鄭廣全，鄭　欣，吳永平， 張　杰，白曉佳

(1.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000；

2.中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249)

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異常高壓裂縫性砂巖氣藏完鉆井深優(yōu)化及應(yīng)用

鄭廣全1，鄭欣2，吳永平1， 張杰1，白曉佳1

(1.中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000；

2.中國(guó)石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249)

摘要：庫(kù)車地區(qū)D氣田為異常高壓砂巖氣藏，鉆井易漏，鉆井安全風(fēng)險(xiǎn)非常大。應(yīng)用鉆井、錄井、地質(zhì)、測(cè)井、壓裂等資料，論證儲(chǔ)層縱向裂縫發(fā)育特征、鉆井液漏失規(guī)律及成因，結(jié)合儲(chǔ)量動(dòng)用優(yōu)化了完鉆井深。結(jié)果顯示，以庫(kù)一段為界，上部?jī)?chǔ)層自上而下鉆井液漏失量降低，下部?jī)?chǔ)層自上而下鉆井液漏失量增大。原因在于庫(kù)二段底界附近鉆井液液柱壓力已達(dá)到了地層破裂壓力，產(chǎn)生了人工裂縫，致使鉆井液漏失嚴(yán)重；目的層段上部天然裂縫更發(fā)育，是上部?jī)?chǔ)層段鉆井液漏失量較大的誘因。由于斷層錯(cuò)開隔層使儲(chǔ)層對(duì)接，以及裂縫的溝通作用，不鉆穿庫(kù)三段時(shí)，其儲(chǔ)量也可以動(dòng)用。以既能動(dòng)用鉆開層以下氣層，又減小鉆井液漏失和保障安全為原則，將完鉆井深提前至庫(kù)二段底界，節(jié)約了費(fèi)用，降低了鉆井安全風(fēng)險(xiǎn)。

關(guān)鍵詞：裂縫；鉆井液漏失；破裂壓力；鉆井安全；完鉆井深

庫(kù)車地區(qū)D氣田是西氣東輸?shù)闹髁馓镏唬瑢俑叨笜?gòu)造異常超高壓凝析氣藏，地層壓力系數(shù)為2.06～2.26，砂巖儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，主要產(chǎn)層段(自上而下為吉迪克組底礫巖、蘇維依組砂泥巖、庫(kù)姆格列木群砂泥巖段)厚度為350～400m，鉆井施工壓力窗口窄，不漏則溢。鉆探揭示庫(kù)三段(庫(kù)姆格列木群第三巖性段，簡(jiǎn)稱庫(kù)三段；其他層段相同，如蘇維依組第二巖性段，簡(jiǎn)稱蘇二段)地層平均厚度為34m，對(duì)應(yīng)鉆井液漏失量為252.8m3，平均每米漏失量為7.4m3；白堊系地層平均厚度為87.3m，漏失鉆井液1279.0m3，平均每米漏失量為14.7m3，鉆井液漏失量隨井深增加呈明顯增大趨勢(shì)。為整體動(dòng)用產(chǎn)層段，鉆井設(shè)計(jì)要求鉆穿目的層，進(jìn)入非目的層白堊系后，留足口袋完鉆。鉆探結(jié)果顯示，鉆井液大量漏失，增大了安全風(fēng)險(xiǎn)，因此需要分析鉆井液漏失規(guī)律、研究?jī)?chǔ)層裂縫縱向發(fā)育特征、分析正壓鉆井時(shí)鉆井液柱壓力是否會(huì)破裂地層而加速鉆井液漏失；再論證提前完鉆可否動(dòng)用下部未鉆穿儲(chǔ)層，從而優(yōu)化完鉆井深，保障氣田鉆井安全和經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)[1]。

1 鉆井液漏失規(guī)律

由統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)(表1)可見，按平均單井每米漏失鉆井液量計(jì)算，儲(chǔ)層頂部和底部鉆井液漏失量大，中間漏失量小。以庫(kù)一段為界，上部?jī)?chǔ)層自上而下鉆井液漏失量呈下降趨勢(shì)，而下部?jī)?chǔ)層自上而下鉆井液漏失量增大。即頂部和底部層段鉆井液漏失量大，儲(chǔ)層的中上部和中下部層段漏失量較小。

