异常高压裂缝性砂岩气藏完钻井深优化及应用

郑广全，郑　欣，吴永平， 张　杰，白晓佳

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；

2.中国石油大学地球科学学院，北京 102249)



异常高压裂缝性砂岩气藏完钻井深优化及应用

郑广全1，郑欣2，吴永平1， 张杰1，白晓佳1

(1.中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒 841000；

2.中国石油大学地球科学学院，北京 102249)

摘要：库车地区D气田为异常高压砂岩气藏，钻井易漏，钻井安全风险非常大。应用钻井、录井、地质、测井、压裂等资料，论证储层纵向裂缝发育特征、钻井液漏失规律及成因，结合储量动用优化了完钻井深。结果显示，以库一段为界，上部储层自上而下钻井液漏失量降低，下部储层自上而下钻井液漏失量增大。原因在于库二段底界附近钻井液液柱压力已达到了地层破裂压力，产生了人工裂缝，致使钻井液漏失严重；目的层段上部天然裂缝更发育，是上部储层段钻井液漏失量较大的诱因。由于断层错开隔层使储层对接，以及裂缝的沟通作用，不钻穿库三段时，其储量也可以动用。以既能动用钻开层以下气层，又减小钻井液漏失和保障安全为原则，将完钻井深提前至库二段底界，节约了费用，降低了钻井安全风险。

关键词：裂缝；钻井液漏失；破裂压力；钻井安全；完钻井深

库车地区D气田是西气东输的主力气田之一，属高陡构造异常超高压凝析气藏，地层压力系数为2.06～2.26，砂岩储层裂缝发育，主要产层段(自上而下为吉迪克组底砾岩、苏维依组砂泥岩、库姆格列木群砂泥岩段)厚度为350～400m，钻井施工压力窗口窄，不漏则溢。钻探揭示库三段(库姆格列木群第三岩性段，简称库三段；其他层段相同，如苏维依组第二岩性段，简称苏二段)地层平均厚度为34m，对应钻井液漏失量为252.8m3，平均每米漏失量为7.4m3；白垩系地层平均厚度为87.3m，漏失钻井液1279.0m3，平均每米漏失量为14.7m3，钻井液漏失量随井深增加呈明显增大趋势。为整体动用产层段，钻井设计要求钻穿目的层，进入非目的层白垩系后，留足口袋完钻。钻探结果显示，钻井液大量漏失，增大了安全风险，因此需要分析钻井液漏失规律、研究储层裂缝纵向发育特征、分析正压钻井时钻井液柱压力是否会破裂地层而加速钻井液漏失；再论证提前完钻可否动用下部未钻穿储层，从而优化完钻井深，保障气田钻井安全和经济高效开发[1]。

1 钻井液漏失规律

由统计数据(表1)可见，按平均单井每米漏失钻井液量计算，储层顶部和底部钻井液漏失量大，中间漏失量小。以库一段为界，上部储层自上而下钻井液漏失量呈下降趋势，而下部储层自上而下钻井液漏失量增大。即顶部和底部层段钻井液漏失量大，储层的中上部和中下部层段漏失量较小。

表1　D2井区目的层不同层段钻井液漏失量统计表　单位：m3

2 天然裂缝纵向分布特征

天然裂缝是指由于压实作用、成岩作用、构造作用而形成的裂缝[2]，库车地区D气田目的层段天然裂缝主要为构造缝。在构造挤压应力的作用下，目的层段裂缝比较发育，其中苏二段和库一段泥岩较多，裂缝相对较少。统计数据显示，自上而下天然裂缝发育程度逐渐下降，总体而言苏维依组裂缝发育程度高于库姆格列木群(图1)。依据成像测井资料，苏维依组裂缝开度主要为0.08～0.14mm，库姆格列木群天然裂缝开度主要为0.05～0.09mm；裂缝密度分布特征与开度相似，苏维依组裂缝线密度为0.7条/m，而库姆格列木群裂缝线密度为0.5条/m，目的层段上部天然裂缝较下部更发育[3-4]。从而导致上部储层段钻井液漏失量较大。

3 诱导缝发育与钻井液漏失解析

3.1 诱导缝的纵向分布

诱导缝又称人工裂缝，是钻井孔壁产生的应力集中及井筒内液柱等因素共同作用使井壁周围产生的裂缝。

典型井的电成像测井解释成果(表2、图2)显示：诱导缝纵向上发育特征与天然裂缝相反，库姆格列木群诱导缝发育程度高于上部的苏维依组，尤其是库二段下部和库三段，网状、羽状、直立诱导缝非常发育，同时也发育部分天然高导缝。单就库姆格列木群下部而言，天然缝总量相对较少且半数以上为半充填或全充填，而诱导缝发育井段较长，大多数裂缝长度大于2m且开度稳定，无论是总体数量还是规模，目的层段下部诱导缝数量都明显大于上部。

