海洋油气勘探开发具有高风险、高成本的显著特征, 钻井机械钻速的快慢直接影响勘探开发的安全和效益, 但影响钻井机械钻速的因素很多, 如何有效地识别和分析这些影响因素, 并提出相应的改善方案是决定工程成本控制的关键手段。

随着南海西部乐东区块油气勘探开发的深入, 以高温高压地层为勘探目标所部署的勘探井、评价井及开发井的数量日益增多。钻探实践表明, 处于莺歌海盆地底辟带的乐东区块钻遇地层温度超过200℃, 实测地层压力系数最高达2.32。与常规勘探开发井相比, 高温高压井的井身结构具有开钻次数多、关键井段裸眼段长等特点。目前乐东区块关键井段因受钻井工具、地层压力和装备等诸多因素影响, 钻井效率低, 事故频发。实钻数据表明, 乐东区块普遍存在机械钻速偏低(钻速小于10 m/h)的情况, 近年钻探的8口井中有4口钻井过程中低钻速占比超过40%, 其中LD 13井和LD 8井低钻速占比超过90%, 严重影响了高温高压油气田的勘探开发效率。为此, 充分发挥录井作为钻井过程中“ 眼睛” 的作用, 在随钻过程中, 通过对钻头机械比能(MSE)、岩性、井筒压差以及气测等数据进行分析, 从钻头、地层及压差3方面影响因素着手, 快速准确地识别钻井效率低的原因, 从而为甲方下步提高钻速提供作业依据。

钻头作为钻井工艺中极其重要的组成部分, 发挥着钻井“ 拳头” 的作用, 其破岩能力的优劣将直接影响整个钻井效率的高低, 由于钻头在入井后随着井眼环境的变化, 会出现诸多无法提前预料的情况, 当钻井效率低时, 只能通过机械参数的变化进行分析和判断, 识别是否由于钻头因素引起钻速降低。通常, 钻头磨损或者钻头泥包是造成低钻速的主要原因。随钻过程中一般借助于钻头机械比能(MSE)曲线的变化特征来识别钻头影响因素。

钻头机械比能(MSE)即钻头在岩石中钻进的比能, 为单位时间内钻压和扭矩破碎单位体积岩石所需的机械能^[1]。应用该参数可以通过钻速、钻压、转速和扭矩等参数定量分析钻头工况, 并可实现通过分析机械比能趋势线定性分析钻头磨损趋势。中法渤海地质服务有限公司通过Thema工作站实时获取现场钻井参数, 得到MSE曲线实时监测钻井效率, 判断钻头磨损情况, 及时提供合理依据, 缩短作业者决策时间, 大幅降低了由于误判引起的工程误工时间。

1.1 钻头磨损造成机械钻速降低

随着PDC钻头在油井钻探中的大量使用, 对PDC钻头破岩能力的分析研究越来越多, 但大多是基于无磨损的完好状态的力学分析。实际上, 钻头在钻进过程中磨损程度不断增加, 磨损后的齿受力情况与未磨损时的差别很大, 而当钻头上人造聚晶金刚石薄层出现脱落或者滑移时, 对钻井效率将会产生极大的不良影响^[2]。

乐东区块采用311.15 mm钻头井段主要钻遇莺歌海组和黄流组地层, 岩性以泥岩为主, 夹薄层砂岩, 且普遍含灰质, 易造成钻头磨损。钻头磨损造成的钻井效率降低主要表现为, MSE随井深增加, 存在异常递增趋势, 钻头作用在地层的破碎力分散, 机械钻速随深度增加逐渐降低。

乐东区块LD 13井部署于英东斜坡带上, 采用311.15 mm钻头钻遇黄流组一段地层, 钻至3 200 m后钻速逐渐变慢, MSE有规律地快速升高, 而且变化趋势明显, 具有明显的钻头磨损特征, 随钻过程中判断为钻头磨损引起钻速降低, 遂向作业者建议起钻换钻头, 起钻后发现钻头磨损严重(图1), 更换钻头后钻速恢复正常。

图1

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	图1 LD 13井MSE曲线随钻识别钻头磨损示意

1.2 钻头泥包导致机械钻速降低

PDC钻头能有效提高机械钻速、降低钻井成本, 对钻井工艺的发展起到了至关重要的作用。然而, 由于泥页岩黏土矿物含量较高(30%~50%), 当使用水基钻井液时黏土矿物容易与水发生反应而膨胀, 膨胀的黏土具有黏性, 易于黏附于切削齿和钻头本体上造成钻头泥包; 由于PDC钻头为整体式钻头, 整个钻头没有活动零部件, 其与牙轮钻头相比更容易发生泥包。钻头泥包将造成钻井效率降低, 钻头力量无法作用于地层起到破岩作用, 机械钻速急剧降低^[3]。

