍然未达成共识，因其各有优缺点。无隔水管钻井方式特点是：适用于快速浅层钻进；利于快速测井和取心操作；通常使用海水钻井液，岩屑直接排放至海底；钻井平台移位灵活；可钻探的水深更深；井底钻井液温度较低。有隔水管钻井方式特点是：需要使用专门设计的天然气水合物钻井液，控制天然气水合物的相态变化；钻井液温度有升高的趋势；循环压耗大，易压漏地层；便于井筒压力控制，减少气侵，控制井涌；通过钻井液将岩屑输送到海上钻井平台。

图 1 日本第1 次海域天然气水合物试采井示意图［31]Fig. 1 Sketch of the first production test well of natural gas hydrate in the sea area of Japan

1.2 试采井

目前仅有日本(2013,2017)和中国(2017)使用降压法实现了海域天然气水合物的试采工作。其中，日本的第1 次试采项目由3 口监测井、1 口生产井组成［27]，是世界上第1 次对海域天然气水合物进行的试采，其生产井井身结构见图1；第2 次试采增加了1 口生产井，计划如果发生故障，可通过切换井来继续实施试采［28-29]。2 次试采都在监测井下安装了温度传感器，用于监测天然气水合物开采过程中储层温度的变化。值得一提的是，第1 次试采采用裸眼砾石充填方式完井，出现了严重的出砂现象，第2 次试采使用贝克休斯公司的GeoFORM 防砂系统，该系统通过形状记忆聚合物(SMP)的膨胀，来封堵井壁与地层间环形空间，支撑井壁并且能形成气体通道。试采结果表明，第1 口井仍然出现了出砂问题，第2 口井没有遇到该问题［30]。

中国地质调查局于2017 年在神狐海域成功实现了天然气水合物试采，该项目采用常规深水钻井模式。表层导管使用喷射法下入，下入深度71.22 m，在钻入储层前安装了隔水管和防喷器，完钻深度1 717.78 m，井身结构见图2。完井方式为套管完井+水力割缝的方式。防砂方式为预充填筛管，研发了新型TD 预充填防砂系统，预充填物质粒径为40～70 目，现场试采表明，未出现出砂现象。经过60 d的试采，累计产气达30 万m3，在产气时长和总产气量等方面优于日本的2 次试采［28]。

图 2 神狐海域天然气水合物试采井井身结构Fig. 2 Casing program of the production test well of natural gas hydrate in Shenhu sea area

中海油于2017 年在南海北部荔湾海域首次成功实施了海洋浅层非成岩天然气水合物固态流化试采作业，如图3 所示。固态流化法是开采海域非成岩地层天然气水合物的一种创新性方法。该试采项目采用钻杆固井的方式固井，然后在钻杆中下入连续油管作为采气管柱，在海底用喷射的方法破碎天然气水合物储层，形成流动态，然后将其循环至井筒并举升至平台［32]，期间成功采气81 m3。本次试采采用无隔水管钻完井、连续油管举升的方式。固态流化的开采方式不同于传统油气开采方式，其钻井方式、钻井装备、井身结构等也与传统油气井有很大不同，在绿色开采方面进行了创新性的探索，是一种创新的开发模式，但目前来看经济性较低，仍需要研发一系列钻完井、采气配套装备及技术。

图 3 固态流化开采天然气水合物示意图［33]Fig. 3 Schematic exploitation of natural gas hydrate by solid fluidization

通过以上分析可知，海域天然气水合物的开发还停留在试采阶段，可参考的钻完井实践较少。对于将来可能实施的生产井而言，对钻完井技术的安全性、可靠性和经济性的要求也会更高。但同时，相比常规油气藏钻井，在海域天然气水合物地层钻井也面临着很多挑战。

2 钻井面临的挑战

2.1 钻井液密度窗口窄

深水环境下，由于上覆岩层压力被海水静液柱压力替代，再加上表层岩土胶结性差，导致浅层破裂压力很小，破裂压力与坍塌压力之间的窗口较窄。相比常规油气藏，天然气水合物储层埋藏更浅，地层更加松软，钻井液密度窗口更窄。根据印度天然气水合物勘查项目组的预测，印度海域泥线以下385 m 左右，天然气水合物目的层地层破裂压力为1.3～1.35［34]。中国神狐海域天然气水合物在泥线以下203～277 m 处，所预测的目的层破裂压力当量密度仅为1.14～1.15 g/cm3，孔隙压力当量密度1.03～1.05 g/cm3。如此窄的钻井液密度窗口，将会给井底压力控制带来极大的困难。

