MS1井超深海相地層取心實踐與認識

賈 俊， 康海濤， 劉洪彬， 張涵池

(1綿陽師范學院資源環境工程學院 2西南石油大學地球科學與技術學院 3中石化中原石油工程有限公司西南鉆井分公司 4中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院)

0 引言

近年來，以新疆和川東北地區為代表的深層油氣勘探、開發力度不斷加大，所鉆超深井越來越多，擔負為地質分析提供第一手資料的超深井取心任務就顯得尤為重要[1- 2]。MS1井是中石化勘探分公司部署在川東北馬路背構造高部位的一口預探井，完鉆井深8 418 m[3]。本井先后在海相地層取心7次，深度均超過7 000 m，最深取心井段8 377～8 377.3 m，刷新了中石化取心最深記錄。由于本井是該區塊最深探井，缺乏鄰井參考資料，取心層位均為首次，未知因素多，作業風險大。井下高溫、高壓，增加了工具選擇及鉆井液維護難度。碳酸鹽巖地層裂縫發育降低了取心收獲率，地層軟硬交錯易造成鉆頭早期磨損，超深井段取心工具易失穩。MS1井通過總結川東北地區取心技術及經驗，優化鉆井液性能、合理選擇取心工具及鉆頭、科學設計取心鉆具組合及參數、制定并執行詳細的技術措施等手段較好地完成了取心任務，綜合取心收獲率達83.9%。

1 施工難點分析

MS1井主要目的是探明下寒武統龍王廟組儲層，提高通南巴構造區域的勘探程度。該井自上而下先后鉆遇遂寧組、龍王廟組、仙女洞組以及震旦系燈影組等多套陸、海相地層。縱向上，巖性變化大且發育多套壓力系統，面臨多項施工難題。

1.1 井控風險大

MS1井是該區塊最深探井，設計取心的陡坡寺組、龍王廟組、燈影組等地層埋藏深度均在7 000 m以上，為該區塊首次取心。鄰井M1井完鉆井深僅5 548 m，缺乏深部地層相關工程、地質資料，增大了鉆井、取心施工難度；MS1井取心層位多為主力產層，預測壓力系數為1.33～1.67，井控風險高，處理難度大[4]。

1.2 井底高溫高壓

溫度對巖石力學性能的影響主要包括導熱率、比熱、熱膨脹、強度、摩擦特性等幾個方面。周永勝[5]等研究發現，隨著溫度與壓力的增大，巖石的破壞形式由脆性、半脆性向半延性和延性轉變，導致機械鉆速降低。深部巖層處于高應力平衡狀態，取心過程中水平應力變化容易導致井壁失穩。另外高應力釋放會導致巖心片化，造成堵心。鉆頭經受的溫度較高，承擔更復雜的交變應力，要求具有良好的整體強度與耐沖擊韌性[6]。同時，高溫條件下，鉆井液性能維護成本高，調整難度加大。

1.3 地層裂縫發育

研究區內碳酸鹽巖儲層發育大量的后生和表生作用形成的次生孔、洞、縫系統，決定了儲層巖溶發育廣泛且波及深度大[7]。燈影組巖溶沿富藻層呈水平層理發育，巖心柱上薄弱部位易在應力釋放、鉆具旋轉震動及鉆井液流動沖擊等多重作用下剝離，巖心塊易在內筒與巖心柱之間引起卡心，導致磨心，從而降低了巖心的收獲率[8]。

1.4 地層軟硬交錯，可鉆性差

燈影組四段地層以硅質白云巖為主，含少量黏結巖，富含硅質條帶，巖心顯示灰色硅質白云巖，礦物組成為白云石55%～75%，石英45%～25%。裂縫發育巖石在硬度和強度上的各向異性使其力學性質不均勻，在不均質及溶孔充填的石英的地層鉆進，易造成鉆頭早期磨損。

1.5 工具易失穩

MS1井取心地層深度均超過7 000 m，井底位移和井斜角偏大，井眼尺寸小，取心工具剛性弱。取心作業時，鉆頭和工具易偏離井眼軸心，鉆進過程中會產生較大的離心力，導致工具橫向震動大，巖心磨損嚴重。取心時，如果超過臨界鉆壓，取心筒會失去穩定而發生正弦屈曲，造成巖心入筒困難，甚至破裂剝落造成堵心[9]。取心作業過程中正常摩阻為240～300 kN，使用了?101.6 mm鉆桿，剛性弱。鉆具轉動過程中為克服井壁和鉆井液產生的摩阻，管柱發生扭轉變形和應力累積，長度不斷伸縮，容易造成取心鉆頭不能持續加壓并發生嚴重粘滑。

