渤海疏松砂岩密闭取心低收获率应对措施探讨

和鹏飞，万　祥，罗　曼，王　瑞，金　琳

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)



渤海疏松砂岩密闭取心低收获率应对措施探讨

和鹏飞，万祥，罗曼，王瑞，金琳

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

摘要：渤海X油田东二段储层岩性疏松，水侵严重，岩心胶结差，取心作业中易发生钻井液冲掉岩心、堵心、磨心等问题，从而影响收获率。针对此问题，以2口井为实例，对密闭取心低收获率的现象及原因进行了分析，并提出了技术改进措施。研究显示，5号井两次发生堵心的井段均为含油砂岩层间较薄的不均匀泥质夹层，当钻具由疏松砂岩突然钻遇不均匀夹层时，钻压和钻速会突然变化，影响岩心进筒，刮落的外端岩心和夹层中较硬岩心极易卡住并在衬筒下端堆积，造成堵心。4号井由于岩心过于疏松胶结太差，不能保持柱状相对上移进入取心筒，岩心在钻头处堆积，造成堵心；且上部钻具组合在大井眼中环空间隙太大，导致钻具组合的刚性不足，取心工具在井底无法稳定工作。对两口井均提出了钻具、转速等方面的技术改进措施，后续取心收获率均达到100%。

关键词：密闭取心；收获率；疏松砂岩；渤海油田

密闭取心是获得地层原始含油饱和度、油水动态等数据的重要技术手段，在海上石油开发中得到广泛应用[1-5]。渤海X油田开发时间较长，在开发过程中暴露出油层层间矛盾突出、注入水突进明显、部分区块或井组含水较高、局部区域单井控制剩余储量相对较高等问题[6-7]。为获得原始地层资料，检查油田注水开发效果、油层水洗情况，综合分析剩余油饱和度及驱油效率的分布规律与变化规律，在5号井和4号井进行了密闭取心作业，分别取心14筒和19筒，为油田进一步增产挖潜、提高水驱油效率提供重要地质依据。

1 概况

1.1 油田地质

X油田钻井揭示地层自上而下为：平原组(Qp)、明化镇组(Nm)、馆陶组(Ng)、东营组(Ed)，目的层为东营组东二下段，储层物性为中高孔—高渗；岩性以褐灰色细砂岩为主，夹薄层泥岩；细砂岩成分以石英为主，次为长石，部分中粒，分选中等，泥质胶结，岩性疏松[8-9]。

1.2 取心井基本数据

取心井基本数据如表1所示。

表1　取心井基本数据表

5号井和4号井设计井身结构为：φ444.5mm井眼×410m/430m+φ311.1mm井眼×1701m/1948m。

2 密闭取心工具选择

根据油田取心层位地层岩性特征及渤海油田疏松砂岩地层取心成熟经验，两口井均选择胜利油田Rmb-8100型取心工具配合HSC043-8100硬质合金切削齿钻头和PSC043-8100 PDC切削齿钻头[10-13]。

2.1 设计取心钻具组合

φ311.1mm井眼第一筒取心钻具组合：φ215mm 取心钻头+φ213.0mm取心扶正器+φ178.0mm 取心筒+φ213.0mm取心扶正器+定位接头+加压接头+变扣接头+φ203.2mm钻铤×1根+扶正器+φ203.2mm钻铤×2根+φ203.2mm随钻震击器+φ127.0mm加重钻杆×14根。

连续取心钻具组合：φ215.0mm 取心钻头+φ213.0mm取心扶正器+φ178.0mm 取心筒+φ213.0mm取心扶正器+定位接头+加压接头+φ165.1mm钻铤×9根+φ165.1mm随钻震击器+φ127.0mm加重钻杆×14根。

2.2 推荐取心参数

推荐取心参数如表2所示。

表2　推荐取心参数表

3 难点分析

5号井和4号井的取心层位均埋藏较浅，地层压实强度较低，砂岩胶结疏松。取心过程中易发生掉岩心、堵心、磨心等问题，且发生上述现象后地面判断较为困难，影响收获率、密闭率。5号井在第4筒和第6筒(均为对应层位连续取心第二筒)取心钻进期间均出现堵心现象，岩心收获率仅为52.84%和50%；4号井在第3筒(连续取心第二筒)和第4筒(连续取心第三筒)作业中出现堵心现象，岩心收获率分别为31.93%和48.75%。

3.15号井低收获率

3.1.1 现象描述

5号井第4筒出心后，发现衬筒上移，且上部空的衬筒内有20L左右的密闭液呈被压缩状态；第6筒筒心出井后，观察衬筒未出现明显上移，然而衬筒内喷出密闭液30L左右，钻头腔和岩心爪处堵塞的岩心与第4筒筒心堵心的岩性基本一致。

3.1.2 分析

第4筒取心钻进至1401.88m时钻遇不均匀夹层，由于本井段井斜达24°，部分剥落的外围较硬泥质岩心在衬筒下端面堆积，造成卡心，且逐渐将衬筒推向内筒密封面(安装时衬筒上端距离密封面约3cm)，导致密闭液无法进入衬筒与内筒环空下行，其体积逐渐压缩至一定程度后，致使衬筒内密封活塞无法上行，岩心无法进入衬筒，造成堵心。

第6筒取心钻进至约1426.8m时，上部疏松砂岩进筒后钻遇不均匀夹层发生卡心，由于本筒取心机械钻速较快，泥岩在钻头腔内快速堆积，堵塞密闭液下行通道，造成堵心。

两次发生堵心的井段均为含油砂岩层间较薄的不均匀泥质夹层。通常软地层密闭取心在直井或者小井斜井中应用较多，而该井井斜约为24°，当钻具由疏松砂岩突然钻遇不均匀夹层时，钻压和钻速会突然变化，影响岩心进筒，刮落的外端岩心和夹层中较硬岩心极易卡住，并在衬筒下端堆积，堵塞密闭液循环通道，造成堵心。

