么春雨
, 曹军, 苑仁国, 杨占许, 姚一冰, 禹岩泉
中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司
Yao Chunyu, Cao Jun, Yuan Renguo, Yang Zhanxu, Yao Yibing, Yu Yanquan
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-11-9
网络出版日期: 2018-12-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介：么春雨 工程师,1987年生,2009年毕业于大庆石油学院,主要从事海上地质录井工作及研究。通信地址: 300459 天津市滨海新区海川路2121号渤海石油管理局。电话:13820608741。E-mail: yaochy@cnooc.com.cn
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摘要
为克服异常地层高压给井场钻井作业带来的安全风险,渤海油田通常采用随钻地层压力监测技术,但该项技术中dc指数模型不适用于渤海油田使用的PDC钻头,研究人员基于修正后的杨格钻速方程,结合现场实钻数据研究,重新构建了渤海油田PDC钻头的地层可钻性模型dr。应用该模型成功识别了渤中凹陷某探井的异常高压带,并可计算模拟地层压力曲线为现场合理选择钻井液密度提供依据,确保了井下安全并成功完成了油藏地质勘探任务。
关键词：
Abstract
In order to overcome the safety risk brought by abnormal formation high pressure to well site drilling operation, the technology of formation pressure monitoring while drilling is usually used in Bohai Oilfield. However, dc index model in this technology is not suitable for PDC bit used in Bohai Oilfield. The formation drillability model dr of PDC bit in Bohai Oilfield was reconstructed based on the modified Young's drilling rate equation and field real drilling data. The abnormal high pressure zone of an exploration well in Bozhong sag was successfully identified by using this model, and the formation pressure curve can be calculated and simulated to provide the basis for reasonable selection of drilling fluid density in the field, so as to ensure downhole safety and successful completion of geological reservoir exploration tasks.
Keywords：
随着大中型整装油气田发现越来越少,渤海油田近些年勘探主要目标转向区域中小型优质油气藏群,并由凸起浅层走向凹陷中深层,加强轻质油气勘探[1]。在该勘探策略的指导下,在渤中凹陷西南部缓坡带的局部隆起上发现了BZ 19-6中型天然气田,指明了今后渤海油田勘探开发方向。但随之而来的问题是,生油凹陷中深层普遍存在的异常高压带给工程作业带来了高风险。
国内外异常地层高压研究方法主要包括钻前预测、随钻监测及钻后总结三个方面。随钻监测是在钻井过程中利用钻井、录井、地质等参数来进行地层压力计算,该方法比钻前预测精度高,比钻后总结对实时钻井帮助大[2]。随钻地层压力监测方法的种类较多,如dc指数法、岩石强度法、机械钻速法等。岩石强度法等基于室内单元模拟实验,操作复杂且系数较多,不便于井场实时操作;而机械钻速法不适用于渤海油田优快钻井;dc指数法操作便利,具有一定的应用效果,在中国陆地大多数油田得到了普遍应用,但在渤海油田现场技术人员发现常用的dc指数模型在海上油田并不适用,监测钻头处的地层压力计算值与实际值相差很大。
dc指数法是对d指数的修正,d指数模型是宾汉1965年在室内基于牙轮钻头模拟建立的钻速方程[3],并不适用于目前渤海油田普遍使用的PDC钻头。研究过程中,分析了对dc指数影响的各种变量,最终找出了四种主要变量:钻速、钻压、转速、钻井液密度,进一步结合前人对钻速的研究,重新构建了地层可钻性模型dr,并在渤中某区块预探井得到了成功应用。