2.2 天然气水合物相态变化

天然气水合物相态变化包括天然气水合物的分解与二次生成。在以往常规深水油气田钻探过程中，天然气水合物被视为一种潜在危害［35]，研究主要集中在如何抑制深水钻井过程中由于天然气水合物的相态变化(主要是生成)而引起的管道堵塞、井下控制失灵等问题。然而，在天然气水合物地层钻井时，其相态变化还会带来其他问题。

如果近井地带的天然气水合物分解，引起孔隙体积膨胀，会形成超孔隙压力，易引起井壁坍塌、掉块等问题，导致井径扩大。当分解的天然气水合物进入环空中，环空压力降低，引起液柱压力减小；钻井液在上返过程中，温度有升高的趋势，液柱压力降低，进一步促进天然气水合物的分解。如果处理不当，可能会引起比较严重的事故。而天然气水合物的二次生成也是一个重要的问题，当钻头附近的天然气水合物分解成甲烷气进入环空，运移至防喷器附近，由于温度降低，可能会再次生成天然气水合物，引起防喷器或者节流管线的堵塞等问题。

2.3 井壁稳定性差

由于深水浅层地质疏松，岩土胶结性差，在钻井时，井壁稳定性较差。研究表明，由于天然气水合物的存在，可起到胶结弱固结地层的作用［36]，根据实际钻井获得的井径数据来看，对于天然气水合物饱和度较高地层，如能控制地层中天然气水合物的分解，其比天然气水合物饱和度低的地层更不容易出现井壁坍塌的现象。如果天然气水合物的分解不能得到控制，产生的气体渗漏速率远小于气体的聚集速率，导致超孔隙压力的累积，从而挤压周围土体，引起井口周围土体大变形，甚至引发气体逸出现象［37]。天然气水合物分解出的水会导致砂岩弱化，形成松散的沉积物，使井壁更容易坍塌、破裂，造成更加严重的井壁稳定问题。在墨西哥湾天然气水合物联合工业计划中，有一口井(WR313-G)遇到了严重的井壁坍塌问题，给测井和取心带来了困难，还导致钻柱在泥线以下817 m 处出现卡钻现象，通过大钩过提635 kN 后才解决［23]。在印度海域进行的天然气水合物地层钻探过程中，有一口井也出现了严重的井壁崩落现象，导致钻柱卡死无法旋转［38]。

2.4 井口稳定性问题

在深水浅层钻井时，一般采用喷射法钻进并下表层导管，表层导管通常不固井。由于浅部地层欠压实程度高，承载能力低，深水环境又会带来复杂的风浪流荷载，荷载通过隔水管传递给井口，有可能造成导管的横向偏移过大，引起井口倾斜或侧翻；在表层套管固井时，水下防喷器加上固井水泥浆会造成巨大的竖向载荷，当表层导管的承载力不足时，有可能会引起井口下沉，导致严重的钻井事故［39]。此外，若浅部地层中天然气水合物分解，会进一步软化土体，降低土体的抗剪强度，引起承载能力下降，造成井口的突发性失稳。在生产阶段，当天然气水合物大量产出后，可能会引起地层的不均匀沉降，或者边坡稳定性下降，导致海底滑坡，对于井口稳定性也是一个巨大的挑战。

2.5 出砂问题

天然气水合物埋藏较浅，所处的沉积层通常未固结成岩且细粉砂含量较高，因此，在天然气开发过程中，出砂问题则更为严重［40]，此外，沉积物中的天然气水合物骨架分解后导致的力学强度下降也是造成出砂的一个原因。冻土区天然气水合物的试采遇到了出砂的问题，日本在南海海槽的两次天然气水合物试采项目也曾因为出砂比较严重而被迫中止，说明出砂是影响天然气水合物高效开采的最重要问题之一。考虑到防砂筛管在生产过程中可能会影响产量，日本第1 次天然气水合物试采采用的是砾石充填完井方式［41]，第2 次试采采用了利用形状记忆聚合物(SMP)的膨胀封堵井壁与地层间环形空间的GeoFORM 防砂系统，结果第1 口井仍然出现了严重的出砂现象，试采工作被迫转向第2 口生产井，第2 口生产井未出现出砂现象。其原因可能是第1 口井所采用的预先膨胀的GeoFORM 防砂系统未能有效地封堵井壁与地层间的环形空间；而第2 口井的防砂效果明显改善，可能是因为采用了在井下膨胀的GeoFORM 防砂系统。