表2　D22井目的层段成像测井诱导缝及钻井液漏失量统计表

续表

3.2 诱导缝成因及钻井液漏失解析

依据库仑—摩尔和格里菲斯破裂准则[5]，海姆森(Hamison)给出了产生井眼诱导压裂(张性破裂)缝，即井壁周围地层被压开的应力条件(垂直井)[6]：

pif≥3Sh-SH-αpg+T

(1)

式中pif——破裂压力；

Sh——最小水平主应力；

SH——最大水平主应力；

α——孔隙弹性系数；

pg——地层压力；

T——抗张强度；

各参数的取值为：Sh、SH采用单井测井资料处理计算的均值[7]；pg取气藏中深的平均地层压力106.22MPa[8]；T选用D102井苏一段实际压裂资料的抗张强度数据；α在高压致密岩性段通常取小于或约等于1。将各参数的取值带入式(1)，即可得到气藏中深破裂压力的下限，即3 ×106.4-110.9-1×106.22+12.17=114.25MPa。

通常钻井都采用正压钻井，即钻井液液柱的压力须大于地层压力，否则易产生井涌、井喷事故；但钻井液液柱压力也不宜过大，否则会造成钻井液渗漏，会伤害储层，降低目的层的产气能力。本气田为异常高压气田，需要采用较高的钻井液密度来平衡地层压力，但是过大的钻井液密度会破裂地层，造成钻井液的大量漏失；因此钻井液液柱的压力必须大于地层压力，且小于地层破裂压力。

以气藏中部的D22井为例，以测试、实钻、测井资料及实际压裂资料为基础参数，计算并绘制了地层压力、钻井液液柱压力、地层破裂压力随井深的变化曲线(图3)，其中,地层压力pg来源于多层测试压力回归方程(pg= -0.004H+ 92.531，H为气藏中任一点井深)；钻井液液柱压力pm采用D22井实际钻井液密度计算值(pm= 2.3gh，g为重力加速度，h为钻头钻开的井筒中任一点井深)；地层破裂压力pif来自诱导缝破裂压力随深度增量方程计算值(pif= 0.825gΔh+111.4，Δh为深度增量)。

由图3可知，该井目的层段厚度高达350～400m，钻井液液柱在储层顶底间的压差达8～9MPa，当储层顶部的pm>pg时，同样的钻井液密度钻至储层底部就会破裂地层(钻井液液柱压力线与地层破裂压力线相交)[9]。统计已钻井数据发现，库二段底部钻井液液柱平均压力为115.6MPa，刚达到或超过地层最小破裂压力114.25MPa，即在库二段底界附近钻井液液柱压力已达到了地层破裂压力，使库二段底界附近抗张强度较小的地层产生了人工裂缝，致使钻井液漏失严重[10]，再向深处

钻进则地层破裂会更严重，钻井液漏失量就更大。另一方面已钻井苏一段顶部的钻井液液柱平均压力为107.8MPa，尚未达到地层最小破裂压力，难以形成诱导缝，钻井液漏失量比储层中部大的原因是顶部天然裂缝相对发育，形成了纵向上目的层段底部钻井液漏失量最大，顶部次之，中部漏失量最小的格局。

4 库三段储量估算及可动用评价

钻遇库三段时气测有显示，测井解释仅有少量储层发育且为差气层，未上交储量。按气藏已确定的气水界面海拔-3700m，在库三段顶面构造图上圈定了含气面积，计算单井平均储层有效厚度，初步估算该段天然气地质储量较小，仅为17.96×108m3。

库三段顶面-3700m等高线以内发育两条逆断层，断距分别为25m、20m，大于库三段顶部10～15m的泥岩隔层厚度，可使库二段、库三段砂岩对接(图4)。D气田目的层段固井质量大多不合格，已揭开和钻穿库三段的井有7口，其中6口井射孔底界至库三段之间固井质量不合格。由于断层和固井质量的原因，这些井在开采库二段时，同时会动用库三段；即在不钻穿库三段及白垩系的情况下，库三段以下的少量气层也能够动用。

5 完钻井深的优化与实施效果

通常油气藏的完钻井深都设计在油气藏底界或储层底界以下，即将储层或油气层钻穿，这样既可以落实储层发育情况又能够充分动用油气层。为整体动用产层段，本气田原方案设计的完钻井深是钻穿目的层，进入非目的层白垩系后留足口袋完钻(图4中的设计井)；但根据上述研究，大部分井钻至库姆格列木群底部和白垩系时会产生很多的诱导缝，导致钻井液大量漏失，引起井筒中钻井液液面快速下降，使钻井液液柱压力原本就低的上部储层段可能发生气侵、溢流(已钻井中已有4口井发生溢流现象)、井涌、井喷事故。因此在考虑库二段以下气层储量较小且能够动用的前提下，为规避钻井风险，减少钻井液漏失，节约工时和进尺，将原方案设计钻穿储层进入白垩系50m后完钻，调整为钻至库二段底界10～15m的泥岩段完钻(图4中的优化井)，留有套管浮鞋以下的水泥塞长度和套管内适量的口袋以满足开发工艺及监测的需要。

