钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用.pdf

录 井 工 程第34卷第2期钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用张学斌黄叶海郭明宇李战奎苑仁国柴晓武（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；中国石油渤海钻探第一录井公司；中海石油（中国）有限公司天津分公司）张学斌工程师，1992年生，2014年毕业于中国石油大学（华东）资源勘查工程专业，现在中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司主要从事海上油气勘探和现场地质录井工作。通信地址：300459 天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局C座。电话：[phone]。Email：0引言近年来，潜山成为渤海油田勘探的主要目的层位之一，特别是古生界碳酸盐岩潜山，其油气储量规模大，勘探潜力巨大12。碳酸盐岩潜山地层是以裂缝为主要储集空间和渗滤通道的储层，对于钻井工程来摘要曹妃甸M构造潜山地层在钻井过程中一般采用欠平衡方式钻进，导致钻探过程中溢流情况频发，对井控安全造成了巨大的威胁。为了在欠平衡钻井条件下精确指导钻井液密度调整，通过分析潜山地层气测录井响应特征，形成了一种基于气测参数的钻井液密度随钻调整方法，同时从统计学角度出发，提出井底压差与气测参数的相关性关系，建立了曹妃甸M构造钻井液密度调整模型，实现了在钻进过程中对钻井液密度及时、精确调整。该技术在曹妃甸M构造应用效果显著，有效防止了溢流情况的发生，确保了钻井施工安全。关键词钻井液密度气测参数潜山溢流井控安全随钻调整气测变化率中图分类号：TE 132.1文献标识码：ADOI：10.3969/j.issn.16729803.2023.02.003Application of technology of drilling fluid density adjustment while drilling to buried hillformation of Caofeidian M structureZHANG Xuebin，HUANG Yehai，GUO Mingyu，LI Zhankui，YUAN Renguo，CHAI XiaowuEngineering Technology Branch of CNOOC Ener TechDrilling&Production Co.，Tianjin 300459，China；No.1 MudLogging Company，BHDC，CNPC，Tianjin 300280，China；Tianjin Branch of CNOOC（China）Co.，Ltd.，Tianjin300459，ChinaAbstract：The underbalanced drilling is commonly used in the drilling process of Caofeidian M structure buried hill formation，resulting in frequent overflow situations during the drilling process，posing a great threat to well control safety.In order toprecisely guide drilling fluid density adjustment under the condition of underbalanced drilling，a method of drilling fluid densityadjustment while drilling based on gas logging parameters is adopted by analyzing the response characteristics of gas logging inburied hill formation.At the same time，from the perspective of statistics，the correlation between bottomhole pressuredifference and gas logging parameters is proposed，and the drilling fluid density adjustment model of Caofeidian M structure isestablished，achieving timely and precise adjustment of