H1井页岩地层密闭取心技术实践

黄 召 ，肖乔刚 ，叶俊放 ，谢中成，严维锋

（1.西南石油大学，成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；3. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，上海 200335；4. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司工程技术研究院，上海 200120）

H1井页岩地层密闭取心技术实践

黄 召1，2，肖乔刚3，叶俊放4，谢中成1，2，严维锋2

（1.西南石油大学，成都 610500；2.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335；3. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，上海 200335；4. 中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司工程技术研究院，上海 200120）

H1井是中海油在某区块作业的第一口页岩气预探井，完钻井深3001m。该井共进行5回次密闭取心作业。针对页岩地层岩性致密，地层倾角大，岩石可钻性差等问题，采用优选密闭取心方式、优选密闭液及取心钻头、优化钻具组合、合理控制取心钻进参数、精细化操作等技术措施，成功解决了页岩地层取心过程中出现的地层倾角大、地层破碎、取心钻进机械钻速低、易堵心等问题，密闭取心进尺32.83m，取心收获率高达98%，大大提高了页岩地层钻井取心效率。

页岩地层；密闭取心；取心收获率

钻井取心是获得地层原始标本的唯一途径，是了解地层岩性和储层特性资料的最直接最可靠的手段[1-2]。密闭取心能够在岩心形成过程中用密闭液把岩心保护起来，避免岩心受钻井液滤液浸泡和污染，所取得的地质资料能够客观真实地反映地层情况。本文针对H1井邻井中页岩破碎地层取心遇到的问题，通过密闭工具选择、优化取心钻头及钻具组合、优选密闭液、完善取心工艺和加强现场管理，使收获率保持在80% ～ 100%之间，平均达98%，密闭率为93.8%，圆满完成了地质任务，为本地区页岩地层密闭取心作业积累了宝贵经验[3]。

1 H1井概况

H1井是中海油部署的第一口页岩气预探井，完钻井深3001m，主要目的是为取全、取准地质资料，落实大隆组和孤峰组页岩发育、分布及含气性等情况。该井钻遇地层及岩性自上而下依次为第四系砂泥岩；新近系泥岩与粉砂岩；古近系泥岩与不等厚互层细砂岩；白垩系浦口组泥岩及泥质胶结砂岩；三叠系南陵湖组灰岩及泥质灰岩；三叠系和龙山组泥质灰岩和含泥灰岩；三叠系殷坑组泥质灰岩及硅质岩；二叠系大隆组硅质泥岩及硅质页岩；二叠系龙潭组灰岩、泥岩、碳质泥岩与粉砂岩；二叠系孤峰组碳质硅质岩、硅质页岩；二叠系栖霞组粉砂质泥岩、细砂岩、粉砂岩[4]。

根据地质要求，H1井密闭取心层位主要位于二叠系大隆组、孤峰组，取心井段位于8-1/2"井段，计划密闭取心60m。实际在二叠系大隆组、孤峰组，共进行5次密闭取心作业，密闭取心总进尺32.83m，累计岩心长度32.18m。

2 密闭取心作业难点

H1井取心层位在大隆组、孤峰组页岩气层，大隆组、孤峰组以碳质硅质岩、碳质硅质页岩、碳质页岩为主，地层破碎，平均地层倾角高达到50～ 60°。地层岩性变化快，夹层多，该地区取心作业主要存在以下困难[5-6]：

（1）取心层段地层倾角大，影响岩心的形成和入筒；

（2）碳质页岩和硅质页岩极为破碎，破碎的岩心进内筒后成不规则分布，卡心、堵心概率风险高；同时，页岩地层岩性硬脆、层理发育、对流体敏感度强，地层破碎易导致泥浆浸入岩心，影响岩心密闭率；