2 超深井取心技術

2.1 優化鉆井液性能

取心作業時，在保證鉆井液流變性的前提下，應增強抑制性和潤滑性，降低固相含量[10]。抑制性差易引起巖心水化膨脹、剝落，造成堵心；同時巖心表面會形成虛濾餅，割心時降低巖心爪與巖心間的摩擦力[11]。而良好的潤滑性可以降低巖心進入內筒時的摩阻，減小粘滑效應，增強鉆壓傳遞。降低固相含量有利于提高機械鉆速，保證巖心直徑，利于割心。本井在取心作業前增加聚胺抑制劑、抗高溫降濾失劑、磺化酚醛樹脂和高效稀釋劑的用量，控制高溫高壓失水；保證鉆井液中K+濃度在30 000 mg/L左右，防止鉆遇泥頁巖井壁垮塌；加大瀝青、超細鈣、油溶性樹脂等用量，改善濾餅質量、強化封堵、減少濾液進入地層。同時，將振動篩篩布更換為200目，鉆進、循環過程中打開離心機去除有害固相，降低固相含量，提高機械鉆速，見表1。

表1 MS1井鉆井液性能

2.2 取心工具選擇

川慶鉆探公司鉆采工程技術研究院研制生產的“川”系列不同型號的取心工具結構基本相同，已經在20多個油田及單位應用，獲得較好效果[12- 13]。本井海相地層取心使用的川7- 5、川5- 4取心筒采用高強度厚壁無縫鋼管做外筒，強度高，穩定性好，上下都安裝有螺旋狀扶正器，耐磨性好，扭矩小，有利于提高鉆頭壽命。內筒為不銹鋼，摩擦系數降低30%，巖心進入阻力小，有利于提高單筒進尺和收獲率。軸承無彈夾，無密封，允許少量鉆井液流過冷卻潤滑軸承，結構簡單，使用壽命長。

2.3 鉆頭選擇

本井先后使用了迪普DC585、華北石油華利川5- 4及百施特PC327三種取心鉆頭。DC585為13 mm齒、八刀翼PDC取心鉆頭，適用于中到中硬地層，先后在洗象池群組、龍王廟組使用。洗象池群組為實鉆過程中新發現的地層，巖性主要為白云巖、鮞粒白云巖、生屑白云巖，取心前10 m牙輪鉆頭平均鉆時45 min/m，具備PDC取心鉆頭的使用條件，鉆進時采用綜合防震設計提高鉆頭工作的穩定性，防止鉆頭非預期性破壞。利川5- 4 PDC鉆頭在燈影組四段使用一次，該鉆頭為13 mm齒，短拋物線冠部剖面設計，中密度布齒，8條深水道，向心放射刀翼切削單元組合，切削快速，排屑流暢，巖心精整光潔，適用于中硬地層。入井前巖性為灰色白云巖且純度較高，取心前10 m PDC鉆頭平均鉆時24 min/m。該鉆頭在使用過程中鉆遇硅質白云巖，復合片磨損嚴重，因此后期取心全部使用PC327熱穩定聚晶取心鉆頭。PC327鉆頭采用雙錐冠型和脊鑲布齒，高磨耗比及自銳性的三角熱聚晶金剛石使鉆頭獲得較高的機械鉆速和壽命，適用于抗壓強度高，有研磨性強的夾層的硬且致密的地層。

2.4 鉆具組合及參數設計

MS1井屬于超深“三高”探井，未知因素多，考慮到井下及井控安全，提高工具工作的穩定性，底部鉆具組合安裝欠尺寸扶正器、內防配工具和隨鉆震擊器。鉆具組合主要采用兩種方式：

(1)?241.3 mm取心鉆頭+川7- 5取心筒+浮閥+?233 mm扶正器+?177 mm鉆鋌×3根+?165 mm鉆鋌×6根+旁通閥+?127 mm加重鉆桿×6根+曲性長軸+隨鉆震擊器+?127 mm加重鉆桿×6根+?127 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。

(2)?165.1 mm取心鉆頭+川5- 4取心筒+浮閥+?120.6 mm鉆鋌×1根+?160 mm扶正器+?120.6 mm鉆鋌×5根+旁通閥+?88.9 mm加重鉆桿×17根+?101.6 mm鉆桿+?139.7 mm鉆桿。