2.6 浅层气

一般来说，靠近天然气水合物藏上下界地层的温压状态在天然气水合物的平衡曲线附近，天然气水合物可能会有伴生浅层气存在。浅层气对深水油气井钻井来说是一种地质灾害，容易引起钻井过程中井涌、井喷等事故［42]，地层含浅层气还会降低浅部地层土质的剪切强度，影响水下井口的稳定性［43]。在常规深水钻井中，如果浅层气较集中，足以对钻井安全造成影响，应对井位进行优化，或者钻导孔释放浅层气，减轻浅层气对钻井的影响。日本在南海海槽钻的一口井，根据初步预测在泥线以下290 m 处会遭遇浅层气，最初计划安装隔水管和防喷器，通过增大钻井液密度并结合防喷器来控制气侵。之后，分析认为如果不使用隔水管，由于海流的影响，气体运移到表面时会偏离钻井平台一定距离，从而对平台安全影响较小。因此，最后使用无隔水管钻进的方式，且钻井过程中未因浅层气造成安全事故［11]。如果浅层气体量较大，钻井过程中即使不安装隔水管，也会影响平台安全和钻完井作业的顺利进行。因此，有必要针对浅层气的影响进行安全性评估，制定相应的对策。

3 技术展望

3.1 控压钻井技术

井筒压力关系着天然气水合物在井筒中的稳定性，同时关系着含天然气水合物地层钻井的安全。Hannegan［44-45]建议将控压钻井技术(MPD)应用到含海域天然气水合物地层钻井。后来很多学者都认为控压钻井是未来可能应用于含天然气水合物地层钻井的重要技术之一。国际钻井承包商协会对MPD 作了如下定义：MPD 是一种经过改进的钻井程序，可以精确地控制井筒环空压力剖面，其目的是确定井底压力，从而控制环空液柱压力剖面［46]。严格意义上讲，无隔水管作业作为一种双梯度钻井方式，也是控压钻井技术的一种形式。但是理想的控压钻井技术需要安装隔水管建立钻井液循环，以实现井筒内压力的精细化控制，快速纠正、处理监测到的井底压力变化，减小因天然气水合物分解对井底压力的影响，同时避免地层流体涌入。因此，控压钻井技术可有效改善以下几个问题：(1)钻井液密度窗口窄；(2)井壁稳定性差；(3)天然气水合物分解引起的井底压力变化。因此，对于含海域天然气水合物地层而言，控压钻井技术有利于控制钻井过程中的井底压力，减轻钻井过程中的复杂状况。

3.2 套管钻井技术

套管钻井技术原理：在钻进过程中直接利用套管代替传统的钻杆，向井下传递机械能量和水力能量，井下钻头接在套管柱底端，边钻进边下套管［47]。该技术省去了频繁的起下钻作业，钻井和下套管作业同时进行，可减小抽汲作用产生的抽汲压力对井壁和天然气水合物稳定性的影响。同时，套管钻井时，钻屑会被研磨成细颗粒，在液柱压力下，颗粒被挤入井壁，并在井壁表面形成一定厚度的滤饼，这种现象称为涂抹效应，钻井作业中涂抹效应可以有效地改善钻井液漏失和加强井壁稳定性［34]，对于含天然气水合物地层是非常适用的。同时，一旦有紧急事故发生，可以迅速固井，将事故止于源头。

3.3 水平井技术

水平井能大幅度提高油井的泄油面积，提高油气产量，同时与直井相比，水平井生产压差更小，更不易出砂。国内外学者针对水平井开采天然气水合物进行了许多数值模拟和室内实验，研究表明，水平井在产气量、最终采收率等方面的表现更优［48-51]，另外，钻长水平段水平井可以对井位进行优化设计，还能减小由于开发引起的地基沉降对井口的影响。

然而，在海域天然气水合物地层钻水平井将会面临如下难题：(1)造斜难度大。海域天然气水合物埋深浅，除去导管和表层套管的深度，仅预留很短的深度使井眼造斜。在常规深水钻井中，造斜率一般较小，因为恶劣的环境会导致钻井平台的升沉运动，同时浅部的弱固结地层也会增加造斜难度。(2)完井管柱下入困难。由于浅层土质较软，当打开储层后，井眼易缩径、坍塌，因此，会增大下入完井管柱时的摩阻。同时，由于存在较长的海水段，在下套管作业时，井下作业控制较难，容易导致完井管柱下入不到位，无法正常完井。日本在南海海槽完钻的水平井，只下入了一层非常浅的套管，也没有进行完井。