优化完钻井深减少了钻井液漏失和钻井进尺、节约了套管长度，降低了工时损失， 5年来初步估算节约人民币9530.9×104元(表3)。

表3　优化完钻井深后5年内节约费用估算表

6 认识与结论

(1)D气田目的层段地层破裂压力为114.25 MPa左右，钻井过程中库二段底界深度附近的钻井液液柱压力已破裂了地层，形成大量诱导缝，导致钻井液漏失量随深度加深而急剧增大。

(2)由于断层错开隔层使储层对接，以及裂缝的沟通作用，不钻穿库三段以下地层时库三段储量也可以动用。以既能动用钻开层以下气层，又减小钻井液漏失和保障安全为原则，将完钻井深提前至库二段底界，节约了费用，降低了钻井安全风险，对异常高压油气藏的钻井具有借鉴意义。

参考文献

[1]琚岩,孙雄伟,刘莉炜,等.库车坳陷迪北致密砂岩气藏特征[J].新疆石油地质, 2014，35(3):264-267.

[2]肖承文,朱筱敏,李进福,等.高压低渗致密裂缝性砂岩测井评价技术[J].新疆石油地质, 2007，28(6): 761-763.

[3]易士威,李德江,杨海军,等.裂缝对阳霞凹陷迪北阿合组致密砂岩气藏形成的作用[J].新疆石油地质, 2014，35(1):49-51.

[4]曾大乾,张世民,卢立泽.低渗透致密砂岩气藏裂缝类型及特征[J].石油学报,2003，24(4):36-39.

[5]戴俊生,汪必峰,马占荣.脆性低渗透砂岩破裂准则研究[J].新疆石油地质, 2007，28(4):393-395.

[6] (美)米卡尔J 埃克诺米德斯,肯尼斯G 诺尔特 著.油藏增产措施[M]. 张保平,蒋阗,刘立云，等译.北京:石油工业出版社,2002:98-101.

[7]谢刚. 测井资料计算最大和最小水平应力剖面的新方法[J].测井技术,2005，29(1)：82-83.

[8]金毓荪,巢华庆,赵世远,等.采油工程地质[M].北京:石油工业出版社,2003:90-92.

[9]李中锋,何顺利.低渗透储层垂直裂缝延伸规律研究[J].大庆石油地质与开发,2005，24(5):24-26.

[10]贾利春,陈勉,侯冰,等.裂缝性地层钻井液漏失模型及漏失规律[J].石油勘探与开发,2014，41(1):95-101.

Drilling Depth Optimization and Application of Abnormally High Pressure Fractured Sandstone Gas Reservoir

Zheng Guangquan1, Zheng Xin2, Wu Yongping1, Zhang Jie1, Bai Xiaojia1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China; 2.CollegeofEarthSciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Abstract：D gas field in Kuqa area is an abnormally high pressure fractured sandstone gas reservoir. Drilling here easily meets leakage, and drilling safety has very high risk. Applying data of drilling, mud logging, geology, well logging, and fracturing, we demonstrated horizontal crack development features, drilling fluid leakage law and genesis, and optimized total drilling depth in combination with reserves utilization. Taking the first member of Kumugeliemu Formation as boundary, it was revealed that the drilling fluid leakage declined from top to bottom in upper reservoirs and that in lower reservoirs increased from top to bottom. To find out its cause, the drilling fluid column pressure nearby bottom boundary of the second member of Kumugeliemu Formation had reached formation fracture pressure, resulting in the formation of artificial fractures and thus severe drilling fluid leakage. Natural fractures developed in upper part of target horizons, which was the cause of bigger drilling fluid leakage in upper reservoirs. Reserves could be produced without drilling through the third member of Kumugeliemu Formation, because of the reservoir docking by interlayers separated by faults and connection of fractures. Based on the principle to produce the gas layers below drilled ones and to decrease drilling fluid leakage and ensure safety, we reset the drilled depth to the bottom boundary of the second member of Kumugeliemu Formation, which saved cost and reduced drilling risks.

Key words:fracture; drilling fluid leakage; fracture pressure; drilling safety; drilling depth

中图分类号：TE22

文献标识码:A

基金项目：国家科技重大专项(2011ZX05046-003)。

作者简介：第一郑广全(1964年生)，男，高级工程师，从事油气田开发工作。邮箱：zgquan-tlm@petrochina.com.cn。