鉆進過程中盡量避免取心筒發生屈曲，排量要滿足井眼凈化及鉆頭冷卻要求；轉盤轉速要避開臨界轉速并保證鉆頭的切削效率，防止鉆頭或取心筒振動過大影響取心收獲率。臨界鉆壓可利用歐拉公式進行計算：

(1)

式中:Pwob—臨界鉆壓，kN；E—彈性模量，取2.1×102GPa；I—慣性矩，m4；L—取心筒長度，m。

利用Landmark有限元模擬軟件在鉆壓40 kN的條件下對鉆具組合和取心參數進行了分析。

振動幅度模擬分析(圖1)表明，使用川7- 5取心時底部BHA加裝鉆具扶正器后，取心筒和鉆頭平均振動幅度由3.1 mm下降到1.7 mm。川5- 4取心鉆具組合加裝鉆具扶正器后平均振動幅度由3.3 mm下降至1.7 mm。振動幅度的大幅下降有利于提高工具的穩定性。川7- 5取心鉆具組合在轉速60 r/min時振動幅度達到最大(圖2a)；川5- 4取心鉆具組合在轉速40 r/min和70 r/min時振幅偏大，分別為5.3 mm和5.8 mm，在50 r/min振幅較小(圖2b)。根據模擬分析結果，確定MS1井取心鉆進參數，見表2。

圖1 振動幅度模擬分析

圖2 臨界轉速模擬分析

表2 MS1井取心參數

2.5 技術措施

(1)取心作業前以大排量循環清潔井眼，調整好鉆井液性能，保證井下暢通無阻且無沉砂、掉塊，油氣上竄速度必須滿足川東北井控要求。

(2)取心鉆頭和工具在入井前必須詳細檢查保養并繪制好草圖。現場取心筒必須至少備用1根，備用2只不同型號的取心鉆頭，以便巖性改變時及時更換。

(3)鉆頭觸底前校核好指重表，樹心鉆壓不超過20 kN，進尺不低于0.3 m方可取心鉆進。取心鉆進過程中嚴格執行設計參數，割心過程中操作要平穩。割心位置選在鉆時較快或正常地層，進尺盡量保證4 m及以上。

(4)起鉆前測定油氣上竄速度，起鉆過程中平穩操作，嚴禁轉動轉盤。

3 應用效果分析

本井在海相地層洗象池群組取心1次，龍王廟組取心1次，燈影組四段取心3次，燈影組二段取心2次(表3)。累計取心進尺29 m，心長24.33 m，平均收獲率83.9%，高于塔深1井超深井取心收獲率[14- 15]。

分析取心情況發現，機械鉆速嚴重制約了取心進尺和收獲率。除前兩次取心效果較好外，第3次取心使用PDC取心鉆頭，鉆遇硅質白云巖，機械鉆速較前兩次明顯降低，鉆頭復合片及胎體磨損嚴重，割心鉆時高達239 min/m，導致巖心磨細，起鉆過程中掉心，收獲率僅為44.44%。第4次取心受后期懸掛軸承失效影響，鉆時高達200 min/m，取心進尺偏低。第5次取心收獲率雖達到100%，但是進尺仍不理想，鉆時變慢嚴重，割心鉆時275 min/m；第6次取心收獲率和進尺均不理想，主要原因是懸掛軸承失效且巖性含硅質成分、裂縫發育且被石英充填、可鉆性差，導致鉆時慢，巖心外徑偏小。收獲巖性底部斷面規則，有沖蝕痕跡，長時間循環及外徑磨損導致巖心斷落；第7次取心進尺最短，在取心過程中扭矩波動嚴重，考慮到井下安全直接割心。

表3 MS1井取心統計

4 結論與認識

(1)影響MS1井取心收獲率和進尺的主要原因是取心工具懸掛軸承失效。同時，受材質影響，取心筒臨界鉆壓偏低，嚴重影響機械鉆速和工具穩定性。可縮短取心筒長度，增強其穩定性，從而提高機械鉆速和收獲率。

(2)MS1井屬超深“三高”預探井，地層軟硬交錯，可鉆性差，現場須準備小復合片PDC鉆頭及多種適用于高研磨性地層的取心鉆頭。同時，超深井取心作業受到井深、摩阻、鉆具尺寸的影響，導致鉆具粘滑效應及軸向伸縮嚴重，扭矩波動大，傳遞到鉆頭的鉆壓不穩。因此，通過模擬計算，優化鉆具組合和取心參數，提高工具、鉆頭的穩定性，進而提高取心收獲率。同時，在保證井控和井下安全的前提下可以考慮使用井下動力鉆具配合水力加壓工具進行超深井取心作業。