BZ13-1油田井壁稳定性研究及应用

谭 强,邓金根,蔚宝华,邓建明,孙东征

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司钻井部,天津 200450;3.中海石油(中国)总公司钻完井部,北京 100020)

BZ13-1油田井壁稳定性研究及应用

谭 强1,邓金根1,蔚宝华1,邓建明2,孙东征3

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司钻井部,天津 200450;3.中海石油(中国)总公司钻完井部,北京 100020)

位于渤海中部海域的BZ13-1油田在前期钻井中存在溢流、井漏、阻卡等较多复杂问题,制约了钻井速度。井壁稳定的力学分析方法主要利用钻井资料、测井资料、录井资料等,分析地层压力、地应力、地层强度参数的分布规律,结合岩体强度准则计算坍塌压力与破裂压力,得出钻井安全密度窗口。通过对BZ13-1油田井壁稳定性进行分析,得出了高压层、易漏失层、易坍塌层位置,并据此对开发井进行井身结构设计,分析结果在开发井钻井中取得了良好的应用效果,有效减少了钻井复杂问题。

井壁稳定;坍塌压力;破裂压力;井身结构

钻井中的井壁坍塌、钻井液漏失等井壁失稳问题给勘探开发造成了巨大的经济损失,一直以来都是工程中需要着力解决的问题。BZ13-1油田位于渤海中部海域,钻遇第三系和第四系地层,钻井中存在较多的井壁失稳问题,其中主要问题是东营组下部至沙河街组有异常高压,需要采用较高密度的钻井液平衡地层压力,但同时存在易漏失地层,造成在钻井中发生井漏。因此,为解决BZ13-1油田中的钻井复杂问题,首先通过井壁稳定性分析,找出容易发生井壁失稳的层段,而后根据高压层、易坍塌层和易漏失层的情况对井身结构进行设计,最大限度的规避井壁失稳风险。

1 问题的提出

BZ13-1油田前期探井钻井中遇到的复杂问题主要可以分为三类,即井壁坍塌、溢流和钻井液漏失。

井壁坍塌造成井径扩大和起下钻阻卡,影响钻井速度和测井、固井质量。BZ13-1油田探井钻井中部分井段的井径扩大情况见图1,最大井径扩大率分别达到约117%和39%。

图1 BZ13-1油田预探井钻井中的井径扩大现象Fig.1 Borehole enlargement in exploration wells of BZ13-1 Oilfield

起下钻阻卡问题需要采用划眼、倒划眼等措施解决,增加作业时间。BZ13-1油田预探井钻井中自明化镇组至沙河街组地层都有大量的阻卡问题,钻头泥包、返出掉块等现象也时有发生,反映出井壁坍塌失稳问题较为严重。

同时,受到下部地层异常高压的影响,BZ13 -1油田探井在钻井过程中多次遇到气侵、溢流问题。例如BZ13-1-1井钻至沙一段地层底部,起钻准备取心时发现溢流,循环压井,逐渐提高钻井液密度使溢流得到控制。BZ13-1-2井钻至东二下段地层,出现“又溢又漏”的复杂情况。

另外,BZ13-1油田探井钻井中漏失问题也十分严重,3口探井的漏失量均在600 m3以上,其中BZ13-1-2井漏失量超过1 500 m3。发生漏失不仅无谓消耗了大量钻井液,反复进行的堵漏作业也浪费了大量时间,大大增加了钻井成本。

可见,在BZ13-1油田钻井中,地层异常高压、井壁易坍塌与部分地层易漏失的矛盾非常突出,如何采用适当的钻井液密度与合理的井身结构减少钻井复杂、提高钻井速度成为需要解决的主要问题。

2 安全钻井液密度窗口分析

在正常钻井施工中,合理的钻井液密度应高于地层孔隙压力,保证不发生溢流,也应基本高于井壁坍塌压力,使井壁不发生严重垮塌,同时要低于地层漏失压力,防止井漏。

利用钻井中获得的工程数据、测井数据等可以对地层孔隙压力、坍塌压力和破裂压力进行分析,从而得出钻井安全密度窗口[1],分析中采用的测井资料主要有声波时差、密度、自然伽马等。

目前地层孔隙压力预测和监测的主要采用测井资料(声波时差、密度、电阻率等)、钻井资料(dc指数)、录井资料和地震资料(地震层速度、VSP等)等[2],结合使用上述资料可以得到较为准确的孔隙压力随井深变化的曲线。

油田地应力可以用垂直和水平三个方向的主应力来表示。上覆岩层产生的垂向主应力根据地层密度积分计算得出,水平主应力纵向变化利用测井数据,根据如下模型进行计算[3]:

式中:σH、σh分别为要求的水平最大、最小主应力,σz为垂向主应力,Pp地层孔隙压力,μ为泊松比,β、γ为构造应力系数,α为有效应力系数。

对地层坍塌压力和破裂压力的求取,考虑钻井液向地层中的渗透,井壁坍塌压力由下式得出:

破裂压力由下式得出:

式中:C为粘聚力;St为地层抗拉强度;f为地层孔隙度;η为应力非线性修正系数;ξ=α(1-2μ)/(1-μ);K=cot(45°-φ/2);φ为内摩擦角。

BZ13-1油田三口探井钻井时间较早,取得了大量翔实的钻井、测井与地质数据。通过上述方法分析得出BZ13-1油田三口探井的孔隙压力、坍塌压力和破裂压力规律,见图2至图4。

图2 BZ13-1-1井孔隙压力、坍塌压力、破裂压力曲线Fig.2 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-1

图3 BZ13-1-2井孔隙压力、坍塌压力、破裂压力曲线Fig.3 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-2

