东非K油田大位移井钻井风险预测及控制技术

杨玉贵，刘兆年，冯桓榰

中海油研究总院有限责任公司（北京 100027）

0 引言

东非K油田地层沉积较新，主要目的层为早上新世的P1层下部和晚中新世的M6层，区域地层岩性主要为砂泥岩互层，因油藏深埋阿尔伯特湖底，油田开发方案采用从湖岸钻大位移井的开发方案。前期该区已钻4口定向探井及评价井，漏失、垮塌、卡钻等井下复杂事故频发，均进行了侧钻作业。如何较准确描述该区钻井工程风险关系到未来湖岸大位移井钻井方案的成功实施。

研究人员开展了大量关于井下复杂事故分析及钻井工程风险评价方法的研究[1-4]，而孔隙压力、坍塌压力及破裂压力等三压力剖面是进行钻井工程风险分析的重要依据，选择较为准确的压力预测方法十分重要。现有压力预测方法主要分为基于压实趋势线的经验半经验法和基于岩石力学模型及物理学模型的方法[5-7]，得出的压力剖面均是单一曲线，但由于地层参数复杂性、资料解释及数学模型的精度等因素，三压力剖面的真值都有一定不确定性，单一压力曲线很难满足工程设计要求。管志川等[9-10]基于地层信息的不确定性，提出了含可信度区间的地层压力剖面定量描述方法，其预测结果分布于一个可信度区间，能更好地描述地层压力情况，开展钻井工程风险概率评价，可较好地实现钻井工程风险钻前定量评价。

针对K油田大位移井钻井，引入含可信度地层压力评估方法，根据已钻探井三压力剖面预测开发井含可信度的三压力剖面，进而定量评估大位移开发井钻井工程风险概率，制定大位移井钻井风险应对措施，以期实现湖岸大位移井安全、高效钻井。

1 钻井主要地质与工程风险分析

1.1 已钻井井下复杂事故统计

截至目前，K油田已完钻4口井（图1），前3口井采用水基钻井液，井下复杂事故频发，各井均进行了侧钻（表1）。K-2、K-3、K-3A井井眼缩颈和垮塌较为普遍且严重，起下钻阻卡和电测阻卡多；K-1、K-1A、K-1B井均发生了严重井漏；K-2、K-3、K-3A三口井钻井过程中出现了卡钻，其中K-2发生两次严重卡钻导致该井回填侧钻两次；K-3井发生过一次钻具落鱼事故。在汲取前3口井经验的基础上K-4井采用合成基钻井液，之前井发生过复杂情况的地层（垂深2 000 m以前）起下钻时发生轻微阻卡，钻井相对顺利，但因作业参数不合理、突然钻遇易垮塌层及易漏层等导致下部地层阻卡严重，并因此发生侧钻3次。但整体看，该区黏土矿物中蒙脱石含量较高，K-4井采用合成基钻井液可以很好地抑制泥页岩水化膨胀，有利于地层稳定，后续开发井推荐合成基钻井液。

图1 K油田地质分层及已钻井井身结构

表1 已钻井井下复杂情况统计

1.2 钻井工程风险概率评价方法

钻井工程风险概率评价方法[9-10]是在对地震及测井资料进行概率计算与处理的基础上，以含可信度三压力剖面和安全钻井液密度约束条件为基础进行（图2）。含可信度三压力剖面假定制约地层各种压力预测精度的关键参数（Eaton指数、弹性模量、泊松比、内摩擦角等）存在某种分布规律，这种分布与地层压力预测可信度相关，据此建立含可信度的地层孔隙压力、垮塌压力、破裂压力剖面的定量描述方法（图3）。依据建立的地层压力可信度剖面，根据压力平衡约束准则确定钻井液安全密度可信度窗口。

图2 钻井工程风险概率评价方法流程

图3 含可信度地层压力剖面建立

钻井工程风险概率评价将钻井风险主要分为井涌、钻进井漏、井壁垮塌、压差卡钻4类，造成风险的主要原因是安全钻井液密度约束条件没有得到满足，4种钻井工程风险评价模型如下：

式中：Rk(h)、Rc(h)、Rsk(h)、RL(h)分别表示井深h处的井涌风险、井壁垮塌风险、钻进井漏风险和压差卡钻风险；P为不同风险的概率分布；ρd为钻进时的钻井液密度，g/cm3；ρk(h)、ρc(h)、ρsk(h)、ρL(h)分别表示井深h处防井涌钻井液密度下限值、防井壁垮塌钻井液密度上限值、防井漏钻井液密度上限值、防压差卡钻钻井液密度上限值,g/cm3；F为不同风险类型的累积概率分布函数。

根据上述方法，考虑到后期开发井均采用合成基钻井液钻井，以K-4A井为例进行分析，含可信度地层压力剖面和安全钻井液密度窗口、钻井工程风险概率剖面预测结果如图4、图5所示。以图4含可信度地层压力剖面中的孔隙压力为例，表示地层孔隙压力在5%和95%之间的概率为90%，即由这两条线组成的地层孔隙压力带的可信度为90%，也即地层孔隙压力有90%的可能落在这两条线组成的地层孔隙压力剖面中，破裂压力与垮塌压力以此类推。