drilling fluid density during the drilling process.This technologyhas notable effect in Caofeidian M structure on preventing the occurrence of overflow and ensuring the safety of drillingoperation.Key words：drilling fluid density，gas logging parameter，buried hill，overflow，well control safety，adjustment while drilling，gas logging change rate引用：张学斌，黄叶海，郭明宇，等.钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用J.录井工程，2023，34（2）：1521.ZHANG Xuebin，HUANG Yehai，GUO Mingyu，et al.Application of technology of drilling fluid density adjustment whiledrilling to buried hill formation of Caofeidian M structureJ.Mud Logging Engineering，2023，34（2）：1521.15录 井 工 程工 艺 技 术2023年6月说，裂缝性地层钻井难点在于其可能伴随发生大量的溢流、漏失情况，对井控安全造成巨大威胁。对渤海油田潜山地层已钻井作业过程进行分析发现，50%以上的碳酸盐岩潜山井在钻探过程中都发生了不同程度的溢流或漏失，造成钻井工期延长，油层污染，甚至单井报废等严重后果，不但影响勘探进程，而且一旦控制不好就会发生井喷事故。主要原因是潜山裂缝性地层压力难以预测34，钻井液密度在钻前无法精确合理设计，导致井筒压力与地层压力不匹配，加之裂缝性地层安全窗口窄，常常出现正压漏失，负压溢流的现象5。目前，碳酸盐岩潜山地层异常压力的成因并不清楚，尚无有效的地层压力预测和评价方法69。因此，在潜山地层钻进过程中，精准调整钻井液密度是保证钻井作业施工安全的关键。1曹妃甸M构造钻探现状曹妃甸M构造是渤海油田位于埕宁隆起上的一个重要油气构造带，古生界碳酸盐岩潜山是其最主要的勘探目的层，该构造已钻9口探井所取得的岩屑、岩心资料以及声电成像等电测资料揭示，其潜山地层岩性主要为石灰岩，潜山储集空间以微小裂缝为主。目前渤海油田在该构造钻前无法给出潜山地层压力预测数据，出于储层保护以及防漏的考虑，一般采取低钻井液密度欠平衡钻进。受低钻井液密度钻进的影响，在钻遇油气显示后无法及时调整钻井液密度，在该构造9口井潜山段钻进过程中有5口井发生了溢流（表1），极大地影响了钻井时效与安全。因此，在欠平衡钻井条件下精确指导钻井液密度调整是亟待解决的问题。2钻井液密度随钻调整技术通过对曹妃甸M构造以及邻区碳酸盐岩潜山大量实钻资料进行分析研究发现：（1）出现异常地层压力的井或需要提高钻井液密度的井，均油气显示活跃，有多套油层或气层，并且气层的地层压力系数高于油层，在同一区域测试为水层或者干层的井，均为正常地层压力，无明显异常；（2）曹妃甸M构造不同井潜山地层油层段压力差别较大，据此认为该构造潜山地层钻井过程中钻井液密度的调整不能单纯参考邻井的地层压力系数或者经验值，而应由所钻井潜山地层中油气层的实际地层压力情况决定。目前没有一种较好的跟踪评价碳酸盐岩潜山储层地层压力系数的方法，但现场作业过程中通常可根据气全量大小、气全量曲线形态来确定油气层生产能力，当地层压力与井筒内压力出现不平衡时，在气全量上会有一定的反映10。因此，基于曹妃甸M构造已钻井实际数据以气测录井参数为突破点，建立了曹妃甸M构造钻井液密度调整模型，实现了在欠平衡钻井条件下对钻井液密度进行精确随钻调整。2.1潜山地层气测录井响应特征目前，渤海油田气测录井技术在探井主要采用GZG定量脱气器和Reserval检测仪组合的方式，通过在返出口定量抽取钻井液的方法测量气体含量11。在钻井作业过程中，所测得的气体类型主要有破碎气、单根气、后效气。破碎气是指在钻进过程中钻头破碎岩石出现的气体，也叫地层气，根据破碎气值的大小以及曲线形态等可以在一定程度上判断油气显示情况以及地层压力与井筒内压力的平衡关系；单根气是指在钻进阶段，循环停止时发生欠平衡或当钻杆上提时产生抽吸效应产生的气，单根气往往反映在静止状态下，当前的钻井液密度小于地层压力；后效气是指因要实施其他作业而使井筒内钻井液长时间处于静止状态，地层中的流体在地层压力作用下不断向井筒钻井液中扩散和渗透而产生的气，后效气的产生同样反映出在静止状态下，当前的钻井液密度小于地层压力。