異常高壓裂縫性砂巖氣藏完鉆井深優(yōu)化及應用

鄭廣全，鄭　欣，吳永平， 張　杰，白曉佳

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

2.中國石油大學地球科學學院，北京 102249)

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異常高壓裂縫性砂巖氣藏完鉆井深優(yōu)化及應用

鄭廣全1，鄭欣2，吳永平1， 張杰1，白曉佳1

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

2.中國石油大學地球科學學院，北京 102249)

摘要：庫車地區(qū)D氣田為異常高壓砂巖氣藏，鉆井易漏，鉆井安全風險非常大。應用鉆井、錄井、地質、測井、壓裂等資料，論證儲層縱向裂縫發(fā)育特征、鉆井液漏失規(guī)律及成因，結合儲量動用優(yōu)化了完鉆井深。結果顯示，以庫一段為界，上部儲層自上而下鉆井液漏失量降低，下部儲層自上而下鉆井液漏失量增大。原因在于庫二段底界附近鉆井液液柱壓力已達到了地層破裂壓力，產生了人工裂縫，致使鉆井液漏失嚴重；目的層段上部天然裂縫更發(fā)育，是上部儲層段鉆井液漏失量較大的誘因。由于斷層錯開隔層使儲層對接，以及裂縫的溝通作用，不鉆穿庫三段時，其儲量也可以動用。以既能動用鉆開層以下氣層，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二段底界，節(jié)約了費用，降低了鉆井安全風險。

關鍵詞：裂縫；鉆井液漏失；破裂壓力；鉆井安全；完鉆井深

庫車地區(qū)D氣田是西氣東輸?shù)闹髁馓镏?，屬高陡構造異常超高壓凝析氣藏，地層壓力系?shù)為2.06～2.26，砂巖儲層裂縫發(fā)育，主要產層段(自上而下為吉迪克組底礫巖、蘇維依組砂泥巖、庫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。鉆探揭示庫三段(庫姆格列木群第三巖性段，簡稱庫三段；其他層段相同，如蘇維依組第二巖性段，簡稱蘇二段)地層平均厚度為34m，對應鉆井液漏失量為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。為整體動用產層段，鉆井設計要求鉆穿目的層，進入非目的層白堊系后，留足口袋完鉆。鉆探結果顯示，鉆井液大量漏失，增大了安全風險，因此需要分析鉆井液漏失規(guī)律、研究儲層裂縫縱向發(fā)育特征、分析正壓鉆井時鉆井液柱壓力是否會破裂地層而加速鉆井液漏失；再論證提前完鉆可否動用下部未鉆穿儲層，從而優(yōu)化完鉆井深，保障氣田鉆井安全和經(jīng)濟高效開發(fā)[1]。

1 鉆井液漏失規(guī)律

由統(tǒng)計數(shù)據(jù)(表1)可見，按平均單井每米漏失鉆井液量計算，儲層頂部和底部鉆井液漏失量大，中間漏失量小。以庫一段為界，上部儲層自上而下鉆井液漏失量呈下降趨勢，而下部儲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作用、成巖作用、構造作用而形成的裂縫[2]，庫車地區(qū)D氣田目的層段天然裂縫主要為構造縫。在構造擠壓應力的作用下，目的層段裂縫比較發(fā)育，其中蘇二段和庫一段泥巖較多，裂縫相對較少。統(tǒng)計數(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)育程度高于庫姆格列木群(圖1)。依據(jù)成像測井資料，蘇維依組裂縫開度主要為0.08～0.14mm，庫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]。從而導致上部儲層段鉆井液漏失量較大。

3 誘導縫發(fā)育與鉆井液漏失解析

3.1 誘導縫的縱向分布

誘導縫又稱人工裂縫，是鉆井孔壁產生的應力集中及井筒內液柱等因素共同作用使井壁周圍產生的裂縫。

典型井的電成像測井解釋成果(表2、圖2)顯示：誘導縫縱向上發(fā)育特征與天然裂縫相反，庫姆格列木群誘導縫發(fā)育程度高于上部的蘇維依組，尤其是庫二段下部和庫三段，網(wǎng)狀、羽狀、直立誘導縫非常發(fā)育，同時也發(fā)育部分天然高導縫。單就庫姆格列木群下部而言，天然縫總量相對較少且半數(shù)以上為半充填或全充填，而誘導縫發(fā)育井段較長，大多數(shù)裂縫長度大于2m且開度穩(wěn)定，無論是總體數(shù)量還是規(guī)模，目的層段下部誘導縫數(shù)量都明顯大于上部。