使用吸力桩井口是一种比较可行的办法。在挪威巴伦支海域浅部地层，曾经使用吸力桩井口在水深400 m、泥线以下250 m 的地层钻成一口水平井，水平段长度达1.4 km［52]。吸力桩井口相比常规井口，节省了喷射下导管的时间，井口更加稳定，同时在桩体内部可以预斜一定角度，对在海域天然气水合物地层造斜十分有利。

3.4 防砂技术

要实现天然气水合物长期稳定的商业开采，必须要攻克出砂问题带来的困扰［53]。应考虑天然气水合物开采过程中的相态变化和储层力学强度的变化，研究天然气水合物储层的出砂机理，并采用相适应的防砂技术。由于天然气水合物分解后储层强度下降，井壁稳定性变差，因此，不建议采用裸眼完井的方式，可以推荐的防砂方式为：套管射孔管内砾石循环充填工艺、高速水砾石充填工艺、高密度挤压砾石充填工艺、多粒级砾石充填防砂工艺等［53]。但针对天然气水合物储层的防砂方式，缺乏足够数量的室内/现场试验验证，应结合数值模拟与室内实验开展相关技术研究。

海域天然气水合物一般埋藏较浅，胶结性差，泥质含量较高，充填型防砂工艺适用于该类储层［54]。在设计砾石尺寸时，一方面要保证能充分释放天然气水合物储层的产能，另一方面也要防止出现砂堵现象。中国神狐海域的天然气水合物试采项目采用预充填筛管防砂方式，同时应用防排结合、以排为主的防砂举升工艺，防砂效果显著。虽然在试采过程中已经有成功控制出砂的例子，但是相对大规模开发来说，试采时间短，产量也未达到商业化规模。

3.5 钻井液技术

在含天然气水合物地层钻井时，除了钻井液流变性、滤失性等参数满足要求外，还需要其具有抑制天然气水合物分解的特性，同时又要避免天然气水合物的二次生成。根据前面的分析，深水含天然气水合物地层钻井面临的主要问题是防止由于天然气水合物的分解而导致的井涌、井喷，以及在钻井液上返过程中由于天然气水合物的二次生成而造成的循环通道堵塞等安全问题。从天然气水合物相平衡的角度来看，上述两个方面存在一定的矛盾，但是设计钻井液时必须均衡这两方面的性能，这也是天然气水合物地层钻井液设计的难点。

在配制和使用钻井液时，钻井液温度也是一个重要参数。一些学者提出，为了降低天然气水合物的分解速度，环空中的钻井液温度应比地层温度低［55]，这样可避免天然气水合物的大量分解。在安装了隔水管的情况下，由于钻头摩擦产生热量，同时钻井液与管柱和地层摩擦，再加上海水对隔水管的热传导，钻井液温度有升高的趋势。为了冷却钻井液，可向平台上的钻井液池中加入低温固体，这种方式可用于返至地面的钻井液温度不高、进出口温差不大的情况。美国在阿拉斯加北坡含天然气水合物地层钻探中，使用美国Drillcool 公司研发的钻井液冷却装置，可使钻井液温度维持在-2 ℃左右。

4 结束语

全球海域天然气水合物资源潜力巨大，研究应用先进的钻完井技术是促进天然气水合物安全高效开发的必要条件。目前，全球范围内海域含天然气水合物地层钻完井活动仍然较少，缺乏可借鉴的钻完井经验和数据，如何保障天然气水合物地层钻完井的顺利实施是迫切需要解决的关键技术难题。

为了有效推进我国海域天然气水合物的开发进程，有必要在钻完井技术方面加大研发力度，尽快建立一套适合我国海域天然气水合物地层安全高效开发的工程技术与装备体系，为早日实现其大规模商业性开发提供必要的理论基础和技术支撑。

对含天然气水合物地层开发井建井方法进行系统研究，形成适合深水浅层天然气水合物地层开发井的安全高效建井技术，为将来开发井的顺利实施提供一定的理论基础；研究大位移水平井、多分支井等复杂结构井在海域天然气水合物开采中的应用，研究其经济性、可行性，为将来的大规模开发提供依据；对全生命周期的井筒完整性、井口稳定性的影响进行评估，研究不同储层条件下天然气水合物分解对地基沉降的影响，降低全生命周期内出现井筒完整性、井口稳定性问题的风险。