王官屯油區失穩地層密閉取心技術

趙海鋒，楊燦，吳華，饒開波，張明，楊巍

王官屯油區失穩地層密閉取心技術

趙海鋒1，楊燦1，吳華2，饒開波1，張明1，楊巍1

（1. 中國石油渤海鉆探第一鉆井公司 天津 300280； 2. 大港油田采油工藝研究院鉆井工藝室， 天 津 300280）

隨著勘探開發的地質目的要求越來越高，工藝技術逐漸精細化發展，密閉取心技術運用越來越廣，但在穩定性較差井段進行密閉取心較為少見。大港油田王官屯油區官104斷塊目的層取心設計在孔一段，地層穩定性差，易跨易漏，巖心易碎，嚴重影響取心成功率和收獲率，密閉率難以保障，密閉取心難度極大。該區塊井：官78-28-2井設計在失穩地層連續取心，設計密閉取心進尺75 m。施工中共計取心12趟，期間共發生漏失3次。該井采用了特殊地層鉆井液控制技術、井壁強化堵漏技術，運用合理的取心工藝技術完成了連續密閉取心，密閉取心收獲率為93.30%，密閉率為88.46%，超過取心設計要求，最終確保了易漏層連續密閉取心質量合格，為同類井的施工提供了經驗。

密閉取心；失穩；連續取心；收獲率；密閉率

油藏評價工藝在對油田潛力探掘過程中，對地質目的要求越來越高，精細、精準、量化的數字模型，需要更加精細化的取心技術，密閉取心在失穩地層中運用，確保取心的成功率、收獲率以及巖心的密閉率并且保證鉆井井下安全、井控安全。試驗井官78-28-2井設計井深2 813 m，設計取心層位孔店組孔一段棗Ⅰ、棗Ⅱ、棗Ⅲ油組，地層巖性以砂巖為主夾雜薄層紅色泥巖，取心井段為2 633 ~ 2648 m，連續密閉取心15 m，井段2 680~2 740 m，連續密閉取心60 m。取心目的為研究官104斷塊注水開發效果及油水分布，為本區塊實施二次注水開發提供地質資料。進入孔一段油層，取心過程中發生3次嚴重井漏，給連續密閉取心施工帶來了極大的挑戰。

1 王官屯失穩地層復雜特性

試驗井官78-28-2處于王官屯油田官104斷塊。上部地層館陶組砂礫巖井段壓力系數較低，地層壓力敏感程度高；東營組分布水敏性強的油頁巖，易發生垮塌；沙河街組地層巖性復雜，生物灰巖井段為全井壓力系數最低的層位，壓力敏感性高，極易發生惡性漏失現象；目的層孔店組棗0油組的石膏層是極易發生鉆井復雜情況的地層。由于多年注水開發，目的層上部地層，內部注水網絡復雜，水竄層和高壓注水圈閉層比較常見。由于本井地層較為復雜，給本井的密閉取心工作帶來了極大的挑戰。

2 試驗井連續密閉取心難點

（1）本井設計取心為連續密閉取心，第二段取心井段連續取心長達60 m。保障連續取心的收獲率和密閉率成為了本井施工的重點工作。

（2）由于多年注水開發，地下注水網絡十分復雜，取心過程中防止水侵對施工造成影響。取心井段為滲透性發育良好的灰色油浸砂巖為主，地層壓力敏感性高，取心過程中易發生漏失現象。對取心作業過程中井下安全和連續施工提出了挑戰。

（3）本井取心井段分布薄層棕紅色泥巖，巖性致密，不易形成巖心，取心過程中多次發生“燒心”、“堵心”現象。嚴重影響地層資料錄取的連續性。

3 技術處理及現場應用

（1）針對本井連續密閉取心段較長，取心作業前經過資料勘察、專家討論制定了詳細的取心技術措施，確保連續密閉取心質量。技術措施從井眼準備、工具選擇、下鉆操作、鉆進操作、割心操作、起鉆及出心操作做了詳細的部署并制訂應急處理辦法。一旦發生數據異常，立即停止取心作業，根據參數進行判斷是否出現“燒心”、“堵心”現象。通過分析，本井取心過程中，多次因“堵心”提前割心起鉆，大大增加了巖心收獲率和密閉率。