为了便于研究，本文提出一个新概念：气测变化率（Q），即钻遇油气显示后恢复稳定的气测基值与钻遇油气显示前气测基值的比值，即：QTg后/Tg前对于潜山裂缝性储层，裂缝的存在使得井筒与储层之间拥有了良好的流动通道，流体的侵入（溢流）或流出（漏失）相对容易，安全密度窗口窄12。通常在正压条件下，钻遇裂缝较发育的储层往往会发生连续漏失；在平衡或微过平衡条件下，往往无漏失及溢流出井名M1M2M3M4M5层位古生界古生界古生界古生界古生界有无油气显示有有有有有解释结论油层油层油层油层油层气全量最大值/%86101821地层压力系数1.111.091.101.191.21溢流时钻井液密度/（g cm-3）1.061.071.071.101.10表1曹妃甸M构造5口发生溢流井实钻情况统计 16第34卷第2期张学斌等：钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用现，所测气全量仅为地层破碎气，钻遇油气显示后气测基值基本能恢复到之前的气测基值，气测变化率约等于1，即Tg后/Tg前1（图1），基本无单根气及后效气产生。在负压（欠平衡）条件下，存在两种情况：（1）钻井液密度严重不足，往往会发生严重溢流甚至井涌；（2）钻井液密度微低于地层压力系数，这种情况往往不会发生严重溢流，仅通过钻井液体积以及返出流量等参数难以发现，但储层中的油气同样会在压差作用下不断进入井筒，因此该情况下所测气全量为地层破碎气及溢流气，钻遇油气显示后气测基值受溢流影响，往往高于钻遇油气显示之前的气测基值，气测变化率大于1，即Tg后/Tg前1（图2），会产生较高的单根气及后效气。2.2钻井液密度随钻定性调整方法通过在曹妃甸M构造以及邻区碳酸盐岩潜山大量实践，形成了一种基于气测参数的钻井液密度随钻调整方法。该方法可以在潜山钻进过程中根据油气显示及气测录井特征对钻井液密度进行调整，及时性和准确性高，对钻井安全具有非常好的指导意义。在潜山地层开始钻进时，出于储层保护以及防漏的考虑，一 般 使 用 密 度 1.05 g/cm3（预 探 井 使 用1.10 g/cm3）的钻井液开钻。由于潜山顶部存在风化壳，裂缝较为发育，一般为较好的储层发育段，在钻开新地层510 m后，通过地质循环落实油气显示及油气水层情况，结合气全量特征，初步判断钻井液密度是否需要调整。继续钻进后，观察气全量、单根气情况，从而确定当前的钻井液密度是否需要调整，具体判断标准分为以下3种情况。2.2.1无油气显示通过录井资料落实潜山无油气显示，气全量小于5%，那么判断当前钻井液密度较为合理，继续保持当前钻井液密度钻进并观察单根气情况。若无单根气或者单根气含量小于5%，判断钻井液密度较为合理；若单根气含量大于5%，则认为需要对钻井液密度进行提高，其做法是以0.01 g/cm3逐步提高，直至单根气小于5%。2.2.2有油气显示并为油层通过录井资料落实潜山有油气显示且初步判断为油层，气全量小于5%，那么判断当前钻井液密度较为合理，继续保持当前钻井液密度钻进并观察单根气情况。若无单根气或单根气小于气全量2倍，判断钻井液密度较为合理；若单根气超过气全量2倍以上，则认为需要对钻井液密度进行提高，具体做法是以0.01 g/cm3逐步提高，直至单根气小于气全量 2 倍以内。2.2.3有油气显示并为气层通过录井资料落实潜山有油气显示且为气层，若气全量小于5%，那么判断当前钻井液密度较为合理，继续保持当前钻井液密度钻进；若气全量大于5%，则认为需要提高钻井液密度，进行循环加重，将气全量降至5%以内。继续观察是否有单根气，若无单根气或单根气小于气全量2倍，判断钻井液密度较为合理；若单根气超过气全量2倍以上，则认为需要对钻井液密度进行提高，具体做法是以0.01 g/cm3逐步提高，直至单根气小于气全量2倍以内。2.3钻井液密度随钻定量调整方法在负压（欠平衡）条件下，当钻井液密度严重不足时，通过钻井液体积以及返出流量等参数能够及时发现，并执行关井、压井等措施；当钻井液密度微低于地图1平衡或微过平衡条件下气测曲线变化模型图2欠平衡条件下气测曲线变化模型 17录 井 工 程工 艺 技 术2023年6月层压力系数时，储层中的油气会在压差作用下不断地进入井筒，当累积到一定量后，同样会引发严重的溢流或井涌。本文只对后者进行研究，以达到及时调整钻井液密度，防止溢流情况发生的目的。溢流速率主要受控于井底压差以及储层渗透率，压差越大，储层渗透率越大，则溢流速率越快，对于裂缝性储层，其渗透率主要受裂缝发育程度影响。通过对曹妃甸M构造5口井19个油层实钻数据进行统计分析（表2），可以得出以下结论：该构造潜山储层流体性质以油层为主，储集空间以微小裂缝为主，缝宽大部分在0.10.2 mm之间，裂缝密度12.5 条/m，各井油层段裂缝发育程度区别较小。据此认为该构造油层段溢流速率受裂缝发育程度及储层流体影响较小，主要受井底压差影响，而轻微溢流速率可以直观地反映在气测变化率上，气测变化率与压差具有一定相关性。