BZ13-1油田井壁穩定性研究及應用

譚 強,鄧金根,蔚寶華,鄧建明,孫東征

(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室,北京 102249; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司鉆井部,天津 200450;3.中海石油(中國)總公司鉆完井部,北京 100020)

BZ13-1油田井壁穩定性研究及應用

譚 強1,鄧金根1,蔚寶華1,鄧建明2,孫東征3

(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室,北京 102249; 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司鉆井部,天津 200450;3.中海石油(中國)總公司鉆完井部,北京 100020)

位于渤海中部海域的BZ13-1油田在前期鉆井中存在溢流、井漏、阻卡等較多復雜問題,制約了鉆井速度。井壁穩定的力學分析方法主要利用鉆井資料、測井資料、錄井資料等,分析地層壓力、地應力、地層強度參數的分布規律,結合巖體強度準則計算坍塌壓力與破裂壓力,得出鉆井安全密度窗口。通過對BZ13-1油田井壁穩定性進行分析,得出了高壓層、易漏失層、易坍塌層位置,并據此對開發井進行井身結構設計,分析結果在開發井鉆井中取得了良好的應用效果,有效減少了鉆井復雜問題。

井壁穩定;坍塌壓力;破裂壓力;井身結構

鉆井中的井壁坍塌、鉆井液漏失等井壁失穩問題給勘探開發造成了巨大的經濟損失,一直以來都是工程中需要著力解決的問題。BZ13-1油田位于渤海中部海域,鉆遇第三系和第四系地層,鉆井中存在較多的井壁失穩問題,其中主要問題是東營組下部至沙河街組有異常高壓,需要采用較高密度的鉆井液平衡地層壓力,但同時存在易漏失地層,造成在鉆井中發生井漏。因此,為解決BZ13-1油田中的鉆井復雜問題,首先通過井壁穩定性分析,找出容易發生井壁失穩的層段,而后根據高壓層、易坍塌層和易漏失層的情況對井身結構進行設計,最大限度的規避井壁失穩風險。

1 問題的提出

BZ13-1油田前期探井鉆井中遇到的復雜問題主要可以分為三類,即井壁坍塌、溢流和鉆井液漏失。

井壁坍塌造成井徑擴大和起下鉆阻卡,影響鉆井速度和測井、固井質量。BZ13-1油田探井鉆井中部分井段的井徑擴大情況見圖1,最大井徑擴大率分別達到約117%和39%。

圖1 BZ13-1油田預探井鉆井中的井徑擴大現象Fig.1 Borehole enlargement in exploration wells of BZ13-1 Oilfield

起下鉆阻卡問題需要采用劃眼、倒劃眼等措施解決,增加作業時間。BZ13-1油田預探井鉆井中自明化鎮組至沙河街組地層都有大量的阻卡問題,鉆頭泥包、返出掉塊等現象也時有發生,反映出井壁坍塌失穩問題較為嚴重。

同時,受到下部地層異常高壓的影響,BZ13 -1油田探井在鉆井過程中多次遇到氣侵、溢流問題。例如BZ13-1-1井鉆至沙一段地層底部,起鉆準備取心時發現溢流,循環壓井,逐漸提高鉆井液密度使溢流得到控制。BZ13-1-2井鉆至東二下段地層,出現“又溢又漏”的復雜情況。

另外,BZ13-1油田探井鉆井中漏失問題也十分嚴重,3口探井的漏失量均在600 m3以上,其中BZ13-1-2井漏失量超過1 500 m3。發生漏失不僅無謂消耗了大量鉆井液,反復進行的堵漏作業也浪費了大量時間,大大增加了鉆井成本。

可見,在BZ13-1油田鉆井中,地層異常高壓、井壁易坍塌與部分地層易漏失的矛盾非常突出,如何采用適當的鉆井液密度與合理的井身結構減少鉆井復雜、提高鉆井速度成為需要解決的主要問題。