（2）通過對鉆進過程中的地層壓力監測，在取心井段前把鉆井液密度確定在一個合理的范圍內，既要保證壓穩上部地層，防止取心施工過程中出現水侵，對取心作業造成的影響，又要保證取心井段高滲透性地層不發生較大的漏失。在鉆達取心井段前的井眼準備工作中，對上部館陶組砂礫巖井段和沙河街組的生物灰巖等壓力敏感井段進行地層承壓實驗，提高地層的承壓能力，提高泥漿密度至1.32 g/cm3，確保了上部地層注水井段的安全再進行下步的取心施工作業。在取心施工做成中，由于油層井段壓力系數較低，發生井漏。為確保取心施工，本井未采用常規的堵漏技術。使用井壁強化堵漏技術進行堵漏作業，大大提高了井眼的清潔性，為下步連續取心施工和保證取心密閉率打下了堅實的基礎。由于本文限制，對于井壁強化堵漏技術就不做展開說明，讀者可以查閱相關技術材料。

（3）取心井段2 728.22~2 732.02 m，取心次數為第五筒巖心。取心進尺3.80 m。取出巖心長度:1.3 m，收獲率34.21%，密閉率因巖心全部為棕紅色泥巖未取樣。本次取心井段2 728.22~2 732.02 m，平均鉆時50 min/0.5 m，鉆時較大，2 728.22~2 729.22 m井段雖然鉆時較大，但是鉆壓回復均勻，扭矩平穩，所以繼續取心鉆進； 2 732.02 m后，鉆壓回復變慢，考慮泥巖鉆時較大，繼續鉆進觀察鉆進參數，扭矩變化開始出現不平穩波動，決定割心起鉆，割心時無明顯拔心現象。本次取心收獲率34.21%，密閉率未測。分析收獲率較低的原因為，鉆遇棕紅色泥巖后，由于本段泥巖成巖性不高，造成巖心破碎，由于密閉取心鉆頭水眼無法清除井底中心破碎的巖心柱，從而導致巖心與地層研磨從而造成堵心，堵心后繼續研磨使得鉆頭處破碎的泥巖巖屑在高溫下變質變硬堵塞鉆頭造成燒心，如圖1。本次取心井段全部為棕紅色泥巖，取心收獲率極低，根據本次取心鉆進過程中的異常現象，為確保巖心收獲率，下次取心過程中一旦出現異常現象，應果斷起鉆。

4 取心實例分析

實例為本井第12趟取心。于2016年8月27日07:00配合取心服務人員配取心鉆具、注入氯化石蠟密閉液，如圖2。

4.1 下鉆要求

控制下鉆速度，下放速度小于0.5 m/s；下鉆遇阻不得超過40 kN，嚴禁超過規定下壓，防止密閉液密封活塞提前剪切；禁止使用取心鉆具劃眼，每下鉆15~20柱使用21 L/s排量頂通循環頂通時間不超過5 min，下鉆到底使用調長鉆桿使方余大于8.5 m，循環時嚴禁下壓超過40 kN。

圖1“堵心”、燒心后變質及成巖性差

4.2 引心及鉆進要求

下鉆到底循環正常開始正式取心開啟21 L/s排量泥漿泵，開始探底并剪切密閉液密封活塞。

4.2.1 剪切密閉液密封活塞時鉆井參數

鉆壓0~20 kN，轉速10~20 r/min，排量21 L/s，泵壓7 MPa，下壓鉆壓80~100 kN。

剪切密閉液密封活塞操作：轉動轉盤，0~20 kN鉆壓開始下放，鉆壓穩定后，停止轉盤，下壓至100 kN，上提鉆具恢復懸重后繼續轉動轉盤下放。

4.2.2 引心鉆進參數

鉆壓20 kN，轉速54 r/min，排量21 L/s，泵壓7.1 MPa。

引心操作：剪切密閉液密封活塞后，增加轉盤轉速至55 r/min，逐漸加壓至20 kN，引心鉆進。加壓時均勻加壓，確保鉆壓20 kN，杜絕鉆壓變化超過10 kN。確保巖心引入內筒。

4.2.3 取心鉆進參數

鉆壓：40~60 kN，轉速54 r/min，排量21 L/s，泵壓7.0 MPa，扭矩11 000~14 000 N·m。

取心鉆進操作：控制鉆壓40~60 kN進行鉆進，轉速54 r/min，排量21 L/S，泵壓7.0 MPa，地層為孔一段棗Ⅲ油組灰褐色油斑細砂巖、灰綠色泥巖、灰褐色油浸細砂巖、淺灰色細砂巖。

