王官屯油区失稳地层密闭取心技术

赵海锋，杨灿，吴华，饶开波，张明，杨巍

王官屯油区失稳地层密闭取心技术

赵海锋1，杨灿1，吴华2，饶开波1，张明1，杨巍1

（1. 中国石油渤海钻探第一钻井公司 天津 300280； 2. 大港油田采油工艺研究院钻井工艺室， 天 津 300280）

随着勘探开发的地质目的要求越来越高，工艺技术逐渐精细化发展，密闭取心技术运用越来越广，但在稳定性较差井段进行密闭取心较为少见。大港油田王官屯油区官104断块目的层取心设计在孔一段，地层稳定性差，易跨易漏，岩心易碎，严重影响取心成功率和收获率，密闭率难以保障，密闭取心难度极大。该区块井：官78-28-2井设计在失稳地层连续取心，设计密闭取心进尺75 m。施工中共计取心12趟，期间共发生漏失3次。该井采用了特殊地层钻井液控制技术、井壁强化堵漏技术，运用合理的取心工艺技术完成了连续密闭取心，密闭取心收获率为93.30%，密闭率为88.46%，超过取心设计要求，最终确保了易漏层连续密闭取心质量合格，为同类井的施工提供了经验。

密闭取心；失稳；连续取心；收获率；密闭率

油藏评价工艺在对油田潜力探掘过程中，对地质目的要求越来越高，精细、精准、量化的数字模型，需要更加精细化的取心技术，密闭取心在失稳地层中运用，确保取心的成功率、收获率以及岩心的密闭率并且保证钻井井下安全、井控安全。试验井官78-28-2井设计井深2 813 m，设计取心层位孔店组孔一段枣Ⅰ、枣Ⅱ、枣Ⅲ油组，地层岩性以砂岩为主夹杂薄层红色泥岩，取心井段为2 633 ~ 2648 m，连续密闭取心15 m，井段2 680~2 740 m，连续密闭取心60 m。取心目的为研究官104断块注水开发效果及油水分布，为本区块实施二次注水开发提供地质资料。进入孔一段油层，取心过程中发生3次严重井漏，给连续密闭取心施工带来了极大的挑战。

1 王官屯失稳地层复杂特性

试验井官78-28-2处于王官屯油田官104断块。上部地层馆陶组砂砾岩井段压力系数较低，地层压力敏感程度高；东营组分布水敏性强的油页岩，易发生垮塌；沙河街组地层岩性复杂，生物灰岩井段为全井压力系数最低的层位，压力敏感性高，极易发生恶性漏失现象；目的层孔店组枣0油组的石膏层是极易发生钻井复杂情况的地层。由于多年注水开发，目的层上部地层，内部注水网络复杂，水窜层和高压注水圈闭层比较常见。由于本井地层较为复杂，给本井的密闭取心工作带来了极大的挑战。

2 试验井连续密闭取心难点

（1）本井设计取心为连续密闭取心，第二段取心井段连续取心长达60 m。保障连续取心的收获率和密闭率成为了本井施工的重点工作。

（2）由于多年注水开发，地下注水网络十分复杂，取心过程中防止水侵对施工造成影响。取心井段为渗透性发育良好的灰色油浸砂岩为主，地层压力敏感性高，取心过程中易发生漏失现象。对取心作业过程中井下安全和连续施工提出了挑战。

（3）本井取心井段分布薄层棕红色泥岩，岩性致密，不易形成岩心，取心过程中多次发生“烧心”、“堵心”现象。严重影响地层资料录取的连续性。

3 技术处理及现场应用

（1）针对本井连续密闭取心段较长，取心作业前经过资料勘察、专家讨论制定了详细的取心技术措施，确保连续密闭取心质量。技术措施从井眼准备、工具选择、下钻操作、钻进操作、割心操作、起钻及出心操作做了详细的部署并制订应急处理办法。一旦发生数据异常，立即停止取心作业，根据参数进行判断是否出现“烧心”、“堵心”现象。通过分析，本井取心过程中，多次因“堵心”提前割心起钻，大大增加了岩心收获率和密闭率。