表1　D2井區(qū)目的層不同層段鉆井液漏失量統(tǒng)計(jì)表　單位：m3

2 天然裂縫縱向分布特征

天然裂縫是指由于壓實(shí)作用、成巖作用、構(gòu)造作用而形成的裂縫[2]，庫(kù)車地區(qū)D氣田目的層段天然裂縫主要為構(gòu)造縫。在構(gòu)造擠壓應(yīng)力的作用下，目的層段裂縫比較發(fā)育，其中蘇二段和庫(kù)一段泥巖較多，裂縫相對(duì)較少。統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，自上而下天然裂縫發(fā)育程度逐漸下降，總體而言蘇維依組裂縫發(fā)育程度高于庫(kù)姆格列木群(圖1)。依據(jù)成像測(cè)井資料，蘇維依組裂縫開度主要為0.08～0.14mm，庫(kù)姆格列木群天然裂縫開度主要為0.05～0.09mm；裂縫密度分布特征與開度相似，蘇維依組裂縫線密度為0.7條/m，而庫(kù)姆格列木群裂縫線密度為0.5條/m，目的層段上部天然裂縫較下部更發(fā)育[3-4]。從而導(dǎo)致上部?jī)?chǔ)層段鉆井液漏失量較大。

3 誘導(dǎo)縫發(fā)育與鉆井液漏失解析

3.1 誘導(dǎo)縫的縱向分布

誘導(dǎo)縫又稱人工裂縫，是鉆井孔壁產(chǎn)生的應(yīng)力集中及井筒內(nèi)液柱等因素共同作用使井壁周圍產(chǎn)生的裂縫。

典型井的電成像測(cè)井解釋成果(表2、圖2)顯示：誘導(dǎo)縫縱向上發(fā)育特征與天然裂縫相反，庫(kù)姆格列木群誘導(dǎo)縫發(fā)育程度高于上部的蘇維依組，尤其是庫(kù)二段下部和庫(kù)三段，網(wǎng)狀、羽狀、直立誘導(dǎo)縫非常發(fā)育，同時(shí)也發(fā)育部分天然高導(dǎo)縫。單就庫(kù)姆格列木群下部而言，天然縫總量相對(duì)較少且半數(shù)以上為半充填或全充填，而誘導(dǎo)縫發(fā)育井段較長(zhǎng)，大多數(shù)裂縫長(zhǎng)度大于2m且開度穩(wěn)定，無論是總體數(shù)量還是規(guī)模，目的層段下部誘導(dǎo)縫數(shù)量都明顯大于上部。

表2　D22井目的層段成像測(cè)井誘導(dǎo)縫及鉆井液漏失量統(tǒng)計(jì)表

續(xù)表

3.2 誘導(dǎo)縫成因及鉆井液漏失解析

依據(jù)庫(kù)侖—摩爾和格里菲斯破裂準(zhǔn)則[5]，海姆森(Hamison)給出了產(chǎn)生井眼誘導(dǎo)壓裂(張性破裂)縫，即井壁周圍地層被壓開的應(yīng)力條件(垂直井)[6]：

pif≥3Sh-SH-αpg+T

(1)

式中pif——破裂壓力；

Sh——最小水平主應(yīng)力；

SH——最大水平主應(yīng)力；

α——孔隙彈性系數(shù)；

pg——地層壓力；

T——抗張強(qiáng)度；

各參數(shù)的取值為：Sh、SH采用單井測(cè)井資料處理計(jì)算的均值[7]；pg取氣藏中深的平均地層壓力106.22MPa[8]；T選用D102井蘇一段實(shí)際壓裂資料的抗張強(qiáng)度數(shù)據(jù)；α在高壓致密巖性段通常取小于或約等于1。將各參數(shù)的取值帶入式(1)，即可得到氣藏中深破裂壓力的下限，即3 ×106.4-110.9-1×106.22+12.17=114.25MPa。

通常鉆井都采用正壓鉆井，即鉆井液液柱的壓力須大于地層壓力，否則易產(chǎn)生井涌、井噴事故；但鉆井液液柱壓力也不宜過大，否則會(huì)造成鉆井液滲漏，會(huì)傷害儲(chǔ)層，降低目的層的產(chǎn)氣能力。本氣田為異常高壓氣田，需要采用較高的鉆井液密度來平衡地層壓力，但是過大的鉆井液密度會(huì)破裂地層，造成鉆井液的大量漏失；因此鉆井液液柱的壓力必須大于地層壓力，且小于地層破裂壓力。