取心鉆進至2 779.23 m，加壓準備割心時鉆時明顯變大，分析決定直接割心起鉆。

4.3 割心作業操作

鉆壓100 kN，鉆壓緩慢回復，20 min后鉆壓回復至800 kN時，停泵、停轉盤，上提鉆具0.5 m至懸重1 000 kN，無明顯拔心現象。

圖3 取出巖心巖樣

4.4 出心作業操作

使用管鉗從內筒懸掛器上卸下內筒并將鋁合金內筒切割成一米一節的巖心柱，對巖心柱兩端進行取樣。巖心巖樣如圖3。

第十二筒巖心進尺井段: 2 771.42~2 779.23 m，進尺7.81 m。取出巖心長度: 7.61 m，收獲率97.44%，密閉率80%。

取心情況分析：本次取心井段2771.42~2779.00 m，平均鉆時4.36 min/0.5 m，鉆鉆時較快，鉆壓回壓均勻，進尺均勻，扭矩變化正常。割心時鉆時明顯增大。本次取心收獲率97.44%，密閉率80%。分析收獲率不足的原因為，由于割心時鉆壓較高，鉆壓80 kN未回壓便割心，導致鉆具下行而實際井深進尺未增加，造成收獲率不足。密閉率不足的原因為，本次取樣共5塊，其中2 772.42 m巖樣實驗結果為微浸，導致本筒心密閉率為80%，此巖樣井段鉆時為7 min/0.5 m，巖性為灰褐色油油斑細砂巖滲透性較好的砂巖井段，在取心過程中受到泥漿污染。

5 結論與建議

（1）針對取心地層，取心作業前制定詳細的取心技術方案是取心成功的關鍵，充分做好取心井段上部井眼的準備工作，為下步取心工作中出現的異常情況處理提供堅實的基礎。

（2）取心過程中，嚴格記錄鉆進參數及返砂情況，便于對比分析異常情況，給下步的取心工作提供真實可靠的技術資料。

（3）根據取心結果認真分析對比不同地層巖性的成巖特性，提高取心收獲率和密閉。

（4）建議為確保取心質量和井下安全，對目的層上部復雜井段實施技術套管封隔，將大大提高取心質量和鉆井安全，為取準、取全地質資料提供堅實的基礎。

[1] 李光勝，何雅麗，宋新峰，等. 密閉取心技術在雙河油田的應用［J］.鉆采工藝，2009，32（3）：27-32.

Sealing Core Drilling Technique for Unstable Formationin Wangguantun Oil Region

1,1,2,1,1,1

（1. No.1 Drilling Engineering Company, BHDC, CNPC, Tianjin 300280, China； 2. Oil Production Technology Institute of Dagang Oilfield, Tianjin 300280, China）

In the oil exploration industry, the data of reservoir is becoming more and more important, which makes the development of drilling technology very fine, in which the sealing core drilling technique is used more and more widely. But it is rare to have closed coring in the unstable stratum. The coring design of Guan 104 fault block layer in Dagang oilfield Wangguantun oil region is in Ek1. Ek1 formation stability is poor, and easy to collapse and leak, and the core is fragile, which seriously affects the success rate of the coring and harvesting rate. In the fault block wells, design of Guan78-28-2 continuous coring is in unstable strata and coring footage is 75m. 12 coring operations have been completed during construction (3 times leakage occurred during this period). Based on special formation drilling fluid control technology and borehole reinforcing plugging technology, continuous closed coring was completed by reasonable coring process, the coring recovery rate reached to 93.30%, with a closure rate of 88.46%, exceeding the requirements.

sealing core drilling; instability; continuous coring; harvest rate; sealing rate

TE 122

A

1004-0935（2017）09-0900-03

渤海鉆探第一鉆井公司工藝研究項目《大港南部油區復雜區塊鉆完井技術研究》，項目號：2017ZY03Y。

2017-06-26

趙海鋒（1983-），男，工程師，天津人，畢業于西南石油大學石油工程專業，研究方向為石油鉆探。

楊燦（1985-），男，工程師，研究方向為石油鉆探