地层压力随钻判别技术在旅大M构造钻井工程中的应用

李战奎 徐 鲲 郭明宇 张学斌 刘松宇 刘志阳

(①中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司；②中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引 言

随着渤海油田勘探向古近系和古潜山探井数量越来越多，油气藏埋藏越来越深。通过已钻井证实，渤海油田古近系存在地层超压井超过三分之一。通过对已钻地层超压井统计，多口井由于预测地层压力与实钻地层压力存在偏差，导致井漏、井涌等工程复杂情况发生，从而导致钻井工期延长，油层污染，甚至单井报废等严重后果，不仅影响勘探进程，而且造成了极大的经济损失[1-2]。

前人利用两级串联筛选超压分类方法，将渤海油田古近系超压分为单纯欠压实型、欠压实主导型、生烃主导型和流体传导型4类，并分析了古近系超压分布特征，指导区域地层压力预测工作[1]。但是随着勘探的深入，发现钻前地层压力的预测基于地震和邻井录测井资料，受资料的精度等多因素影响，单凭经验或已钻井资料预测地层超压的精度和准确度不够，无法为现场钻井作业提供精准指导。因此，地层压力的随钻监测对钻井过程指导意义重大。但是，地层压力的随钻监测是一个世界性难题，目前随钻监测地层压力理论主要是基于泥岩的欠压实理论，形成了基于可钻性、dc指数、声波时差、层速度、电阻率等参数来计算地层压力的监测方法[3-7]。

在实钻监测过程中发现，旅大M构造的部分井，利用欠压实理论计算的地层压力系数与实测地层压力系数相差较大，分析认为与超压的形成机制有关，主控因素不同，单纯用欠压实理论计算不能满足所有地层压力系数的计算。因此，需要加强对非欠压实地层的地层压力系数的计算和监测。针对这些问题，本文利用地质录井、测井和地层测试等资料对旅大M构造的地层异常压力成因和分布规律，以及随钻判别技术进行研究，并进行成功应用取得了非常好的效果。

1 旅大M构造地层异常压力成因及分布规律

1.1 地层压力研究现状

旅大M构造位于辽东湾海域，地层从上到下依次钻遇明化镇组、馆陶组、东一段、东二上段、东二下段、东三段、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段和中生界地层，主要目的层位于沙河街组，资源量丰富，勘探潜力巨大。通过多口井的钻探，证实该区域地层存在异常地层压力，但是对异常压力的成因及分布规律并未深入研究。

前人研究认为，旅大M构造地层异常压力的原因是单纯欠压实造成，如果单纯是欠压实，目前的地层压力预测和监测理论基础都是依据欠压实建立，那么钻前预测和随钻监测的地层压力数据应该相对准确，但是实钻过程中出现多口井地层压力预测和实钻不一致情况。例如：M 1井在沙河街组发生两次漏失，主要原因是钻井液密度过高，钻前设计地层压力系数1.69，实钻钻井液密度为1.62 g/cm3，最终实测地层压力系数最高1.52；M 2井在沙河街组发生多次溢流，主要原因是钻井液密度过低，该井设计钻井液密度1.45 g/cm3，最终实测地层压力系数最高1.69。可见该区块地层压力变化较为复杂，需要对地层异常压力的成因和分布进行研究，确保钻井作业安全顺利。

1.2 地层异常压力成因及分布规律

通过对邻区15口邻井的钻前地震层速度、随钻压力、钻后声波时差等资料进行分析，结合泥岩声波速度与密度交会图板法，得到了该区域的地层超压成因和纵向分布规律。

从泥岩声波速度与密度交会图上分析(图1)，认为由欠压实形成的异常压力与正常压力均落入加载曲线上，而由其他成因形成的超压则位于加载曲线之外[7]。从研究区已钻井交会图中可以看出，东二下段异常压力地层声波速度和密度数据点落入加载曲线同一趋势上，即声波速度随着压力的增加而降低，泥岩密度也随之降低，地层异常压力成因为欠压实；东三段和沙河街组异常压力地层声波速度和密度数据点偏离趋势线，即声波速度随着压力增加而降低，泥岩密度基本不变或者变化不大，地层异常压力成因非欠压实主导，而是由流体膨胀造成的。