利用表2中气测变化率以及压差数据进行成图分析可以看出：当压差大于0时，气测变化率基本维持在1左右；当压差小于0时，通过数据拟合发现压差与气测变化率具有对数函数关系（图3）。目前，渤海油田潜山段钻进中多采用欠平衡钻井方式，故本文只对欠平衡钻井条件下钻井液密度调整进行研究。通过数据拟合，曹妃甸M构造气测变化率与压差相关性方程为：P-1.662lnQ+0.71（1）式中：P为压差，MPa。当欠平衡钻进时，钻遇显示后，钻井液密度调整计算公式为：新（原gh+|P|）/gh（2）即：新（原gh+|-1.662lnQ+0.71）/gh（3）式中：新为调整后的钻井液密度，kg/m3；原为原钻进时钻井液密度，kg/m3；g为重力加速度，m2/s；h为油层对应的井深，m。利用该方程，在曹妃甸后续潜山段钻井作业过程中，可根据气测变化率大小实时指导钻井液密度调整，防止溢流、井涌等情况出现，保障钻井作业安全。井名M1M2M3M4M5井段/m37353741378037863942394640034010411241193400340734893494352735343619362737403750382938373530353635623568361236193679368737343740398139904002400741174226地层压力系数1.111.111.111.111.111.091.091.091.101.101.101.191.191.191.191.191.211.211.21Tg前/%0.250.60.20.20.030.060.040.160.230.150.280.050.60.420.390.510.380.70.61Tg后/%0.4510.20.250.070.150.070.150.190.40.260.30.630.450.670.771.523.772气测变化率1.801.671.001.252.332.501.750.940.832.670.936.001.051.071.721.514.005.393.28压差/MPa0.000.000.370.39-1.20-1.00-0.680.690.71-0.370.75-1.731.051.42-0.720.37-1.95-2.35-1.21裂缝宽度/mm0.110.190.10.210.190.110.10.090.230.130.170.130.120.080.110.190.240.110.17裂缝密度/（条 m-1）1.21.551.872.11.561.912.21.111.972.11.732.41.371.411.131.221.662.332.47综合解释油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层油层表2曹妃甸M构造5口井19个油层实钻数据统计 18第34卷第2期张学斌等：钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用3现场应用基于气测参数变化的钻井液密度随钻调整技术已经在曹妃甸M构造4口井应用且成效显著，通过随钻过程中及时指导钻井液密度调整，避免了溢流甚至井涌的发生，保证了钻井作业安全。以曹妃甸M构造M8井和M9井为例进行应用说明。3.1M8 井曹妃甸M构造M8井，设计井深5500 m，目的层为古生界碳酸盐岩潜山，钻前无潜山压力预测数据。实钻过程中，8.5 in（215.9 mm）井眼钻进至4742 m，确认进入古生界地层5 m进行中完，岩性为石灰岩。6 in（152.4 mm）井眼开钻使用密度为1.10 g/cm3的钻井液钻进，钻至4747 m进行地质循环，落实油气显示及气测录井情况。在井段47424747 m钻遇显示，无荧光，气全量最高达20%，岩性为灰岩，录井解释为气层。此时初步判断钻井液密度不足，现场做好加重准备。继续钻进，气全量基值维持在 5%左右，在4753、4781、4810 m均出现单根气，单根气在10%15%之间，综合气测基值以及单根气情况认为钻井液密度不足，钻进过程中逐步提高钻井液密度至1.11 g/cm3，气全量基值随之降至2%左右，观察单根气在30%左右，后效气50%，认为钻井液密度仍然不足，继续提高钻井液密度至 1.15 g/cm3，气全量在1.5%2%之间，单根气2%左右，判断该钻井液密度合理，继续保持钻井液密度1.15 g/cm3钻进至完钻，未出现复杂情况（图4）。图4曹妃甸M8井录井综合图图3曹妃甸M构造气测变化率与压差关系 19录 井 工 程工 艺 技 术2023年6月测试结论证实潜山地层压力系数为1.17，利用该技术精准地调整了钻井液密度，防止了溢流、井涌等复杂情况的发生，同时避免了储层污染，保障了地层测试效果。