图4 K-4A井含可信度地层压力剖面和安全钻井液密度窗口

K-4井下部井段发生3次卡钻，第一次是压差卡钻，故K-4A井降低钻井液密度至1.19 g/cm3后钻进，但在3 494、3 671、3 736、3 828 m等处起下钻过程中多次遇阻，并伴随憋泵憋扭矩现象发生，不断进行倒划眼或划眼，返出大量岩屑，主要为米粒状灰色泥岩及部分绿灰色泥岩，最大尺寸岩屑为2 cm×2 cm，块状或片状，棱角分明，据此认为是井眼缩径后划眼切屑所致。第二次卡钻是因泥岩缩径，与图5中K-4A井3 500～3 900 m井段井塌风险概率大于50%相吻合，说明实际钻井液密度偏低。K-4B井从3 900 m开始见到红棕色泥岩（K-4A中未见），后逐渐增多，从4 160 m至井底基本上都是红棕色泥岩，钻进时钻井液密度1.265 g/cm3，最大井底当量循环密度（ECD）1.52 g/cm3，起钻之前把钻井液密度提高至1.29 g/cm3，仍发生严重垮塌卡钻，这表明地层垮塌应力仍高于井内钻井液密度，下部大段红棕色泥岩比上部砂泥岩更易垮塌。

图5 K-4A井钻井工程风险概率剖面预测图

2 开发井钻前风险定量化预测及设计优化

基于探井压力预测结果，利用地层压力移植方法预测大位移开发井K-D井压力剖面（图6），根据设计井身结构、钻井液密度和井底ECD计算等，对K-D井进行钻井工程风险概率预测。

图6 K-D井含可信度地层压力剖面

根据K-D井预测结果，生产套管下至4 700 m、钻井液密度为1.26 g/cm3时，在4 700~4 900 m及5 500～5 700 m井段存在井塌的概率大于80%，井漏概率很小。结合探井钻后风险评估，该区漏失和垮塌地层在同一井段，而井塌危害大、治理难，一旦发生就可能造成严重的井下卡钻事故，必须规避；而井漏主要是砂岩渗透性漏失，优化作业参数即可控制，故必须降低井塌风险。

根据上述思路，针对评估结果进一步优化了设计方案，图7为将生产套管进一步下深至4 900 m且提高钻井液密度至1.30 g/cm3时的钻井工程风险概率结果，5 500～5 700 m段井塌风险概率小于5%，井漏风险概率上升至20%，在可接受范围内。

图7 K-D井含可信度安全钻井液密度窗口及钻井工程风险概率预测图

3 K油田主要钻井风险及应对措施

如前所述，采用合成基钻井液，上部地层稳定，钻井工程地质风险较小，而下部储层附近地层复杂，易垮塌层与易漏失层同在215.9 mm井段，后续钻井需要合理设计井身结构，尽量将生产套管下深，封固储层顶易垮塌层，并在进入储层后保证防井塌前提下，尽量降低钻井液密度，控制合理的施工参数和钻井液性能以降低钻井风险。

针对下部地层部分井可能存在的红棕色泥岩垮塌压力较高的问题，可通过适当提高合成基钻井液密度实现井眼稳定；对于密度提高后可能发生的卡钻及井漏等问题，要注意优化钻井液性能参数，并通过控制钻杆转速、泵排量、起下钻速度、加强循环和现场监测等作业措施，在控制井底ECD小于漏失压力的前提下确保井眼清洁，并根据现场情况提前预备一定量的随钻堵漏材料，及时发现、迅速随钻处理井下漏失，实现安全钻进。K油田大位移井215.9 mm井段钻井液密度推荐1.30～1.39 g/cm3，需注意控制钻井液的塑性黏度与屈服值范围，及时维护钻井液性能；随泵排量增大ECD增加较快，要控制泵排量不超过2.5 m3/min；大位移井钻井推荐采用组合钻具作业，从井眼清洁角度考虑适当提高钻杆转速。

根据上述分析及认识，结合已钻井作业分析，提出开发井主要钻井风险及控制措施见表2。

表2 K油田开发井钻井风险认识及主要应对措施

4 结论

1）针对东非K油田首次引入含可信度地层三压力剖面预测方法及钻井工程风险概率评价方法，并根据该区探井数据进行了适应性验证，用该方法评估的K油田钻井井下风险结果与实际情况符合度较高。

2）根据预测结果及探井分析，K油田采用合成基钻井液后，开发井主要钻井风险发生在下部储层附近地层，包括钻井漏失、井眼缩颈与垮塌、卡钻等，通过方案优化设计可以显著降低风险发生的概率。

3）对潜在的钻井风险，可通过优化井身结构设计、合理控制钻井液性能、优化作业参数及后期作业过程中加强随钻监测等措施加以解决。