渤海油田异常地层高压带是指地层压力系数大于1.20的地层[4]。全世界油田异常地层高压成因有十多种[5,6,7,8,9],它们有的时候单独起作用,有的时候则是两种或两种以上因素共同起作用。渤海油田异常高压的成因主要有四种:单纯欠压实型、欠压实主导型、生烃主导型及流体传导型。其中,单纯欠压实型比较常见[10],可概括为:垂向上,随地层由新变老,地层超压类型由单纯欠压实型为主逐渐向生烃主导型为主过渡;平面上,辽东湾、黄河口、莱州湾地区的单纯欠压实型超压的比例明显高于环渤中地区,而环渤中地区的生烃主导型超压的比例又显著高于其他地区(图1)。欠压实成因的异常高压地层可以采用dc指数法、声波时差法等监测。
欠压实成因的异常高压地层,通常表现为泥岩孔隙度异常增大,地层可钻性变好,相同钻井参数条件下,钻速明显变快。目前使用的dc指数模型是基于牙轮钻头的,尽管建立了地层可钻性与钻速、钻压、转速及钻井液密度之间的关系,但并没有PDC钻头的地层可钻性模型,关于PDC钻头钻速方程的研究很多[11]。从修正后的杨格钻速方程[12]中,可以找出钻速与地层可钻性、钻压、转速及钻井液密度之间的关系,忽略一些影响较小的因素(如钻头磨损及水力因素等),用校正后的钻速可以反映地层可钻性。修正后的杨格钻速方程为:
R=dr (W-W0) nλ
CP=
式中:R为钻速,m/min;dr为地层可钻性指数; W为钻压,t;W0为门限钻压,t;n为转速,r/min;λ为转速指数;C2为牙齿磨损系数;h为牙齿磨损相对高度,mm;CP为井底压差系数;CH为水力净化系数;ρm为钻井液循环当量密度,g/cm3;ρn为正常孔隙流体压力梯度等效密度,g/cm3。
通常公式(1)中转速指数λ=1。渤海油田普通砂泥岩对井场使用的耐磨性PDC钻头磨损影响较小,故钻头磨损系数1/(1+C2h)≈1。目前渤海油田钻进中排量大小及钻头水眼设计合理,井底钻头处清洁,不存在钻头压持岩屑现象,因此该因素影响也较小,故水力净化系数CH=1。
公式(2)是井底压差CP经验公式,代入公式(1)可得到地层可钻性dr模型:
dr=
公式(3)适用于渤海油田使用的PDC钻头,建立的地层可钻性模型dr与深度变化关系曲线符合正常沉积压实变化规律,通过平移趋势线可以消除岩性、钻头类型及大小对钻速的影响。
基于趋势线的地层压力计算方法有很多种[13],如等效深度法、伊顿法及比值法等,渤海油田比较常用的是伊顿法[2]:
ρP=ρ0-(ρ0-ρn ) (
式中:ρP为地层压力梯度等效密度,g/cm3;ρ0为上覆压力梯度等效密度,可通过周围区域密度测井资料计算,g/cm3;drN为正常趋势线dr值;b为地区常数,通过实际数据回归得到,渤中地区取值一般为1.2。
渤海油田渤中凹陷井深4 180 m的某预探井,预测东营组厚层泥岩中存在异常地层高压。通过周围区域研究,认为工区内异常地层高压主要是由欠压实造成的,随钻压力监测可以采用地层可钻性dr模型分析。
渤海油田一般从埋深500 m开始录井,依据dc指数及dr方程式,可以将录井深度库里每米钻井参数及钻井液参数,转化成每米地层可钻性的dc指数、dr值。然后建立dc指数、dr值与埋深变化的散点图及正常趋势线(图2)。从散点图上可以得出:1 500 m以上地层压实程度较低,不易建立正常趋势线,1 500 m以下地层压实程度随深度加深逐渐变强,可以建立正常趋势线,通过平移趋势线可以消除岩性变化及钻头更换的影响;分析正常趋势线与散点分布规律发现,dr模型比dc指数法对异常高压段反映更清晰,并且与钻后声波测井识别的异常高压段基本吻合。
依据上部地层dr散点分布规律,优选相同钻头条件下,异常高压附近压实程度较好的井段2 800~3 100 m,并建立了正常趋势线方程:
drN=
式中:H为埋深,m。
依据伊顿法,得到随钻压力监测的计算地层压力(地层压力梯度等效密度),通过Resform软件抽稀处理后,得到随钻地层压力解释成果图(图3)。图中可见埋深2 800 m之上随钻压力监测计算值在1.0 g/cm3附近强烈波动,但总体仍属于正常压力范畴,波动原因主要是受钻时波动强烈影响;埋深2 800 m之下,钻时波动较小,得出计算地层压力曲线较清晰。可以看出异常地层高压分布在3 190~3 600 m井段,该段计算地层压力一般在1.2~1.5 g/cm3之间,其中井段3 400~3 600 m异常地层高压较高,最高值在1.6 g/cm3左右。异常地层压力随钻监测为井场合理选择钻井液密度提供依据,确保了钻进中井下安全。
(1)根据异常地层高压成因,选择合适监测技术和方法是随钻压力监测准确与否的关键因素。由实例中可以看出钻遇预测异常高压井段时,控制钻速钻进有利于异常高压监测,该井预测结果与钻后测试数据基本吻合。
(2)结合渤海油田PDC钻头使用情况及海上钻井作业情况,找出了影响钻速的四种主要因素:地层可钻性、钻压、转速、钻井液密度,忽略微小影响因素如钻头磨损、水力因素,校正后的钻速可以反映地层可钻性,建立易于井场操作的地层可钻性dr模型,并且符合正常沉积压实规律。基于趋势线计算的地层压力为井场钻井液密度选择提供了帮助,同时也优化了井身结构,有利于钻井工程安全和成功完成油藏地质勘探任务。
The authors have declared that no competing interests exist.
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