（2）通过对钻进过程中的地层压力监测，在取心井段前把钻井液密度确定在一个合理的范围内，既要保证压稳上部地层，防止取心施工过程中出现水侵，对取心作业造成的影响，又要保证取心井段高渗透性地层不发生较大的漏失。在钻达取心井段前的井眼准备工作中，对上部馆陶组砂砾岩井段和沙河街组的生物灰岩等压力敏感井段进行地层承压实验，提高地层的承压能力，提高泥浆密度至1.32 g/cm3，确保了上部地层注水井段的安全再进行下步的取心施工作业。在取心施工做成中，由于油层井段压力系数较低，发生井漏。为确保取心施工，本井未采用常规的堵漏技术。使用井壁强化堵漏技术进行堵漏作业，大大提高了井眼的清洁性，为下步连续取心施工和保证取心密闭率打下了坚实的基础。由于本文限制，对于井壁强化堵漏技术就不做展开说明，读者可以查阅相关技术材料。

（3）取心井段2 728.22~2 732.02 m，取心次数为第五筒岩心。取心进尺3.80 m。取出岩心长度:1.3 m，收获率34.21%，密闭率因岩心全部为棕红色泥岩未取样。本次取心井段2 728.22~2 732.02 m，平均钻时50 min/0.5 m，钻时较大，2 728.22~2 729.22 m井段虽然钻时较大，但是钻压回复均匀，扭矩平稳，所以继续取心钻进； 2 732.02 m后，钻压回复变慢，考虑泥岩钻时较大，继续钻进观察钻进参数，扭矩变化开始出现不平稳波动，决定割心起钻，割心时无明显拔心现象。本次取心收获率34.21%，密闭率未测。分析收获率较低的原因为，钻遇棕红色泥岩后，由于本段泥岩成岩性不高，造成岩心破碎，由于密闭取心钻头水眼无法清除井底中心破碎的岩心柱，从而导致岩心与地层研磨从而造成堵心，堵心后继续研磨使得钻头处破碎的泥岩岩屑在高温下变质变硬堵塞钻头造成烧心，如图1。本次取心井段全部为棕红色泥岩，取心收获率极低，根据本次取心钻进过程中的异常现象，为确保岩心收获率，下次取心过程中一旦出现异常现象，应果断起钻。

4 取心实例分析

实例为本井第12趟取心。于2016年8月27日07:00配合取心服务人员配取心钻具、注入氯化石蜡密闭液，如图2。

4.1 下钻要求

控制下钻速度，下放速度小于0.5 m/s；下钻遇阻不得超过40 kN，严禁超过规定下压，防止密闭液密封活塞提前剪切；禁止使用取心钻具划眼，每下钻15~20柱使用21 L/s排量顶通循环顶通时间不超过5 min，下钻到底使用调长钻杆使方余大于8.5 m，循环时严禁下压超过40 kN。

图1“堵心”、烧心后变质及成岩性差

4.2 引心及钻进要求

下钻到底循环正常开始正式取心开启21 L/s排量泥浆泵，开始探底并剪切密闭液密封活塞。

4.2.1 剪切密闭液密封活塞时钻井参数

钻压0~20 kN，转速10~20 r/min，排量21 L/s，泵压7 MPa，下压钻压80~100 kN。

剪切密闭液密封活塞操作：转动转盘，0~20 kN钻压开始下放，钻压稳定后，停止转盘，下压至100 kN，上提钻具恢复悬重后继续转动转盘下放。

4.2.2 引心钻进参数

钻压20 kN，转速54 r/min，排量21 L/s，泵压7.1 MPa。

引心操作：剪切密闭液密封活塞后，增加转盘转速至55 r/min，逐渐加压至20 kN，引心钻进。加压时均匀加压，确保钻压20 kN，杜绝钻压变化超过10 kN。确保岩心引入内筒。

4.2.3 取心钻进参数

钻压：40~60 kN，转速54 r/min，排量21 L/s，泵压7.0 MPa，扭矩11 000~14 000 N·m。

取心钻进操作：控制钻压40~60 kN进行钻进，转速54 r/min，排量21 L/S，泵压7.0 MPa，地层为孔一段枣Ⅲ油组灰褐色油斑细砂岩、灰绿色泥岩、灰褐色油浸细砂岩、浅灰色细砂岩。

