钻前完成工程录井策划书, 明确地质目的, 预测本井钻探施工难点, 提出工程录井重点及具体措施, 提示不同层段可能出现的复杂情况。根据本井钻井地质设计, GQ 1、XH 1及DS 1井等邻井实钻资料, 结合南缘冲断带高泉地区区域资料分析, 对地质分层、地层厚度、地层压力、断层位置准确与否做仔细分析。钻中从一开到四开完井分阶段、环节及开次单独策划, 切实做到早计划、早准备、早安排、早落实。钻揭对应段及地层时, 对井下可能出现的复杂做充分估计, 制定相应预防方案和解决措施。

GT 1井主要工程风险如下:

(1)设计井深5 980 m, 钻遇地层多, 存在多套压力系统, 窄密度窗口钻井风险高。

(2)新近系塔西河组发育层具有多层厚度大的膏质泥岩层, 膏质泥岩层及欠压实泥岩吸水膨胀, 水敏性强, 易造成井眼缩径、垮塌, 预计GT 1井塔西河组膏质泥岩井段为2 325~3 880 m, 提示注意防卡。

(3)古近系安集海河组发育巨厚塑性泥岩层, 地层水敏性强, 易垮塌导致卡钻, 预计GT 1井安集海河组井段为4 920~5 335 m。

(4)白垩系吐谷鲁群底部地层存在出液可能, 破坏钻井液体系, 造成井壁失稳, 导致井下垮塌, 预计GT 1井吐谷鲁群井段为5 400~5 795 m。

主要采取钻前压力预测评价和随钻检测修正的方法评价地层压力, 通过计算有效应力与声波的关系, 进而计算有构造应力条件下的地层压力, 修正地层压力模型, 弥补了传统dc指数法的不足。现场每日出具地层压力评价报告, 及时反馈地层压力研究分析成果, 为本井裸眼段多压力系统共存和窄安全窗口下的钻井合理施工提供了技术支持。

2.2.1 钻前压力预测评价

通过对区域资料分析, 选择Fan经验公式法进行地层孔隙压力预测^[4]。预测GT 1井新近系独山子组、塔西河组上部基本为正常压力系统, 压力系数在1.03左右, 塔西河组中下部、古近系安集海河组和白垩系吐谷鲁群为三套异常高压地层, 压力系数1.4~1.95, 新近系沙湾组、古近系紫泥泉子组及侏罗系压力稍低, 建议GT 1井钻井液密度控制在1.0~2.1 g/cm³之间。

收集GQ 1、XH 1、DS 1井等邻井测井数据, 结合研究区的砂泥岩地层沉积特征, 通过Drillworks预测本井地层压力, 利用邻井声波及上覆岩层重量, 建立地层压力模型^{[5, 6]}, 对采用地震预测提供的主探层地层压力进行修正(图1)。如图2所示, 原方案主探层最高地层压力系数为1.95, 经过修正, 预测最高地层压力系数为2.25, 两者相差0.3。准确预测主探层地层压力系数, 在发现保护油气层的基础上, 提前建议提高钻井液密度, 可有效规避井控风险。

图1

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	图1 GT 1井地层压力预测模型

图2

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	图2 GT 1井地层压力预测对比图

2.2.2 钻中监测评价

GT 1井钻探过程中, 对井段18~5 920 m进行随钻地层压力监测, 据修正过的地层压力模型可把本井地层压力分为9段(表1)。准确、及时的地层压力监测与评价, 利于宏观上掌握上、中、下3套组合地层的压力分布规律。上组合新近系独山子组、塔西河组顶部为正常压力, 塔西河组中下部为异常高压, 沙湾组压力回落; 中组合古近系安集海河组、紫泥泉子组压力明显抬升, 为异常高压; 下组合白垩系清水河组底部压力达到最高, 往下侏罗系压力略有回落。钻揭白垩系清水河组主力层之前即预报异常高压的存在, 切实避免了部分潜在工程复杂的发生, 为该区域后续钻探提供指导依据。

表1

表1

表1 GT 1井地层压力监测成果数据 井段/m 层位 压力系数 18~2 800 Q-N1t 1.00 2 800~4 300 N1t 1.20~1.75 4 300~4 680 N1t-N1s 1.50 4 680~4 980 N1s 1.30 4 980~5 100 E2-3a 1.75~1.90 5 100~5 690 E2-3a-K1h 2.10 5 690~5 765 K1q 2.10~2.25 5 765~5 779 K1q 2.33 5 779~5 920 J2t 2.20