3.24号井低收获率

3.2.1 现象描述

4号井第3筒筒心取心进尺2m后，扭矩开始波动9～12kN·m，机械钻速明显变快，0.5m钻进取心用时小于1min，为防止冲蚀掉心，及时将排量降低至400L/min。割心显示8t，下压30t三次保证岩心爪收缩。出井显示岩心爪收缩正常，钻头位置没有密闭液往下流，但内筒内部仅有2.65m岩心，其他均为密闭液。岩心多为细砂岩，部分含泥质。

第4筒筒心取心进尺3.5m后，机械钻速明显变慢，扭矩减小至10～12kN·m，分析发生堵心，割心起钻。

出心情况：岩心爪未收缩，堵心现象明显，内筒内部仅有1.95m岩心，其他均为密闭液。

3.2.2 分析

取心过程中发生堵心后，取心钻头在平磨的情况下能够达到20～30m/h的速度，而且出井取心筒底部岩心爪处的岩心极其疏松，稍有晃动即有松散岩心掉落，充分说明所取井段岩性胶结较差极为疏松。由于所取岩心过于疏松，内部无胶结结构力，取心钻进时岩心柱无法成型沿着取心内筒上移，在钻头处堆积较多后因钻压压实而造成堵心。

此外，造成此问题的另一个可能因素为钻具组合不合理，虽然165.1mm钻铤在小井眼中能够起到稳定取心钻头及取心工具的作用，但上部钻具组合在大井眼中环空间隙太大，导致钻具组合的刚性不足，取心工具在井底无法稳定工作。

4 技术措施改进与应用效果

4.15号井技术改进措施与应用效果

(1) 现场组装取心工具时，对所有衬筒端面直径、壁厚和长度进行精确复测，确保衬筒(铝合金衬筒组合自下而上为4m+4m+1m+0.7m)之间无缝连接，密封活塞能自由通过。

(2) 为防止衬筒上移后堵塞衬筒与内筒环空之间的密闭液流通通道，后续取心作业时，在所有0.7m短衬筒最上端面10～20cm处不均匀打孔并打磨光滑，提供额外密闭液流出通道。

(3) 由于地质工程角度无法精准预测含油砂层内夹层的具体厚度及岩性情况，取心钻进期间控制钻压为5～6t，当钻遇夹层时，保持钻压稳定，使岩心能稳定塑型并顺利进筒，避免出现卡心情况。

(4) 最终第7筒至第14筒取心均获得100%收获率。

4.24号井技术改进措施与应用效果

(2) 取心参数采取小排量(300～400L/min)、小钻压(不放空的情况下尽量小)、低转速(40～50r/min)，发现井下异常后及时、果断割心起钻，不片面追求单筒进尺。

(3) 最终第5筒至第18筒取心均达到100%收获率。

5 结论

(1)选用的Rmb-8100型取心工具采用机械加压收缩岩心爪结构，适用于X油田东二段油层的取心作业。

(2)X油田东二段细砂岩、粉砂岩非常疏松，且历经长年注水、注聚合物开采，地层水侵严重，岩心胶结差甚至不胶结。为保证取心收获率，在对水侵严重地层进行取心作业，特别是密闭取心作业时，取心进尺尽量不要超过3m。机械钻速在20m/h以上的地层也应采取快速钻进3m即割心的方式。

(3)研究区东二段油层泥质夹层厚度一般在2m以内，钻遇机械钻速极慢地层时，如果后面能够变快，说明没有造成堵心，可以继续取心钻进；若钻遇机械转速慢的地层超过2m后钻速仍未变快，应及时割心起钻。

(4)在φ311.1mm井眼使用φ215.0mm取心钻头进行取心作业，尤其是在定向井取心作业时，应在钻铤上增加一次取心扶正器，以保证取心工具工作的稳定性。

参考文献

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Countermeasures for Low Harvest Rate of Sealed Coring of Loose Sandstone Reservoir in Bohai Oilfield

He Pengfei, Wan Xiang, Luo Man，Wang Rui,Jin Lin

(CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Tianjin300452,China)

Abstract:Reservoir in the second member of Dongying Formation in Bohai X Oilfield features in loose lithology, severe water invasion, and poor core cement, so the core is easily washed away, plugged, or worn by drilling fluid during coring operation. As a result, the harvest rate is affected. To solve this problem, we took two wells as an example, analyzed the phenomenon of low harvest rate of sealed coring and its cause, and proposed countermeasures. Study indicated that the intervals of Well No.5 occurring core plugging twice were inhomogeneous interlayers that were thin among oil-bearing sandstone layers. When drilling tools encountered inhomogeneous interlayers, drilling pressure and drilling rate would change abruptly, affecting core into the tube. And the scraped external core and the harder core in interlayers easily got stuck and accumulated at bottom of liner, and thus resulted in core plugging. The loose core in Well No.4 was difficult to prop the upper core up and accumulated at the drilling bit, leading to “core plugging”. Moreover, the upper drilling assemblage had too large annular clearance, as a result, the drilling assemblage lacked of hardness. So coring tools could not work steadily at the bottom of the well. We put forward improvement actions for the two wells in terms of drilling tools and rotational speed, and the follow-up coring harvest rate reached 100%.

Key words:Sealed coring; harvest rate; loose reservoir; Bohai Oilfield

第一作者简介：和鹏飞(1987年生)，男，工程师，主要从事海洋石油钻完井技术监督工作。邮箱：hepf@cnooc.com.cn。

中图分类号：TE242

文献标识码:A