取心钻进至2 779.23 m，加压准备割心时钻时明显变大，分析决定直接割心起钻。

4.3 割心作业操作

钻压100 kN，钻压缓慢回复，20 min后钻压回复至800 kN时，停泵、停转盘，上提钻具0.5 m至悬重1 000 kN，无明显拔心现象。

图3 取出岩心岩样

4.4 出心作业操作

使用管钳从内筒悬挂器上卸下内筒并将铝合金内筒切割成一米一节的岩心柱，对岩心柱两端进行取样。岩心岩样如图3。

第十二筒岩心进尺井段: 2 771.42~2 779.23 m，进尺7.81 m。取出岩心长度: 7.61 m，收获率97.44%，密闭率80%。

取心情况分析：本次取心井段2771.42~2779.00 m，平均钻时4.36 min/0.5 m，钻钻时较快，钻压回压均匀，进尺均匀，扭矩变化正常。割心时钻时明显增大。本次取心收获率97.44%，密闭率80%。分析收获率不足的原因为，由于割心时钻压较高，钻压80 kN未回压便割心，导致钻具下行而实际井深进尺未增加，造成收获率不足。密闭率不足的原因为，本次取样共5块，其中2 772.42 m岩样实验结果为微浸，导致本筒心密闭率为80%，此岩样井段钻时为7 min/0.5 m，岩性为灰褐色油油斑细砂岩渗透性较好的砂岩井段，在取心过程中受到泥浆污染。

5 结论与建议

（1）针对取心地层，取心作业前制定详细的取心技术方案是取心成功的关键，充分做好取心井段上部井眼的准备工作，为下步取心工作中出现的异常情况处理提供坚实的基础。

（2）取心过程中，严格记录钻进参数及返砂情况，便于对比分析异常情况，给下步的取心工作提供真实可靠的技术资料。

（3）根据取心结果认真分析对比不同地层岩性的成岩特性，提高取心收获率和密闭。

（4）建议为确保取心质量和井下安全，对目的层上部复杂井段实施技术套管封隔，将大大提高取心质量和钻井安全，为取准、取全地质资料提供坚实的基础。

[1] 李光胜，何雅丽，宋新峰，等. 密闭取心技术在双河油田的应用［J］.钻采工艺，2009，32（3）：27-32.

Sealing Core Drilling Technique for Unstable Formationin Wangguantun Oil Region

1,1,2,1,1,1

（1. No.1 Drilling Engineering Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300280, China； 2. Oil Production Technology Institute of Dagang Oilfield, Tianjin 300280, China）

In the oil exploration industry, the data of reservoir is becoming more and more important, which makes the development of drilling technology very fine, in which the sealing core drilling technique is used more and more widely. But it is rare to have closed coring in the unstable stratum. The coring design of Guan 104 fault block layer in Dagang oilfield Wangguantun oil region is in Ek1. Ek1 formation stability is poor, and easy to collapse and leak, and the core is fragile, which seriously affects the success rate of the coring and harvesting rate. In the fault block wells, design of Guan78-28-2 continuous coring is in unstable strata and coring footage is 75m. 12 coring operations have been completed during construction (3 times leakage occurred during this period). Based on special formation drilling fluid control technology and borehole reinforcing plugging technology, continuous closed coring was completed by reasonable coring process, the coring recovery rate reached to 93.30%, with a closure rate of 88.46%, exceeding the requirements.

sealing core drilling; instability; continuous coring; harvest rate; sealing rate

TE 122

A

1004-0935（2017）09-0900-03

渤海钻探第一钻井公司工艺研究项目《大港南部油区复杂区块钻完井技术研究》，项目号：2017ZY03Y。

2017-06-26

赵海锋（1983-），男，工程师，天津人，毕业于西南石油大学石油工程专业，研究方向为石油钻探。

杨灿（1985-），男，工程师，研究方向为石油钻探