引用本文
聂芬意, 姜宁宁, 李敏, 王博, 赵子豪, 何成山. 大港油田滨海地区钻井地质风险分析及应对措施[J]. 录井工程, 2024,35(2): 147-152.
NIE Fenyi, JIANG Ningning, LI Min, WANG Bo, ZHAO Zihao, HE Chengshan. Drilling geological risk analysis and countermeasures in the coastal area of Dagang Oilfield[J]. Mud Logging Engineering, 2024,35(2): 147-152.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2024.02.022  
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大港油田滨海地区钻井地质风险分析及应对措施
聂芬意①, 姜宁宁①, 李敏②, 王博①, 赵子豪③, 何成山④
①中国石油大港油田公司勘探开发研究院
②中国石油大港油田公司第五采油厂
③中国石油集团海洋工程有限公司
④中国石油大港油田公司勘探事业部

作者简介：聂芬意 工程师,1987年生,2014年毕业于中国地质大学（北京）地质工程专业,硕士学位,现在中国石油大港油田分公司勘探开发研究院主要从事钻井地质设计及相关研究工作。通信地址：300280 天津市滨海新区大港油田幸福路1280号。电话：（022）63963113。E-mail：294554090@qq.com

收稿日期: 2024-02-23
摘要

为确保大港油田滨海地区钻井安全,并最大限度提升钻井时效,从该地区已钻井发生的钻井复杂情况入手,分析引起该区域钻井风险的主要地质因素及原因,并提出相应的解决措施。研究表明：（1）研究区新近系馆陶组地层埋深较浅,岩石结构松散,底部发育不整合面,古近系沙河街组地层埋藏较深,原始地层压力高,气油比高,这些地质特征导致该区钻井风险较高;（2）研究区钻井复杂情况主要分为两类,一是漏失型,主要是井漏,二是溢出型,包括气侵、溢流和井涌等;（3）研究区漏失型钻井复杂情况的地质风险主要是馆陶组底部弱固结的砂砾岩及馆陶组底部的不整合面,溢出型钻井复杂情况的地质风险主要是沙一段异常高压和丰富的含气量;（4）应对漏失型钻井复杂情况地质风险的主要措施是排查馆陶组底部砂砾岩的空间分布,应对溢出型钻井复杂情况地质风险的主要措施是及时测试地层压力,并据此在钻井过程中实时调整钻井液密度。该研究成果可为滨海地区及地质条件相似的其他地区的钻井施工提供借鉴作用。

关键词: 地质风险; 钻井复杂; 井漏; 溢流; 井控安全; 应对措施; 歧口凹陷; 滨海地区
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Drilling geological risk analysis and countermeasures in the coastal area of Dagang Oilfield
NIE Fenyi①, JIANG Ningning①, LI Min②, WANG Bo①, ZHAO Zihao③, HE Chengshan④
①Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
②The Fifth Oil Production Plant,PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
③CNPC Offshore Engineering Company Limited, Beijing 100028, China
④Exploration Enterprise of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
Abstract

In order to ensure the drilling safety in the coastal area of Dagang Oilfield sag, and improve the drilling efficiency to the maximum extent, this article starts with the complex drilling situation in the coastal area, analyzes the main geological factors and reasons that cause drilling risks in this area. Meanwhile, corresponding solutions are proposed. The research shows that： （1）The Neogene Guantao Formation in the research area has shallow buried depth, loose rock structure and unconformities developed at the bottom.The Paleogene Shahejie Formation has deep burial, high original formation pressure and high gas-oil ratio, which lead to high drilling risks in this area.（2）The complex situation of drilling underground can be mainly divided into two categories. One is leakage type, mainly well leakage. The other is overflow type, including gas invasion, overflow, and well kick. （3）The geological risks of complex well conditions in the research area are mainly the weakly consolidated gravel at the bottom of the Guantao Formation and the unconformity surface at the bottom of the Guantao Formation. The geological risk of overflow type complex well conditions mainly lies in the abnormal high pressure and abundant gas volume of the Shahejie Formation. （4）The measures to deal with the geological risks of complex well conditions caused by leakage mainly lie in investigating the spatial distribution of sand and gravel at the bottom of the Guantao Formation. The measures to deal with the geological risks of overflow type complex well conditions mainly lie in timely pressure measurement,and adjust the drilling fluid density in real time in the process of drilling. The research results of this article can provide reference for drilling work in coastal areas and areas with similar geological conditions.