（3）所钻地层时代老，地层硬，可钻性差，研磨性强，机械钻速低，导致磨心，取心钻头损伤严重导致单筒进尺少，从邻井取心钻进情况来看，机械钻速0.5～ 1m/h；

（4）从施工情况来看，构造地应力对地层的挤压作用影响较大，地层垮塌严重，地层破碎，取心下钻遇阻严重，取心钻进扭矩变化大，易堵心。

3 主要技术措施

针对该地区取心作业难点，现场有针对性地采用以下技术措施。

3.1 密闭取心工具选择

3.1.1 密闭取心主要工具

结合邻井取心钻进情况，针对页岩地层及岩性特征，采用自锁式割心方式的川式MQX194-120密闭取心工具。MQX194-120型密闭取心工具由内筒、外筒、上接头组、密封头组、平衡活塞、钻头及密封圈、岩心爪组合件等部件组成。

密封活塞通过销钉固定在取心钻头进口外，内筒与钻头的配合面上装有密封圈，内筒在井口灌满密闭液。平衡活塞置于限位接头之上，形成密闭区，结构组成见图1。

图1 MQX194-120密闭取心工具结构图

3.1.2 密闭取心基本原理

先在内筒内装满配制好的密闭液，在钻进前，通过剪断销钉，提前流出一定量的密闭液排挤钻井液；取心钻进时，随着岩心的不断形成，岩心上顶内筒活塞，进入内筒，同时岩心又挤压内筒中的密闭液使之不断流出，一部分均匀附在岩心表面，另一部分继续排挤钻井液钻进，钻进结束后，起钻到地面出心。

3.1.3 密闭取心工具特点

内筒上部采用浮动活塞结构，这一结构使得工具密闭区内外的压力始终保持平衡，以消除井眼液柱压力对工具密封性的影响。此外，该工具还有一些特点：

（1）具有良好的密闭性：岩心存放于内筒，内外筒环形空间进行泥浆循环，上接头组开有泥浆流道使内外筒隔离，避免岩心与泥浆的接触；

（2）能够避免岩心污染：岩心内筒装载密闭保护液，随取心钻进密闭液及时地包裹岩心四周进入内筒，避免钻井液污染和岩心中地层流体的外溢；

（3）取出岩心完整性：机械钻速快，岩心直径可达120mm，单筒取心长度8.8m，收获率可达95%以上，密闭率85%以上，取得岩心比较完整；针对页岩地层硬脆、层理发育及易断裂的特点，采用铝合金内筒，内壁光滑能够减少岩心进筒的阻力，降低“堵心”的风险。

3.2 优化取心钻头

3.2.1 取心钻头选型

本井取心井段岩性主要为页岩，在保证取心收获率的同时，如何有效提高取心机械钻速是本井取心技术关键。根据邻井资料分析，本井优选复合片直径为13mm带水眼式专用于页岩取心的PDC取心钻头，钻头型号为CQP566MB和复合片直径为10mm的GC315B。（图2、图3）

图2 CQP566MB钻头

图3 GC315B钻头

3.2.2 钻头设计制作

钻头设计制作方面，主要关注以下五个方面：（1）选用优质复合片，优化布齿方式，增加旋转稳定性，提高整个切削部分的切削效率，采用单锥设计，提高机械钻速；（2）钻头保径使用金刚石切削齿，加强钻头使用寿命；（3）采用水眼方式的流道设计，该类取心钻头水眼直径为8mm，共8～ 9个水眼，可便于堵漏操作，并减小液流对岩心的直接冲刷，在岩心爪座堵死钻头内保径上部台肩时，能够保持一定的流道面积，不会堵死流道；（4）当钻头在破碎地层时，能在钻头的头部形成密闭液相对封闭区，隔离钻井液对岩心的接触，利于密闭液在岩心表面形成保护膜；（5）高精度的内部加工使岩心爪座与钻头内表面精密配合，保证了岩心不受钻井液污染。

3.3 优选密闭液

根据取心井段的岩性和井温的不同，优选适应于硬地层、破碎地层、松散软等地层使用的密闭液，含有三种主要成分（氯化石蜡、过氯乙烯树脂、重晶石粉）性能稳定，在-30℃至180℃，能保持液态，三种成分充分混合成胶体溶液状，能粘附在岩心表面形成保护层，从而达到密闭岩心的效果。试验证实，在压力为8.0～ 15.0MPa，温度低于180℃条件下，密闭液不会侵入到岩心内部，也不与岩心成分发生任何化学作用，同时具备安全、环保的有关规定。