将地层压力系数、声波速度、地化录井的Pg(热解产油气潜量)三个参数建立纵向随深度变化图(图2)，发现旅大M构造东二上段地层，泥岩声波速度正常压实趋势，地层压力为常压；东二下段泥岩声波速度开始降低，地层压力缓慢升高；东三段之后泥岩声波速度未发生明显变化，但是地层压力明显升高，此时对应的地化录井Pg值明显上升，结合泥岩声波速度与密度交会图，证明东三段及以下地层超压原因主要由泥岩生烃引起。

图1 旅大M构造泥岩声波速度与密度交会图

图2 旅大M构造地层压力纵向变化图

通过分析发现，研究区垂向上地层异常压力成因具复合成因特点，从上到下由欠压实主导转变为生烃作用主导，并且研究区异常压力发育在垂向上具有一致性，东二上段及以上地层为正常压力，东二下段地层为欠压实主导，深度从3 000 m开始，属于地层压力过渡段，地层压力系数介于1.0～1.2之间，东三段地层为生烃主导型，地层深度从3 300 m开始，属于快速起压段，地层压力系数由1.2快速上升至1.4左右。

2 旅大M构造地层压力随钻判别方法

2.1 研究目的

准确预测地层压力对于合理、经济地选用钻井液和设计井身结构，以及防止井喷、井漏、井塌等井下故障的发生，有着十分重要的意义[7]。而随钻过程中对压力的准确监测和判断，对于降低钻井复杂情况发生率、优化井身结构和降低钻井液密度、节约钻井成本具有非常重要的意义[8]。尤其是具有异常高压的井，中完深度一般选择在起压之后进行中完，以保障下一开钻遇高压层时钻井作业安全。目前，随钻地层压力监测主要应用dc指数法，其操作方便，在欠压实成因的地层压力监测中具有很好的应用效果。通过在旅大M构造几口井进行应用，利用dc指数法随钻监测压力数据表明，在东二下段的地层压力预测和监测比较准确，地层压力系数偏差在0.05以内，从东三段开始，异常压力的监测就出现较大偏差，偏差为0.1～0.2。通过总结分析，主要的原因是东三段以下的泥岩生烃对地层压力有增压作用，dc指数法无法校正生烃的增压情况。

2.2 基于生烃成因的地层异常压力随钻判别

通过对旅大M构造区块已钻井的录井资料综合分析，可以通过声波资料和地化录井资料对欠压实和生烃引起的地层压力成因进行区别，那么，对基于生烃作用的异常压力判断，即是本次研究的重点。通过对东三段及以下地层各项录井参数分析发现，东三段及以下的地层压力与泥岩生烃指标地化录井参数Pg存在相应的响应关系。其理论基础是干酪根在向液态、气态烃转化的过程中，伴随有机质总体积的膨胀可达25%[5，9]，生烃能力越强，造成的超压越高，生烃作用特别是液态烃裂解生气是形成大规模超压的重要机理之一。

因此，通过研究区域多口已钻井资料，在明确了地化参数Pg与地层压力在纵向上变化的相关性的基础上，优选钻井资料，建立该区域地层压力与地化参数Pg关系判别图板(图3)。利用该图板，在Pg已知的情况下，可近似读出该点的地层压力，同时可快速判断基于生烃成因的快速起压点。通过判别图板将旅大M构造地层压力系数分为3个区间范围，即1.0～1.2、1.2～1.4、1.4～1.6，其中：地层压力系数为1.0～1.2，Pg值为0～2 mg/g；地层压力系数为1.2～1.4，Pg值为2～20 mg/g；地层压力系数为1.4～1.6，Pg值为20～50 mg/g。现场在随钻监测过程中，可以利用Pg快速投点，获得地层压力变化情况。