Keyword: geological risk; complex drilling situation; leakage; overflow; well control safety; countermeasure; Qikou sag; coastal area
0 引言

钻井地质风险是指导致井漏、气侵、溢流和井涌等钻井复杂情况发生的主要地质风险点, 通常遇到的钻井地质风险点包括特殊岩性、异常高压、地层突变等[1, 2, 3, 4], 精准识别地质风险可以为钻井安全施工保驾护航。不同地区钻井地质风险不同, 钻井过程中可能发生的复杂情况类型不同, 也将不同程度地影响钻井的周期和效率。

前人针对滨海地区资源潜力、烃源岩生烃特征、岩性地层圈闭、异常压力、成藏特征等诸多方面开展过深入细致的研究[5, 6, 7], 并在滨海地区钻井中取得了较好的效果, 使得该区多口井试油生产见高产油气流[8, 9], 然而在针对引发该区域钻井过程中事故复杂的地质风险方面却鲜有研究。该区钻井复杂情况多发, 井漏、气侵、溢流时有发生, 严重影响了钻井井控安全, 且大幅降低了钻井时效, 亟需开展区域地质风险分析, 提出针对性防范措施, 以期确保钻井安全的同时, 最大限度地提高钻井效果。

1 区域地质概况

滨海地区是大港探区环歧口凹陷的陆上部分, 位于北大港潜山构造带向歧口凹陷区过渡的斜坡部位, 为一继承性发育被断层复杂化的大型斜坡构造, 包括歧北次凹、板桥次凹、滨海断鼻和滨海斜坡等构造单元[10, 11]。该区紧邻歧口凹陷生油中心, 油气富集, 发育馆陶组、东营组、沙河街组等多套含油层系, 是大港油田增储上产的重要区块。多年勘探开发实践表明：馆陶组地层一般埋深1 700~2 100 m, 经历的成岩作用较弱, 岩石结构较为松散, 为高孔高渗储层; 下伏东营组和沙河街组埋藏较深, 原始地层压力高, 油藏生产气油比高, 呈现“ 一深两高” 特征（表1）。

表1 滨海地区试油数据
2 区域钻井复杂情况

受地质特征影响, 该区钻井井控风险高, 钻井过程中时常出现井漏、气侵、溢流和井涌等钻井复杂情况。据统计, 近年来滨海地区钻井过程中共出现42井次钻井复杂情况, 其中井漏26井次, 气侵、溢流和井涌16井次, 多分布于明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二段和沙三段6个层位。整体上, 研究区域钻井复杂情况主要分为两类：一是漏失型, 即井漏, 是指钻井液从井筒漏入地层, 主要发生在馆陶组; 二是溢出型, 即地层流体从地层溢出至井筒甚至地面, 包括气侵、溢流和井涌, 且随着溢出量的增加, 风险程度逐渐增大, 主要发生在沙一段。

3 钻井地质风险分析
3.1 漏失型钻井复杂情况

研究区漏失型钻井复杂情况主要发生在新近系馆陶组, 馆陶组总体上形成于辫状河三角洲沉积环境, 岩性主要为含砾砂岩、不等粒砂岩, 含少量细砂岩及泥岩夹层。多口井的井漏具体层段分析发现, 6井次井漏发生在馆陶组底部砂砾岩层（表2）, 该砂砾岩层是一套稳定的砾岩、粗砂岩地层, 与下伏东营组较细粒沉积形成明显的岩性界面, 是区域内地层识别标志, 据此认为馆陶组底部砂砾岩是研究区井漏的主要地质风险点。