3.4 密闭取心现场施工工艺

3.4.1 取心钻具组合设计

H1井为直井，为保证岩心顺利入筒，同时有高的取心机械钻速，8-1/2"（φ215.9mm）井眼取心钻具组合设计如下：8-1/2"（φ215.9mm）PDC取心钻头+MQX194-120密闭取心工具+6-1/2"（φ165.1mm）浮阀+6-1/2"（φ165.1mm）钻铤12根+6-1/2"（φ165.1mm）（震击器+挠性短节）+5"（φ127mm）加重钻杆14根+5"（φ127mm）钻杆。

3.4.2 取心工具准备检查及下钻

（1）取心前检查指重表灵敏针、泥浆泵等钻井设备，确保钻进时设备运转良好，避免取心钻进中检修设备。井队人员了解密闭取心工作原理、操作规程、注意事项、取心层位地质情况，熟悉掌握提前制定的密闭取心各项技术措施；

（2）将密闭取心工具平稳吊至钻台，检查内外筒弯曲变形情况、各部位丝扣完好，球座光滑完好，分水接头水眼畅通，岩心爪状态，取心钻头完好，水眼、排屑槽，内外径标准等[2]；

（3）取心工具下钻。下钻过程要求操作平稳，不猛刹、猛顿，防止钻具剧烈摆动，严禁用密闭取心钻头划眼，以防提前剪断活塞销钉，导致密闭取心失败；

（4）下钻至最后一单杆时，开始循环，先以小排量低泵压循环，待钻井液返出井口后，再以大排量充分循环，期间加入示踪剂，并在取心前测量各种工况下摩阻。

3.4.3 取心钻进

（1）取心钻头到底前，停止循环，缓慢下放钻具到底，静压30～ 80kN，剪断活塞销钉，并静止 30～ 60s；

（2）缓慢上提钻具，钻压显示为10～ 20kN时，开启泥浆泵、平稳启动顶驱，进行树心，树心钻压控制在钻压10～ 20kN，转速45r/min之内，排量16～ 18L/s，树心0.3m后，调整至正常取心钻进时钻井参数。钻压控制在30～ 50kN，转速55～ 60r/min，排量 16～ 20L/s；

（3）取心钻进过程中，要求“均匀送钻”，严禁溜钻，如需增加钻压，须缓慢增加，切忌“一次到位”；

（4）整个取心钻进过程中，要求不停泵、不停转，钻头不准提离井底。防止泥浆破坏井底岩心密闭保护区。密切关注各项取心参数，防止堵心、卡心和磨心，一旦发现问题及时割心起钻。

3.4.4 割心

确保取心收获率的关键是割心层位的选择，应选择在岩性均质的泥岩井段进行割心。在该段割心便于拔心，又有利于保护本筒含油岩心免遭钻井液污染和保证下筒岩心顶部不会遭钻井液长期浸泡。割心操作上要注意：割心前，应适当恢复钻压；割心时不停泵，当转盘停稳后，缓慢上提钻具割心；开始上提钻具要慢，上提最大拉力不超过原悬重150kN；若割不断，不能硬拔，可采用磨，轻微上提并开转速等方法将岩心割断。

3.4.5 起钻及出心

（1）割心完成后，起钻过程中，按规定及时向井内灌注钻井液；

（2）起钻操作要求平稳，不能猛刹猛放，防止岩心落井；

（3）当取心工具起钻至井口后，打好安全卡瓦，从悬挂接头处将扣卸掉，卸平衡活塞时，注意防止工具内密闭压力伤人；

（4）出心时要缓慢均匀用力顶岩心，防止将岩心破碎弄乱。取样结束前岩心不能与水及其他污染物接触。

4 实际效果

H1井共计进行5回次密闭取心作业，优选了取心工具及施工参数、强化现场作业，密闭取心达到理想效果。取心总进尺32.83m，累计岩心长度32.18m，取心收获率高达98%；取出岩心具有良好的密闭性，密闭率达到93.8%；平均机械钻速较高，平均机械钻速为1.27m/h，圆满完成了地质取心任务；该井密闭取心相对于该井常规取心方式，单趟取心进尺及取心收获率高，取心机械钻速也大大提高。