图4 BZ13-1-3井孔隙压力、坍塌压力、破裂压力曲线Fig.4 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-3

根据孔隙压力、坍塌压力和破裂压力分析结果,可以看出,BZ13-1油田在约2 900 m以上地层孔隙压力正常,该段地层属于明化镇组至馆陶组地层,钻井安全密度窗口较宽;而在约2 900 m以下地层,即东营组和沙河街组地层,地层出现异常高压,地层压力系数最高约1.40,井壁坍塌压力也随之升高,部分井段破裂压力降低,钻井安全密度窗口变窄,容易发生溢流、井漏、井塌事故。

实际钻井工程情况与安全密度窗口分析结果一致。BZ13-1-1井钻至约3 990 m沙河街组地层发生溢流,2井和3井均钻至约3 700 m东营组二段地层发生溢流。三口井较为严重的漏失问题也发生在东营组至沙河街组地层。

3 BZ13-1油田井身结构设计

适当的井身结构设计是减少井下复杂问题的主要措施之一,钻完井井身结构设计遵循的原则主要有4项[4]:(1)有效保护油气层;(2)避免漏、喷、塌、卡等井下复杂情况的发生;(3)避免压裂同一裸眼段的最薄弱地层;(4)避免发生压差卡钻或卡套管问题。

BZ13-1油田三口探井实际井身结构如图5所示,对比安全钻井液密度窗口发现,BZ13-1-1井和3井9-5/8″套管下入过深,导致2 500～3 250 m破裂压力较低的地层与3 400～3 900 m孔隙压力、坍塌压力较高的地层处于同一裸眼段内;而BZ13-1-2井9-5/8″套管又下入稍浅,没有完全封住上部易漏失地层。这些问题导致钻井中出现漏失、溢流、井壁坍塌等复杂情况。

图5 BZ13-1油田三口探井井身结构示意Fig.5 Schematic diagram of casing program of three exploration wells in BZ13-1 Oilfield

因此,根据BZ13-1油田钻井安全密度窗口分析情况,以防止开发井钻井漏失为主要目的,选取适当的安全系数,对开发井井身结构进行设计,如图6所示。

在井身结构设计中主要改进的套管程序是9-5/8″中间套管的下入深度,9-5/8″套管下入至约3 350 m,即东二下段上部地层,既封固了上部易漏失层位,又不钻开下部高压层,有利于下一开次中提高泥浆密度。

在BZ13-1油田开发井钻井中,采用了上述井壁稳定分析与井身结构设计方法,取得了良好的应用效果。6口定向井中仅有一口井出现漏失问题,总体钻井情况均较为顺利,与前期探井钻井相比钻井效率大为提高。

4 结论

针对渤海海域BZ13-1油田在前期探井钻井中存在的溢流、漏失、井径扩大以及起下钻阻卡等问题,通过井壁稳定力学分析得出安全钻井液密度窗口,并据此对开发井井身结构进行了设计。

(1)井壁稳定研究结果表明,BZ13-1油田地层压力较高层位主要位于东营组中下部至沙河街组地层,易漏失层主要位于东营组及下部中生界地层,易坍塌层位于上部疏松地层以及东营组地层。

(2)根据安全钻井液密度窗口对开发井井身结构进行设计,调整了9-5/8″技术套管的下入深度,避免易漏失层与高压层、易坍塌层位于同一裸眼段内。

图6 BZ13-1油田开发井井身结构设计示意Fig.6 Schematic diagram of casing program of development wells in BZ13-1 Oilfield

现场应用情况表明,在开发井中使用井壁稳定研究及井身结构优化设计结果,能够有效减少钻井复杂问题,有助于安全、快速钻井。

[1]朱玉林,申辉林.利用测井资料确定安全钻井液密度窗口[J].国外测井技术,2006,21(5):17-19,25.

[2]王振峰,罗晓容.莺琼盆地高温高压地层钻井压力预测监测技术研究[M].北京:石油工业出版社,2004.

[3]邓金根,张洪生.钻井工程中井壁失稳的力学机理[M].北京:石油工业出版社,1998.

[4]陈庭根,管志川.钻井工程理论与技术[M].山东东营:石油大学出版社,2000.

Study and application of wellbore stability methods in BZ13-1 Oilfield

Tan Qiang1,Deng Jingen1,Yu Baohua1,Deng Jianming2,Sun Dongzheng3
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing102249;2.CNOOC Tianjin Branch,Tianjin200450;3.CNOOC Drilling and Completion Department,Beijing100020)

When exploration wells were drilled in BZ13-1 Oilfield in the central part of Bohai Sea,many problems appeared,such as overflow,leakage and pipe stuck,which have a great influence on the drilling rate.Based on drilling data,well logging and other data,the mechanical method for analysis of wellbore stability is used to analyze the distribution of the formation pressure,in-situ stress and strength parameters, by calculating collapse pressure and fracture pressure with proper strength criterion,the fluid density window for safety drilling has been obtained finally.According to wellbore stability analysis for Well BZ13 -1,the location of high pressure zone,thief zone and collapse zone have been obtained,and the casing program has been designed based on the study results.Good results have been achieved in development well drilling,and the complex drilling problems have been reduced.

wellbore stability;collapse pressure;fracture pressure;casing program

book=6,ebook=94

TE28

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.096

1008-2336(2010)02-0096-05

2009-12-31;改回日期:2010-03-1

谭强,1980年生,男,2002年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业,现为中国石油大学(北京)油气井工程在读博士研究生,主要研究方向为岩石力学与钻井中的井壁稳定。E-mail:tanqiang—cup@126.com。