3.2M9 井曹妃甸M构造M9井，设计井深5500.00 m，主要目的层为古生界，在古生界地层使用密度为1.10 g/cm3钻井液钻进，气测基值为0.5%左右，在井段4 8824895 m钻遇显示，荧光面积10%，气测组分全，之后在气测值恢复稳定后基值为2.7%左右。由公式（1）计算压差为-2.1 MPa，由公式（3）计算新为1.14 g/cm3。为了确保钻井施工安全，开始逐步提高钻井液密度至 1.14 g/cm3，地层未发生漏失，保持此密度钻井液继续钻进，在井段49444970 m、49754990 m钻遇2层显示，荧光面积10%，气测组分全，计算气测变化率约为1，且无漏失情况，认为此时钻井液密度合理，保持此钻井液密度钻至完钻，整个钻井过程快速平稳，未发生漏失及溢流情况（图5）。4结论（1）曹妃甸M构造不同井的潜山地层压力存在一定差别，钻井过程中所用钻井液密度不能单纯参考邻井的地层压力系数或者经验值调整，而应由潜山地层中油气层的实际地层压力情况决定。（2）本文以气测参数为突破点，通过分析碳酸盐岩潜山气测录井响应特征，针对欠平衡钻井条件下的钻井液密度调整，通过实践-认识-再实践，形成了一种基于气测参数的随钻调整方法，同时根据曹妃甸M构造多口井的实钻数据分析了井底压差与气测变化率的相关性，并建立了基于统计学理论的压差计算方程，根据此方程可在随钻过程中较为精准地指导钻井液密度调整，为潜山裂缝性地层钻井过程中的钻井液密度调整提供了一种定量化解决思路。（3）该技术在曹妃甸M构造取得了较好的应用效果，在欠平衡钻井方式下，有效地保证了钻井施工安全，可在后续其他区块继续尝试应用，具有良好的应用前景。参考文献 1 薛永安.认识创新推动渤海海域油气勘探取得新突破：渤海海域近年主要勘探进展回顾J.中国海上油气，2018，30（2）：18.XUEYong an.Newbreakthroughsinhydrocarbonexploration in the Bohai sea area driven by understandinginnovation：A review of major exploration progresses ofBohai sea area in recent yearsJ.China Offshore Oil andGas，2018，30（2）：18.2 薛永安，柴永波，周园园.近期渤海海域油气勘探的新突破J.中国海上油气，2015，27（1）：19.XUEYong an，CHAIYongbo，ZHOUYuanyuan.Recent new breakthroughs in hydrocarbon exploration inBohai seaJ.China Offshore Oil and Gas，2015，27（1）：图5曹妃甸M9井录井综合图 20第34卷第2期张学斌等：钻井液密度随钻调整技术在曹妃甸M构造潜山地层中的应用19.3 董平华，张磊，林海，等.渤中196构造全井段孔隙压力预测方法研究J.非常规油气，2020，7（2）：103108，102.DONGPinghua，ZHANGLei，LINHai，etal.Prediction method of pore pressure in the whole wellsection of Bozhong 196 structureJ.Unconventional Oil&Gas，2020，7（2）：103108，102.4 赵之，孟英峰，李皋，等.欠平衡随钻压力监测在裂缝性地层中的应用与实践J.钻采工艺，2013，36（1）：1214.ZHAO Zhi，MENG Yingfeng，LI Gao，et al.Applicationand practice of underbalanced pressure monitoring whiledrilling in fractured formationsJ.Drilling&ProductionTechnology，2013，36（1）：1214.5 何世明，刘森，赵转玲，等.裂缝性地层溢流侵入动态规律研究J.石油钻探技术，2018，46（6）：2632.HE Shiming，LIU Sen，ZHAO Zhuanling，et al.Thedynamic laws of overflow intrusion in fractured formationsJ.Petroleum Drilling Techniques，2018，46（6）：2632.6 沈章洪.渤海油田古近系超压成因分类及分布特征J.中国海上油气，2016，28（3）：3136.SHEN Zhanghong.Genetic classification and distributioncharacteristics of overpressure in the 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