应用常规钻完井技术 开发可燃冰
时间：2018-09-28 14:37
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天然气水合物开发有些问题与开发常规石油和天然气有一些不同。相较于常规油气钻完井技术，水合物钻完井技术研究需要结合水合物特性；水合物沉积物中的骨架水合物分解导致的储层力学强度变化是常规油气中所没有的；水合物分解的温度和压力变化比常规油气复杂，低温高压下的颗粒运移及储层骨架变化研究较少。从已经开展的水合物出砂问题的研究，实验中合成含水合物沉积物样品的均一性把控较难，游离泥砂、游离水合物以及骨架砂和骨架水合物的合成可控性难度较大，降压分解过程中，结合井筒影响因素的出砂研究较少。
钻井液技术
井壁失稳问题一直是石油工业中一个复杂的世界性难题，其主要表现为井壁垮塌、缩径、井眼扩大、地层破裂、电测遇阻、固井质量低下等。这些工程问题会延误油气资源勘探和开发的速度，甚至造成现场人员伤亡。井壁失稳每年约给全球石油行业带来高达 10 亿美元的损失，因此解决井壁失稳问题具有重要意义。
因 井 壁 失 稳 造 成 的 现 象 和 危害主要有以下几种：井壁垮塌现象的危害，产生的大量大小不均的岩屑会混入钻井液，造成钻井液性能恶化；井壁垮塌使泵压难以保持稳定，进而导致的蹩泵情况，会造成蹩坏地面设备，甚至蹩漏地层，使钻井液大量漏失；扭矩增大，频繁蹩钻卡钻，划眼困难，严重时甚至扭断钻柱，造成井下钻具事故；造成井径扩大，垮塌物悬浮在井径较大井段内难以返出，一旦停泵会使岩屑下沉，进而泥页岩中一般含有20%~30% 的粘土矿物，若粘土的主要成分是蒙脱石，则易吸水膨胀；若粘土的主要成分为高岭石、伊利石，则膨胀性小，但容易脆裂；而伊利石—蒙脱石混层，则离子键强键减少，一部分比另一部分水化能力强，导致非均匀膨胀，进一步减弱了泥页岩的结构强度。所以泥页岩是很难对付的地层。这也是泥页岩井壁失稳成为钻井工程中普遍存在的问题，以及国内外钻井技术界一直不懈努力攻关的内容。深水油气勘探开发不同于陆地和浅水钻井，它面临着许多复杂的技术难题，其中深水浅层井壁稳定性问题即为复杂技术难题之一，它的稳定与否甚至关系到一口井的成败。
固井技术
深水油气资源被认为是石油工业的一个重要前沿领域，深水、超深水油气资源是目前一些发达国家竞相开采的热点。 深水油气开发中，固井技术是一个十分关键的环节，固井质量的好坏直接影响到一口油气井本身的安全和后期开采的进行，也在一定程度上影响了井的寿命。而在深水油气资源钻采过程中，钻遇天然气水合物地层几乎不可避免，虽然深水固井技术近些年来已经有了发展，但针对深水天然气水合物地层的固井技术还存在许多问题亟需解决：水合物性质不稳定且易分解、水合物地层低破裂压裂和狭窄的压力窗口、潜在的盐水和气体流动、低温条件等都是水合物地层固井技术需要面对的难题。研究如何解决这些问题，形成完整有效的水合物地层固井技术体系，在不破坏水合物稳定性的条件下完成固井及后续开发作业，对于深水油气开发具有重要意义。
地层压力和地层裂缝压力测量地层压力是指使地层产生水力裂缝或张开原有裂缝时的井底流体压力。它是钻井和压裂设计的基础和依据。如何准确地预测地层压力和地层裂缝压力，对于预防漏、喷、塌、卡等钻井事故的发生及确保油气井压裂增产施工的成功有着重要的意义。
天然气水合物开采涉及传热、水合物分解相变、多相渗流和地层变形 4 个物理过程。多相渗流过程伴随着对流传热，影响传热效率；多相渗流过程影响孔隙压力的消散速率，引起有效应力改变而影响地层变形；多相渗流过程影响传热的效率和孔隙压力的消散速率，使温度和压力条件发生变化，影响水合物的分解。多相渗流过程中，某相流体的有效渗透率不仅与该相流体的饱和度有关，还与地层绝对渗透率有关。地层绝对渗透率是多相渗流过程的关键参数之一。 因此对地层压力和地层裂缝压力测量对天然气水合物的安全生产实时监控是不可缺少技术之一。
固态流化试采工艺
针对海洋水合物的开采，常规方法采用降压、注热、注剂、置换等使水合物在井底释放出天然气并采出，而所面临的井筒安全、生产控制、环境风险等问题极为严重。
目前，世界上已经实施的水合物试采均在成岩水合物矿体中进行，海洋非成岩水合物开采技术和方法还是空白，固态流化开采是有望解决世界海洋浅层非成岩水合物合理开发科技创新前沿领域和革命性技术。其技术思路是：利用水合物在海底温度和压力相对稳定的条件下，采用采掘设备以固态形式开发水合物矿体，将含有水合物的沉积物粉碎成细小颗粒后，再与海水混合，采用封闭管道输送至海洋平台，而后将其在海上平台进行后期处理和加工，相关工艺流程如图 1 所示。该开采方式的优势包括：由于整个采掘过程在海底水合物矿产富集区进行，未改变天然气水合物的原始温度、压力条件，类似于构建了一个由海底管道、泵送系统组成的人工封闭区域，起到了常规油气藏盖层的封闭作用，使海底浅层无封闭的天然气水合物矿体变成了封闭体系内分解可控的人工封闭矿体，使得海底水合物不会大量分解，从而实现了原位开发，避免水合物分解可能带来工程地质灾害和温室效应；同时利用天然气水合物在传输过程中温度、压力的自然变化，实现了在密闭输送管线范围内的可控有序分解。对于“固态流化开采”水合物也需要考虑的几个问题：海洋非成岩水合物开采是否具有商业开采价值；固态流化开采是否能够保证联系生产；固态流化开采仍绕不开常规钻完井技术。
现有钻完井技术 开发水合物实例
水平井钻井技术在 Daini-AtsumiKnoll 地区水深约 1,000 米处进行了两口钻井试验（图 1）。实验井 1是一口垂直井，钻至海底以下 404米深。在该井中初步验证了固井技术、地层压力和地层裂缝压力测量技术，实验井 2 在海底以下 340m深度的含甲烷水合物层中钻入水平段 100m。并对两口井的钻井液和井筒监测技术进行了实验验证。通过实验验证了钻井完井技术在海上甲烷水合物开采中的适用性，在钻井液方面，使用 KCl- 聚合物泥浆和海泡石钻井液保持了井壁稳定性，但在含甲烷水合物带以外的地层中， 井眼扩大程度得到了确认。在井下测量技术方面，在钻井过程中对井眼尺寸、钻孔压力和温度进行了实时监测， 取得了较好的效果。此外，水平井的钻探，即使在浅层松散沉积物中，也证明是可行的。尽管测量了地层压力和地层破裂压力，但由于甲烷水合物解离的可能影响，需要注意解释这些数据。其余的未来问题涉及固井技术。 总之，天然气水合物商业开采是一个系统工程，日本通过实验验证了常规钻井完井技术在海上甲烷水合物开采中的适用性。
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