以氣藏中部的D22井為例，以測(cè)試、實(shí)鉆、測(cè)井資料及實(shí)際壓裂資料為基礎(chǔ)參數(shù)，計(jì)算并繪制了地層壓力、鉆井液液柱壓力、地層破裂壓力隨井深的變化曲線(圖3)，其中,地層壓力pg來源于多層測(cè)試壓力回歸方程(pg= -0.004H+ 92.531，H為氣藏中任一點(diǎn)井深)；鉆井液液柱壓力pm采用D22井實(shí)際鉆井液密度計(jì)算值(pm= 2.3gh，g為重力加速度，h為鉆頭鉆開的井筒中任一點(diǎn)井深)；地層破裂壓力pif來自誘導(dǎo)縫破裂壓力隨深度增量方程計(jì)算值(pif= 0.825gΔh+111.4，Δh為深度增量)。

由圖3可知，該井目的層段厚度高達(dá)350～400m，鉆井液液柱在儲(chǔ)層頂?shù)组g的壓差達(dá)8～9MPa，當(dāng)儲(chǔ)層頂部的pm>pg時(shí)，同樣的鉆井液密度鉆至儲(chǔ)層底部就會(huì)破裂地層(鉆井液液柱壓力線與地層破裂壓力線相交)[9]。統(tǒng)計(jì)已鉆井?dāng)?shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，庫(kù)二段底部鉆井液液柱平均壓力為115.6MPa，剛達(dá)到或超過地層最小破裂壓力114.25MPa，即在庫(kù)二段底界附近鉆井液液柱壓力已達(dá)到了地層破裂壓力，使庫(kù)二段底界附近抗張強(qiáng)度較小的地層產(chǎn)生了人工裂縫，致使鉆井液漏失嚴(yán)重[10]，再向深處

鉆進(jìn)則地層破裂會(huì)更嚴(yán)重，鉆井液漏失量就更大。另一方面已鉆井蘇一段頂部的鉆井液液柱平均壓力為107.8MPa，尚未達(dá)到地層最小破裂壓力，難以形成誘導(dǎo)縫，鉆井液漏失量比儲(chǔ)層中部大的原因是頂部天然裂縫相對(duì)發(fā)育，形成了縱向上目的層段底部鉆井液漏失量最大，頂部次之，中部漏失量最小的格局。

4 庫(kù)三段儲(chǔ)量估算及可動(dòng)用評(píng)價(jià)

鉆遇庫(kù)三段時(shí)氣測(cè)有顯示，測(cè)井解釋僅有少量?jī)?chǔ)層發(fā)育且為差氣層，未上交儲(chǔ)量。按氣藏已確定的氣水界面海拔-3700m，在庫(kù)三段頂面構(gòu)造圖上圈定了含氣面積，計(jì)算單井平均儲(chǔ)層有效厚度，初步估算該段天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量較小，僅為17.96×108m3。

庫(kù)三段頂面-3700m等高線以內(nèi)發(fā)育兩條逆斷層，斷距分別為25m、20m，大于庫(kù)三段頂部10～15m的泥巖隔層厚度，可使庫(kù)二段、庫(kù)三段砂巖對(duì)接(圖4)。D氣田目的層段固井質(zhì)量大多不合格，已揭開和鉆穿庫(kù)三段的井有7口，其中6口井射孔底界至庫(kù)三段之間固井質(zhì)量不合格。由于斷層和固井質(zhì)量的原因，這些井在開采庫(kù)二段時(shí)，同時(shí)會(huì)動(dòng)用庫(kù)三段；即在不鉆穿庫(kù)三段及白堊系的情況下，庫(kù)三段以下的少量氣層也能夠動(dòng)用。