5 结论和认识

（1）页岩地层取心，取心钻头的设计及选择非常关键。选用优质复合片，优化布齿方式，能够提高整个切削部分的切削效率，采用单锥设计，提高机械钻速；钻头保径使用金刚石切削齿，能够加强钻头使用寿命；选择采用水眼方式流道设计的取心钻头，能减小液流对岩心的直接冲刷，防止岩心破碎；

（2）针对性的密闭取心工具设计及密闭液的优选有助于提高取心进尺及收获率；

（3）非常规页岩气密闭取心参数的控制非常关键，优选钻进参数能够减少取心过程中堵心情况发生，提高单筒进尺及机械钻速；此外，要求在取心前井壁稳定无阻卡、掉块，井底无落物和漏失等复杂情况，做好井眼充分准备对于密闭取心十分重要；

（4）H1井的应用表明，川式MQX194-120自锁割心密闭取心工具适合在页岩地层进行密闭取心作业，为后续在该区进行同类型井的密闭取心作业提供了重要的资料。

[1]胡学军， 杨胜来， 李辉. 密闭取心降压脱气对岩心含水饱和度的影响[J]. 西安石油大学学报（自然科学版），2004， 19（6）：27-30.

[2]成景民， 冯会斌， 王治中， 等. 深井灰岩破碎地层取心技术及应用 [J]. 钻井工艺， 2006， 29（3）： 26-27.

[3]沈建中. 宣页1井钻井技术难点及对策[J]. 石油钻探技术，2011， 39（3）： 41-45.

[4]徐建永， 武爱俊. 页岩气发展现状及勘探前景[J]. 特种油气藏，2010， 17（5）： 1-7.

[5]Matsutsuyu B. South Texas Eagle Ford Shale Geology – Regional Trends， Recent Learnings， Future Challenges//Developing Unconventional Gas Conference[C]. San Antonio， Texas， 2011.

[6]Porter D J. Eagle Ford Shale Task Force Report[R].Texas， USA ：Railroad Commission of Texas， 2013.

Practice of Sealed Coring Technology in Shale Formation of Well H1

HUANG Zhao1,2, XIAO Qiaogang3, YE Junfang4, XIE Zhongcheng1,2, YAN Weifeng2
（1. Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China; 2. Shanghai Branch of CNOOC, Shanghai 200335, China;3. Engineering Technology Branch of CNOOC Energy Development Co. LTD., Shanghai 200335, China;4. Institute of Petroleum Engineering Technology, SINOPEC Shanghai Offshore Oil & Gas Company, Shanghai 200120, China）

Well H1, which was completed at well depth of 3001meters, is the fi rst shale gas exploration well in block X. Sealed coring operation has been conducted in this well for 5times. In view of the problems of tight shale formation, big angle of bedding, poor rock drillability, a series of technical measures have been taken such as optimization of closed coring method, optimization of sealing fl uid and coring bit, optimization make up of string, reasonably controlling of coring drilling parameters, taking ref i ning operations etc. These technical measures solved successfully the problem of big angle of bedding, broken formation, and low core drilling rate, easily jammed etc. The footage of sealed coring is 32.83meters and core recovery is 98%, which improved greatly core drilling eff i ciency of shale formation.

shale formation; sealed coring; core recovery

TE244

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.057

1008-2336（2017）03-0057-05

2016-07-18；改回日期：2017-04-28

黄召，男，1982年生，本科，工程师，现任中海石油（中国）有限公司上海分公司工程技术作业中心钻井研究室主任。

E-mail：huangzhao@cnooc.com.cn。