表2 滨海地区馆陶组井漏情况统计

馆陶组底部砂砾岩井漏原因主要有两点：一是地层埋深较浅, 经历成岩作用弱, 胶结程度和固结程度较低, 储层物性好, 岩石结构松散, 钻井过程中易发生井漏; 二是馆陶组底部为区域性的不整合面, 波状起伏的地层结构加大了钻井井漏的风险。

3.2 溢出型钻井复杂情况

3.2.1 主要地质风险点分析

针对溢出型钻井复杂情况的地质风险, 本次研究统计气侵、溢流、井涌等溢出型钻井复杂情况共计16井次。从典型井气侵、溢流情况着手进行分析, 以C 66X1井为例, 该井是以落实歧南低斜坡歧122-11西断鼻岩性圈闭含油气性为钻探目的的一口探井, 钻井目的层为沙一中亚段、沙一下亚段、沙二段, 兼探东营组、沙一上亚段。该井在钻井过程中, 在沙一上亚段井深3 695 m处发生气侵溢流, 点火3次, 累计点火时间6.3 h, 单次最长时间4.4 h, 气测全烃值由6.39%升至37%。气侵发生时, 钻井液密度1.46 g/cm3, 在处置气侵、溢流过程中, 钻井液密度最高增至1.73 g/cm3后, 气侵、溢流才得以解除。受气侵、溢流影响, 钻井过程提前完钻, 设计完钻层位沙二段, 实际完钻层位沙一上亚段, 相比设计少钻进尺近1 000 m。后期沙一上亚段试油5 mm油嘴自喷, 产油136.32 t/d, 产气6 444 m3/d, 气油比47。

对包括C 66X1井在内的16井次钻井复杂情况进行分析表明, 研究区内溢出型钻井复杂情况多发地层为沙一段, 地层埋深3 000~4 300 m, 地层温度100~160 ℃（图1）, 对应于烃源岩热演化过程中的成熟-高成熟阶段。沙一段是研究区钻井复杂情况高发层位, 占总复杂情况的75%, 同时复杂情况在沙一段的分布具有一定规律性, 即在东北部主要发生在构造破碎带断层附近, 在西南部主要发生在含气量丰富的BS 22井区（图2）。

图1 沙一段溢出型复杂情况发生层位对应埋深和地层温度

图2 滨海地区沙一段发生气侵、溢流、井涌井平面分布

试油结果表明, 研究区域沙一段发生气侵、溢流和井涌的井气油比均较高, 含气量丰富, 且测得的原始地层压力多为异常高压。钻井过程中在钻井复杂情况发生的层位, 所用的钻井液密度均大于地层压力系数（表3）, 理论上能够保证安全平稳钻井, 但依旧发生了不同程度的气侵、溢流或井涌。综上分析认为, 异常高压和含气量丰富是沙一段气侵、溢流及井涌等溢出型钻井复杂情况发生的主要地质风险。

表3 滨海地区复杂情况井试油生产基本数据

3.2.2 地质风险点原因分析

前人认为引起异常高压的原因有很多, 包括烃源岩生烃作用、地层欠压实作用、矿物成岩作用、构造作用和流体密度差作用等[12, 13], 但针对不同的地区, 起主导作用的往往是其中的一两个因素。

结合滨海地区盆地演化特征、地层沉积和埋藏过程, 认为滨海地区沙一段异常高压的主控因素为地层欠压实作用和烃源岩生烃作用。其中, 沙一中亚段以地层欠压实作用为主, 沙一下亚段以烃源岩生烃作用为主, 表现在：

（1）滨海地区沙三段至沙二段沉积期为裂陷Ⅰ 幕, 沙一段至东营组沉积期为裂陷Ⅱ 幕, 在沙二段沉积期短暂的区域性隆升之后出现裂陷, 使得沙一段沉降速度显著加快, 受地层快速沉积影响, 埋藏过程中沙一中亚段厚层泥岩边缘的地层水顺利排出并使地层逐渐致密, 而中心部位的地层水则来不及排出或排出困难, 过剩的地层水被捕获, 造成欠压实, 压力难以释放, 从而引起异常高压的产生[14]。