2 安全鉆井液密度窗口分析

在正常鉆井施工中,合理的鉆井液密度應高于地層孔隙壓力,保證不發生溢流,也應基本高于井壁坍塌壓力,使井壁不發生嚴重垮塌,同時要低于地層漏失壓力,防止井漏。

利用鉆井中獲得的工程數據、測井數據等可以對地層孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力進行分析,從而得出鉆井安全密度窗口[1],分析中采用的測井資料主要有聲波時差、密度、自然伽馬等。

目前地層孔隙壓力預測和監測的主要采用測井資料(聲波時差、密度、電阻率等)、鉆井資料(dc指數)、錄井資料和地震資料(地震層速度、VSP等)等[2],結合使用上述資料可以得到較為準確的孔隙壓力隨井深變化的曲線。

油田地應力可以用垂直和水平三個方向的主應力來表示。上覆巖層產生的垂向主應力根據地層密度積分計算得出,水平主應力縱向變化利用測井數據,根據如下模型進行計算[3]:

式中:σH、σh分別為要求的水平最大、最小主應力,σz為垂向主應力,Pp地層孔隙壓力,μ為泊松比,β、γ為構造應力系數,α為有效應力系數。

對地層坍塌壓力和破裂壓力的求取,考慮鉆井液向地層中的滲透,井壁坍塌壓力由下式得出:

破裂壓力由下式得出:

式中:C為粘聚力;St為地層抗拉強度;f為地層孔隙度;η為應力非線性修正系數;ξ=α(1-2μ)/(1-μ);K=cot(45°-φ/2);φ為內摩擦角。

BZ13-1油田三口探井鉆井時間較早,取得了大量翔實的鉆井、測井與地質數據。通過上述方法分析得出BZ13-1油田三口探井的孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力規律,見圖2至圖4。

圖2 BZ13-1-1井孔隙壓力、坍塌壓力、破裂壓力曲線Fig.2 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-1

圖3 BZ13-1-2井孔隙壓力、坍塌壓力、破裂壓力曲線Fig.3 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-2

圖4 BZ13-1-3井孔隙壓力、坍塌壓力、破裂壓力曲線Fig.4 Pore pressure,collapse pressure and fracture pressure curves of well BZ13-1-3

根據孔隙壓力、坍塌壓力和破裂壓力分析結果,可以看出,BZ13-1油田在約2 900 m以上地層孔隙壓力正常,該段地層屬于明化鎮組至館陶組地層,鉆井安全密度窗口較寬;而在約2 900 m以下地層,即東營組和沙河街組地層,地層出現異常高壓,地層壓力系數最高約1.40,井壁坍塌壓力也隨之升高,部分井段破裂壓力降低,鉆井安全密度窗口變窄,容易發生溢流、井漏、井塌事故。

實際鉆井工程情況與安全密度窗口分析結果一致。BZ13-1-1井鉆至約3 990 m沙河街組地層發生溢流,2井和3井均鉆至約3 700 m東營組二段地層發生溢流。三口井較為嚴重的漏失問題也發生在東營組至沙河街組地層。

3 BZ13-1油田井身結構設計

適當的井身結構設計是減少井下復雜問題的主要措施之一,鉆完井井身結構設計遵循的原則主要有4項[4]:(1)有效保護油氣層;(2)避免漏、噴、塌、卡等井下復雜情況的發生;(3)避免壓裂同一裸眼段的最薄弱地層;(4)避免發生壓差卡鉆或卡套管問題。

BZ13-1油田三口探井實際井身結構如圖5所示,對比安全鉆井液密度窗口發現,BZ13-1-1井和3井9-5/8″套管下入過深,導致2 500～3 250 m破裂壓力較低的地層與3 400～3 900 m孔隙壓力、坍塌壓力較高的地層處于同一裸眼段內;而BZ13-1-2井9-5/8″套管又下入稍淺,沒有完全封住上部易漏失地層。這些問題導致鉆井中出現漏失、溢流、井壁坍塌等復雜情況。