图3 旅大M构造地层压力系数与地化Pg关系图板

2.3 地层异常压力随钻判别技术流程

基于旅大M构造地层压力系数纵向上及压力成因的研究，建立了该区块地层压力情况监测的流程(图4)。钻前通过区域资料收集，对地层异常压力的分布规律进行研究，并进行地层异常压力成因判断。若是单纯欠压实成因，利用Eaton法(dc指数法)进行随钻监测；若是生烃成因的，就利用地层压力系数与地化Pg判别图板进行随钻地层压力监测，并且在随钻过程中实时建立随着深度变化，地层压力系数和地化Pg的变化情况，快速识别地层压力的变化。

图4 旅大M构造地层压力随钻监测流程

3 现场应用

M 4井设计井深4 100 m，主要目的层为沙河街组，从上到下依次钻遇明化镇组、馆陶组、东一段、东二上段、东二下段、东三段、沙一段、沙二段、沙三段、沙四段和中生界地层。M 4井钻前地层压力预测明化镇组至东二下段下部地层属于正常压力体系，之后地层孔隙压力系数逐渐增加，至东二下段底部达到1.24，至沙二段底部地层孔隙压力系数达到1.45，进入沙三段后，地层孔隙压力系数继续增大至1.56，沙四段地层孔隙压力系数达到最大为1.64。为了保障在揭开高压层时，上部地层承压能力高，不发生井漏，钻井设计需要在进入东三段起压段，地层压力系数不超过1.35中完，若地层压力系数提前到1.35则提前中完，若进入东三段地层未起压，则继续钻进至起压中完。因此，随钻过程中准确判断地层快速起压深度和地层压力变化情况对于中完决策起着重要的作用，为减小下一开钻井作业的风险和安全高效完成作业提供保障。

M 4井设计3 215 m进入东三段，地层压力系数在3 300 m达到1.35左右，设计在3 300 m中完。根据前期研究，该区域从东三段开始是生烃造成的异常压力，利用地层压力系数与Pg关系图板进行实时压力跟踪。现场实钻至3 300 m，岩性为厚层的泥岩，及时将地化Pg值投到判别图板中，发现3 300 m地层Pg为1.5 mg/g，压力系数区间为1.0～1.2，未进入异常高压地层，建议继续钻进。在钻进过程中，继续每隔10 m进行投点落实地层压力变化情况(表1)，局部井段加密投点，在钻进至3 409 m时，Pg为15 mg/g，压力系数区间为1.2～1.4，近似读值该井段地层压力系数已经达到1.34(图3)，达到设计中完条件，决策在3 409 m中完。

在下一开钻进过程中继续对地层压力系数进行监测，证实沙一段到沙三段地层压力系数趋于稳定，保持在1.35～1.4，沙四段开始，地层压力系数逐渐回落，生烃增加减小(图5)。因此建议钻井作业保持钻井液密度在1.45 g/cm3左右，未按照设计继续提高钻井液密度至1.65 g/cm3，钻井至完钻，整个钻井过程快速平稳，未出现复杂情况。

表1 M 4井Pg与地层压力系数统计

图5 M 4井地层压力随钻监测图

通过随钻过程中对地层异常压力系数变化进行准确判断，合理决策中完深度，保证了钻井作业安全，并且通过随钻压力监测，选择合理的钻井液密度，避免出现井漏等复杂情况，提高了钻井作业时效，并保护了储层，有利于油气发现。该技术方法已应用10口井，累计节约工期6 d，直接经济效益1 000万元。

4 结论与建议

(1)旅大M构造垂向上地层异常压力成因具复合成因特点，东二上段及以上地层为常压地层，东二下段地层压力异常为欠压实主导，深度从3 000 m开始，属于地层压力异常过渡段，东三段及以下地层为生烃成因主导，地层深度从3 300 m开始，属于快速起压段。

(2)针对生烃成因主导的地层异常压力随钻监测，建立了地层压力系数与地化Pg图板，实现地层压力系数随钻过程中的准确监测和判断，并建立了随钻地层压力监测流程。

(3)该方法已应用于10口井，准确监测地层压力系数变化，为钻井工程作业过程中合理中完深度确定、钻井液密度选择、储层保护等提供随钻支持，极大提高了钻井作业时效，取得非常好的经济效益。