（2）热模拟实验表明, 沙一下亚段烃源岩在镜质体反射率（Ro）为0.35%、埋深为1 800 m时开始排烃; 在Ro为0.5%、埋深为2 500 m时进入大量生烃阶段; 在Ro为0.5%~1.1%、埋深为2 500~4 200 m时进入大量排烃阶段（图3）。一方面, 生烃期干酪根热降解时产生大量烃类流体, 其体积远超过原干酪根体积, 当烃源岩地层中生成大量有机流体排出受阻时, 必然引起地层流体压力增大[14]; 另一方面, 排烃的过程会生成一定量的气体, 且随着埋藏深度的增加, 热演化程度增强, 排烃产生的气量越多, 气体的大量产生会导致地层压力增大。

图3 滨海地区沙一段热压模拟实验生排烃曲线

4 应对措施
4.1 漏失型钻井复杂情况地质风险应对措施

研究区漏失型钻井复杂情况的地质风险主要是馆陶组底部弱固结的砂砾岩, 以及馆陶组底部的不整合面。因此, 应对该类地质风险的措施主要在于排查馆陶组底部砂砾岩的空间分布, 并在钻进至该层段时提前做好防漏措施。为此, 以22口井参数为依据, 开展馆陶组底部砂砾岩分布规律研究, 发现馆陶组底部砂砾岩在滨海地区呈区域性分布, 厚度10~45 m不等, 其中东北区域较西南区域更为发育, 西南区域的井从1 750 m、东北区域的井从2 150 m开始钻遇馆陶组底部砂砾岩（图4）。故在研究区钻井过程中, 针对该地质风险的应对措施为西南区域的井从1 750 m、东北区域的井从2 150 m开始, 要及时做好防漏措施。

图4 滨海地区馆陶组底部砂砾岩分布深度与厚度

4.2 溢出型钻井复杂情况应对措施

对于溢出型钻井复杂情况的地质风险, 本文以C 107X1井区为例, 开展应对策略研究。C 107X1井是研究区域的一口评价井, 在钻至古近系沙二段滨Ⅲ 油组4 668 m时发生气侵、溢流, 钻井液密度由1.45 g/cm3提至1.52 g/cm3后, 气侵、溢流得以解除。完井后, 对该井发生气侵、溢流的层位试油时进行了地层测压, 测得地层压力系数为1.5。在该区域实施第二口井C 107X2井时, 当钻至沙二段滨Ⅲ 油组4 073 m时, 采用的钻井液密度为1.52 g/cm3, 但仍发生了气侵、溢流, 通过逐渐提高钻井液密度至1.60 g/cm3, 以及循环钻井液排气等方式, 气侵溢流得以控制, 最终平稳地完成了该井的钻井。同时, C 107X2井投产初期4 mm油嘴自喷, 产油23.46 t/d, 产气24 400 m3/d, 气油比1 040, 投产后保持4 mm油嘴自喷, 产量和压力呈缓慢下降趋势。

C 107X1井区两口井的钻井过程证实, 虽然气侵溢流难以避免, 但是及时进行地层测压获得原始地层压力数据, 可为后续新井钻井时调整钻井液密度提供依据, 不仅能有效应对溢出型钻井复杂情况, 指导后续新井的高效钻井, 还可对油气层进行保护, 在某种程度上能助力油气产量提升。

5 结论

（1）歧口凹陷滨海地区钻井复杂情况主要分为两类, 一是漏失型, 主要是井漏; 二是溢出型, 包括气侵、溢流和井涌等。

（2）漏失型钻井复杂情况的地质风险主要是馆陶组底部弱固结的砂砾岩, 以及馆陶组底部的不整合面; 溢出型钻井复杂情况的地质风险主要是沙一段地层异常高压和丰富的含气量。

（3）应对漏失型钻井复杂情况地质风险的措施, 主要在于排查馆陶组底部砂砾岩的空间分布; 应对溢出型钻井复杂情况地质风险的措施, 主要在于及时进行地层压力测试, 并据此及时调整钻井液密度。地层压力测试不仅有利于正钻井的井控安全, 而且有助于后续新井的高效钻井和油层保护。

编辑 唐艳军

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