在随钻过程中通常通过观察机械比能(MSE)的变化, 并结合钻压、扭矩等钻井参数及泥岩的特性来综合判断钻头是否处于泥包状态。在正常钻进无泥包时, MSE随井深增加整体趋势正常, 钻头能量点相对集中, 钻井参数和地层岩性无明显变化, 但发生泥包后钻井扭矩明显减小, 机械钻速突然降低, 岩性为可塑性泥岩, 此时井眼泵入低密度钻井液后钻速提升效果明显。

乐东区块莺歌海组地层普遍发育厚层塑性泥岩, 极易造成钻头泥包。区内LD 6井钻至3 165 m后, 钻井参数和地层岩性均无明显变化, 但机械钻速明显下降, MSE曲线突然升高并维持高值不降。从钻头能量分析来看, 钻头仍具备一定的钻进能力, 磨损特征并不明显(图2)。

图2

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	图2 LD 6井MSE曲线和岩屑特征综合随钻识别钻头磨损示意

本井段所钻大套泥岩的岩屑特征为:粘手、可塑、性软-中硬、微含灰质, 易造成钻头泥包。综合判断钻头存在泥包可能, 多次泵入海水, 情况稍改善, 但钻井效率仍较低, 最终起钻检查发现钻头泥包严重, 且并无明显磨损。

在油气钻探过程中, 由于钻井液密度偏高或地层压力偏低, 以及循环钻井液所产生的附加压力和由岩屑引起的循环当量密度增加, 使井底承受较大的附加压力, 即产生井底压持效应。大量的试验研究和生产实践都已证明, 过平衡钻井不但会造成钻井效率降低, 还会存在油气发现迟钝和储集层污染等风险, 故应尽量避免。采取欠平衡钻井技术、控压钻井技术等钻井方式能很好降低井底的压持效应, 提高钻井效率, 保护储集层^[6]。

中法渤海地质服务有限公司通过PreVue随钻压力监测技术实时监测地层压力的变化, 为作业者提供准确的地层压力信息, 指导现场进行钻井液密度的调整, 实施平衡钻井技术, 识别并解决由于压差因素带来的钻井效率低的风险。如乐东区块LD 12井从3 465~3 910 m钻遇黄流组一段富砂地层, 由于砂体泄压, 随钻过程中, PreVue工程师监测到地层压力系数从最初的1.82下降至最低的1.50, 并报告给作业者, 但由于缺乏足够证据支撑, 作业者未采纳, 仍坚持以1.72~1.82 g/cm³的钻井液密度继续钻进, 实钻中可见, 3 465 m开始钻井速度逐渐降低, 由25~35 m/h降低至7~10 m/h。钻后电缆MDT地层测压表明砂体内部压力存在泄压特征, 最低压力系数仅为1.47, 远低于钻井液密度, 属于过平衡钻井, 直接造成钻井效率低, 并导致高密度钻井液侵入污染储集层(图5)。

图5

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	图5 LD 12井钻速随深度变化

乐东区块中深层311.15 mm钻头井段普遍存在机械钻速偏低的情况, 经分析, 低钻速影响因素各异, 主要为钻头因素、地层因素及压差因素3方面影响, 应区别对待, 找出差异化影响因素并实现随钻快速识别。

(1)钻头作为钻井工艺中最为重要的组成部分, 起着钻井“ 拳头” 的作用, 其破岩能力的好坏将直接影响整个钻井效率的高低, 通常钻头磨损或者钻头泥包是造成低钻速的主要原因。随钻过程中一般借助于钻头机械比能MSE曲线的变化特征来识别钻头影响因素。

(2)地层本身特性是造成机械钻速差异化的重要因素之一。随着钻井井深、温度、压力的逐渐增加, 所钻岩层的硬度会逐渐变大, 使得钻井速度有所降低, 在乐东区块实钻中主要表现为, MSE曲线出现小幅度趋势变化, 但钻头能量点集中, 仍处于同一趋势上, MSE的趋势变化与地层压力的变化存在相关性; 此外, 地层内复杂岩性也会加快钻头的磨损从而对机械钻速产生影响, 实钻中一般通过结合MSE变化特征和X衍射资料识别该影响因素。

(3)压差也是一个影响钻井效率的重要因素。过平衡钻井易引起钻头的压持效应, 大量的试验研究和生产实践证明, 过平衡钻井不但会造成钻井效率降低, 还会存在油气发现迟钝和储集层污染等风险。实钻过程中一般通过结合随钻压力监测数据和气测特征判断井眼的平衡状况, 实时计算出井底压差, 建议采用合适的钻井液密度进行平衡钻井。