5 完鉆井深的優(yōu)化與實(shí)施效果

通常油氣藏的完鉆井深都設(shè)計(jì)在油氣藏底界或儲(chǔ)層底界以下，即將儲(chǔ)層或油氣層鉆穿，這樣既可以落實(shí)儲(chǔ)層發(fā)育情況又能夠充分動(dòng)用油氣層。為整體動(dòng)用產(chǎn)層段，本氣田原方案設(shè)計(jì)的完鉆井深是鉆穿目的層，進(jìn)入非目的層白堊系后留足口袋完鉆(圖4中的設(shè)計(jì)井)；但根據(jù)上述研究，大部分井鉆至庫(kù)姆格列木群底部和白堊系時(shí)會(huì)產(chǎn)生很多的誘導(dǎo)縫，導(dǎo)致鉆井液大量漏失，引起井筒中鉆井液液面快速下降，使鉆井液液柱壓力原本就低的上部?jī)?chǔ)層段可能發(fā)生氣侵、溢流(已鉆井中已有4口井發(fā)生溢流現(xiàn)象)、井涌、井噴事故。因此在考慮庫(kù)二段以下氣層儲(chǔ)量較小且能夠動(dòng)用的前提下，為規(guī)避鉆井風(fēng)險(xiǎn)，減少鉆井液漏失，節(jié)約工時(shí)和進(jìn)尺，將原方案設(shè)計(jì)鉆穿儲(chǔ)層進(jìn)入白堊系50m后完鉆，調(diào)整為鉆至庫(kù)二段底界10～15m的泥巖段完鉆(圖4中的優(yōu)化井)，留有套管浮鞋以下的水泥塞長(zhǎng)度和套管內(nèi)適量的口袋以滿足開發(fā)工藝及監(jiān)測(cè)的需要。

優(yōu)化完鉆井深減少了鉆井液漏失和鉆井進(jìn)尺、節(jié)約了套管長(zhǎng)度，降低了工時(shí)損失， 5年來初步估算節(jié)約人民幣9530.9×104元(表3)。

表3　優(yōu)化完鉆井深后5年內(nèi)節(jié)約費(fèi)用估算表

6 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

(1)D氣田目的層段地層破裂壓力為114.25 MPa左右，鉆井過程中庫(kù)二段底界深度附近的鉆井液液柱壓力已破裂了地層，形成大量誘導(dǎo)縫，導(dǎo)致鉆井液漏失量隨深度加深而急劇增大。

(2)由于斷層錯(cuò)開隔層使儲(chǔ)層對(duì)接，以及裂縫的溝通作用，不鉆穿庫(kù)三段以下地層時(shí)庫(kù)三段儲(chǔ)量也可以動(dòng)用。以既能動(dòng)用鉆開層以下氣層，又減小鉆井液漏失和保障安全為原則，將完鉆井深提前至庫(kù)二段底界，節(jié)約了費(fèi)用，降低了鉆井安全風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)異常高壓油氣藏的鉆井具有借鑒意義。

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Drilling Depth Optimization and Application of Abnormally High Pressure Fractured Sandstone Gas Reservoir

Zheng Guangquan1, Zheng Xin2, Wu Yongping1, Zhang Jie1, Bai Xiaojia1

(1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChinaTarimOilfieldCompany,Korla,Xinjiang841000,China; 2.CollegeofEarthSciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Abstract：D gas field in Kuqa area is an abnormally high pressure fractured sandstone gas reservoir. Drilling here easily meets leakage, and drilling safety has very high risk. Applying data of drilling, mud logging, geology, well logging, and fracturing, we demonstrated horizontal crack development features, drilling fluid leakage law and genesis, and optimized total drilling depth in combination with reserves utilization. Taking the first member of Kumugeliemu Formation as boundary, it was revealed that the drilling fluid leakage declined from top to bottom in upper reservoirs and that in lower reservoirs increased from top to bottom. To find out its cause, the drilling fluid column pressure nearby bottom boundary of the second member of Kumugeliemu Formation had reached formation fracture pressure, resulting in the formation of artificial fractures and thus severe drilling fluid leakage. Natural fractures developed in upper part of target horizons, which was the cause of bigger drilling fluid leakage in upper reservoirs. Reserves could be produced without drilling through the third member of Kumugeliemu Formation, because of the reservoir docking by interlayers separated by faults and connection of fractures. Based on the principle to produce the gas layers below drilled ones and to decrease drilling fluid leakage and ensure safety, we reset the drilled depth to the bottom boundary of the second member of Kumugeliemu Formation, which saved cost and reduced drilling risks.

Key words:fracture; drilling fluid leakage; fracture pressure; drilling safety; drilling depth

中圖分類號(hào)：TE22

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼:A

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05046-003)。

作者簡(jiǎn)介：第一鄭廣全(1964年生)，男，高級(jí)工程師，從事油氣田開發(fā)工作。郵箱：zgquan-tlm@petrochina.com.cn。