表2　D22井目的層段成像測井誘導縫及鉆井液漏失量統(tǒng)計表

續(xù)表

3.2 誘導縫成因及鉆井液漏失解析

依據(jù)庫侖—摩爾和格里菲斯破裂準則[5]，海姆森(Hamison)給出了產生井眼誘導壓裂(張性破裂)縫，即井壁周圍地層被壓開的應力條件(垂直井)[6]：

pif≥3Sh-SH-αpg+T

(1)

式中pif——破裂壓力；

Sh——最小水平主應力；

SH——最大水平主應力；

α——孔隙彈性系數(shù)；

pg——地層壓力；

T——抗張強度；

各參數(shù)的取值為：Sh、SH采用單井測井資料處理計算的均值[7]；pg取氣藏中深的平均地層壓力106.22MPa[8]；T選用D102井蘇一段實際壓裂資料的抗張強度數(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，否則易產生井涌、井噴事故；但鉆井液液柱壓力也不宜過大，否則會造成鉆井液滲漏，會傷害儲層，降低目的層的產氣能力。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，以測試、實鉆、測井資料及實際壓裂資料為基礎參數(shù)，計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來源于多層測試壓力回歸方程(pg= -0.004H+ 92.531，H為氣藏中任一點井深)；鉆井液液柱壓力pm采用D22井實際鉆井液密度計算值(pm= 2.3gh，g為重力加速度，h為鉆頭鉆開的井筒中任一點井深)；地層破裂壓力pif來自誘導縫破裂壓力隨深度增量方程計算值(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350～400m，鉆井液液柱在儲層頂?shù)组g的壓差達8～9MPa，當儲層頂部的pm>pg時，同樣的鉆井液密度鉆至儲層底部就會破裂地層(鉆井液液柱壓力線與地層破裂壓力線相交)[9]。統(tǒng)計已鉆井數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，庫二段底部鉆井液液柱平均壓力為115.6MPa，剛達到或超過地層最小破裂壓力114.25MPa，即在庫二段底界附近鉆井液液柱壓力已達到了地層破裂壓力，使庫二段底界附近抗張強度較小的地層產生了人工裂縫，致使鉆井液漏失嚴重[10]，再向深處

鉆進則地層破裂會更嚴重，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，尚未達到地層最小破裂壓力，難以形成誘導縫，鉆井液漏失量比儲層中部大的原因是頂部天然裂縫相對發(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 庫三段儲量估算及可動用評價

鉆遇庫三段時氣測有顯示，測井解釋僅有少量儲層發(fā)育且為差氣層，未上交儲量。按氣藏已確定的氣水界面海拔-3700m，在庫三段頂面構造圖上圈定了含氣面積，計算單井平均儲層有效厚度，初步估算該段天然氣地質儲量較小，僅為17.96×108m3。

庫三段頂面-3700m等高線以內發(fā)育兩條逆斷層，斷距分別為25m、20m，大于庫三段頂部10～15m的泥巖隔層厚度，可使庫二段、庫三段砂巖對接(圖4)。D氣田目的層段固井質量大多不合格，已揭開和鉆穿庫三段的井有7口，其中6口井射孔底界至庫三段之間固井質量不合格。由于斷層和固井質量的原因，這些井在開采庫二段時，同時會動用庫三段；即在不鉆穿庫三段及白堊系的情況下，庫三段以下的少量氣層也能夠動用。

5 完鉆井深的優(yōu)化與實施效果

通常油氣藏的完鉆井深都設計在油氣藏底界或儲層底界以下，即將儲層或油氣層鉆穿，這樣既可以落實儲層發(fā)育情況又能夠充分動用油氣層。為整體動用產層段，本氣田原方案設計的完鉆井深是鉆穿目的層，進入非目的層白堊系后留足口袋完鉆(圖4中的設計井)；但根據(jù)上述研究，大部分井鉆至庫姆格列木群底部和白堊系時會產生很多的誘導縫，導致鉆井液大量漏失，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儲層段可能發(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。因此在考慮庫二段以下氣層儲量較小且能夠動用的前提下，為規(guī)避鉆井風險，減少鉆井液漏失，節(jié)約工時和進尺，將原方案設計鉆穿儲層進入白堊系50m后完鉆，調整為鉆至庫二段底界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度和套管內適量的口袋以滿足開發(fā)工藝及監(jiān)測的需要。

優(yōu)化完鉆井深減少了鉆井液漏失和鉆井進尺、節(jié)約了套管長度，降低了工時損失， 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年內節(jié)約費用估算表

6 認識與結論

(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，形成大量誘導縫，導致鉆井液漏失量隨深度加深而急劇增大。

(2)由于斷層錯開隔層使儲層對接，以及裂縫的溝通作用，不鉆穿庫三段以下地層時庫三段儲量也可以動用。以既能動用鉆開層以下氣層，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二段底界，節(jié)約了費用，降低了鉆井安全風險，對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：TE22

文獻標識碼:A

基金項目：國家科技重大專項(2011ZX05046-003)。

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