圖5 BZ13-1油田三口探井井身結構示意Fig.5 Schematic diagram of casing program of three exploration wells in BZ13-1 Oilfield

因此,根據BZ13-1油田鉆井安全密度窗口分析情況,以防止開發井鉆井漏失為主要目的,選取適當的安全系數,對開發井井身結構進行設計,如圖6所示。

在井身結構設計中主要改進的套管程序是9-5/8″中間套管的下入深度,9-5/8″套管下入至約3 350 m,即東二下段上部地層,既封固了上部易漏失層位,又不鉆開下部高壓層,有利于下一開次中提高泥漿密度。

在BZ13-1油田開發井鉆井中,采用了上述井壁穩定分析與井身結構設計方法,取得了良好的應用效果。6口定向井中僅有一口井出現漏失問題,總體鉆井情況均較為順利,與前期探井鉆井相比鉆井效率大為提高。

4 結論

針對渤海海域BZ13-1油田在前期探井鉆井中存在的溢流、漏失、井徑擴大以及起下鉆阻卡等問題,通過井壁穩定力學分析得出安全鉆井液密度窗口,并據此對開發井井身結構進行了設計。

(1)井壁穩定研究結果表明,BZ13-1油田地層壓力較高層位主要位于東營組中下部至沙河街組地層,易漏失層主要位于東營組及下部中生界地層,易坍塌層位于上部疏松地層以及東營組地層。

(2)根據安全鉆井液密度窗口對開發井井身結構進行設計,調整了9-5/8″技術套管的下入深度,避免易漏失層與高壓層、易坍塌層位于同一裸眼段內。

圖6 BZ13-1油田開發井井身結構設計示意Fig.6 Schematic diagram of casing program of development wells in BZ13-1 Oilfield

現場應用情況表明,在開發井中使用井壁穩定研究及井身結構優化設計結果,能夠有效減少鉆井復雜問題,有助于安全、快速鉆井。

[1]朱玉林,申輝林.利用測井資料確定安全鉆井液密度窗口[J].國外測井技術,2006,21(5):17-19,25.

[2]王振峰,羅曉容.鶯瓊盆地高溫高壓地層鉆井壓力預測監測技術研究[M].北京:石油工業出版社,2004.

[3]鄧金根,張洪生.鉆井工程中井壁失穩的力學機理[M].北京:石油工業出版社,1998.

[4]陳庭根,管志川.鉆井工程理論與技術[M].山東東營:石油大學出版社,2000.

Study and application of wellbore stability methods in BZ13-1 Oilfield

Tan Qiang1,Deng Jingen1,Yu Baohua1,Deng Jianming2,Sun Dongzheng3
(1.MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing102249;2.CNOOC Tianjin Branch,Tianjin200450;3.CNOOC Drilling and Completion Department,Beijing100020)

When exploration wells were drilled in BZ13-1 Oilfield in the central part of Bohai Sea,many problems appeared,such as overflow,leakage and pipe stuck,which have a great influence on the drilling rate.Based on drilling data,well logging and other data,the mechanical method for analysis of wellbore stability is used to analyze the distribution of the formation pressure,in-situ stress and strength parameters, by calculating collapse pressure and fracture pressure with proper strength criterion,the fluid density window for safety drilling has been obtained finally.According to wellbore stability analysis for Well BZ13 -1,the location of high pressure zone,thief zone and collapse zone have been obtained,and the casing program has been designed based on the study results.Good results have been achieved in development well drilling,and the complex drilling problems have been reduced.

wellbore stability;collapse pressure;fracture pressure;casing program

book=6,ebook=94

TE28

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.02.096

1008-2336(2010)02-0096-05

2009-12-31;改回日期:2010-03-1

譚強,1980年生,男,2002年畢業于中國石油大學(華東)石油工程專業,現為中國石油大學(北京)油氣井工程在讀博士研究生,主要研究方向為巖石力學與鉆井中的井壁穩定。E-mail:tanqiang—cup@126.com。