表1 GT 1井地层压力监测成果数据

对本井地质信息进行了全面收集, 包括岩矿信息, 如砾石含量变化、粒径变化、泥质含量变化、石膏及方解石含量变化; 断层或破碎带信息, 如岩屑量的变化、划痕特征及钻井液温度变化等。为钻井工程提供了准确的地质信息, 有利于工程方案及时指导及完善。例如:对塔西河组下部至沙湾组上部地质信息收集分析后发现, 由于沙湾组地层较塔西河组石膏含量明显增加, 如表2所示, 蠕变缩径情况加剧, 局部井段有垮塌现象, 如果掉块较大会造成钻进中顶驱蹩停及阻卡。为了稳定井壁, 调整钻井液密度范围介于2.05~2.06 g/cm³, 顺利钻穿沙湾组上部地层。

表2

表2

表2 GT 1井N1t-N1s石膏含量统计 井段/m 层位 石膏含量/% 2 350~2 564 N1t 1~3 2 626~2 758 N1t 5~10 2 812~3 334 N1t 1~3 3 340~3 364 N1t 15~20 3 472~3 584 N1t 1~2, 局部15~20 3 754~4 396 N1t 1 4 396~4 606 N1t 1~2, 局部5~20 4 630~4 654 N1s 30 4 668~4 722 N1s 1~25 4 722~4 894 N1s 25~30 4 894~4 910 N1s 3~5

表2 GT 1井N1t-N1s石膏含量统计

对本井各项工程参数进行连续实时监测, 并对参数变化及时进行分析预报, 对准确判断钻机工作状态及确保钻井安全起到了重要的作用。

全井钻井过程中预报工程参数异常53次, 其中气侵1次、溢流1次、井漏3次、钻头磨损12次、阻卡35次、泵上水效率低1次, 预报率、准确率均为100%。例如:钻至井深1 015.42 m(层位:第四系), 钻头纯钻时间达95 h, 扭矩由间断性大幅波动向连续性大幅波动过渡, 扭矩在4.36~21.65 kN· m之间波动, 且有加剧趋势(图3), 判断为钻头磨损, 建议井队提钻检查钻具。井队提钻后发现, 钻头外围一、二排牙齿已经全部脱落, 牙轮也有一定的松动。

图3

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	图3 GT 1井井深1 015.42 m扭矩异常预报

本井通过连续统计掉块含量、大小、磨圆程度, 建立掉块跟踪档案, 通过掉块特征追踪地层, 分析井壁稳定性, 提前预判可能存在的复杂, 为优化钻井液性能提供了保障。

例如:钻至井深3 176.22 m(层位:塔西河组)时, 掉块开始增多, 绝大部分为深灰色泥岩块、少量褐色泥岩块, 掉块直径在5~8 cm之间, 最大可达11 cm, 大部分掉块可见磨圆面(图4)。通过分析认为, 掉块直径较大且已经出现磨圆, 如再钻井可能出现阻卡, 建议活动钻具, 且调整钻井液性能。井队采纳后, 上提下放钻具, 开泵倒划眼, 划眼过程中频繁出现蹩停顶驱现象, 划眼至3 170 m遇阻, 最大403 kN, 上提最大380 kN, 顶驱蹩停, 震击器工作解卡。同时将钻井液密度调整为2.4 g/cm³后, 复杂解除。

图4

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	图4 GT 1井井深3 176.22 m岩屑掉块

结合已钻井段的施工情况提出下部井段的施工建议和应对措施, 以地质资料指导处理, 使得出现的复杂能够被控制在初期阶段, 从而避免进一步扩大化, 为安全钻井提供有力的保障。

本井对每次提下钻进行监控, 确定其挂卡、遇阻井段, 绘制包括地层、井深、岩性、特殊含有物含量及阻卡段的示意图, 并用不同颜色表示其严重程度。通过阻卡目视化管理, 结合地层信息分析阻卡原因, 为工程措施提供依据。如图5所示, 本井共阻卡35次, 三开段在塔西河组、沙湾组及安集海河组钻进过程中阻卡现象较为频繁, 严重影响到了工程时效。

图5

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	图5 GT 1井提下钻阻卡示意图

在实钻中, 对钻井过程中出现的异常情况进行分析, 塔西河组、沙湾组及安集海河组引发阻卡的原因主要有以下两点:

(1)硬性掉块卡钻:受地层应力影响, 已钻井段在稳定之前会剥落一定量的掉块且多为硬、脆性的泥岩掉块。由于使用油基钻井液, 掉块不能水化分散, 且油基钻井液所钻井眼的井径较水基钻井液更为规则、扩大率较低, 掉块经过积累后容易在扶正器和钻头处堆积, 从而引发卡钻。

(2)岩石蠕变卡钻:塔西河组、沙湾组地层中含石膏较为普遍, 膏质岩类容易发生周期性蠕变缩径引发卡钻。