PDF《渤海中深层天然气田钻完井关键技术现状及展望》

1 口典型的高温高压井, 该井的 成功实施创下渤海油田钻探的多项记录, 为渤海中 深层高温高压井作业奠定了坚实的基础[10, 13-14] . BZ21-2-1 井实施后, 在渤中 21/22 构造区内共 发现

6 个油气田和

4 个含油气构造, 证实为富油气 区带.根据钻探结果和成藏条件分析, 渤中 21/22 构 造区具有较大的储量规模.其中渤中 22-1 构造位 于渤中 21-2 含油气构造的东部, T8 层为一较大型的 断鼻构造, 其潜山圈闭顶面前者相对后者高约

500 m, 为了揭示渤中 22-1 构造的含油气性, 进一步扩大 整个渤中 21/22 构造的储量规模, 于2013 年成功在 渤中 22-1 构造实施科探井 BZ22-1-2.BZ22-1-2 井 钻遇奥陶系碳酸盐岩古潜山, 探明天然气规模储量 约500 亿m3 , 标志着渤海油田在渤中凹陷深埋古潜 山天然气勘探获得重大突破[3] .

2016 年12 月,渤中19-6 构造第1口探井BZ19-6-1 井开钻, 在明下段、 馆陶组、 东营组、 孔店组 和太古界均见油气显示.该区共部署探井

11 口, 截 止目前已累计完成

7 口探井的作业, 已钻和在钻井 中均发现良好的油气显示, 尤其是在孔店组及太古 界潜山测试获得高产, 喜获大型整装优质凝析气田, 新增三级烃类地质储量 686.66 亿m3 , 凝析油地质储 量6804.03 万m3 , 其中探明烃类气地质储量 408.40 亿m3 , 凝析油地质储量

4 085.21 万m3 , 实现了渤海 海域天然气勘探新突破, 为渤海油田持续上产奠定 了坚实的储量基础[3, 14] .

3 技术难点 从渤中 19-6 区域勘探钻井实施效果来看, 受区 域地质特征复杂、 储层埋藏深、 存在异常高压、 可钻 性差、 太古界潜山裂缝发育等特点的影响, 钻井过程 中井漏、 井壁失稳、 憋压、 阻卡等复杂事故频发, 钻井 效率低, 储层保护难度大, 同时井底高温和地层压力

679 异常也造成较高的井筒安全风险和井控风险[15-18] . 3.1 储层埋藏深, 地层压力系统复杂 渤中 19-6 区块主要目的层埋藏较深, 作业井深 均超

4 000 m, 其中 BZ19-6-9 井设计井深近

5 000 m, 该区块自东二下段发育异常, 沙河街组实测压力系 数最高达 1.52, 孔店组砂砾岩实测均有超压发育, 但 其垂直有效应力与速度交汇图显示加载曲线与实测 压力点投影不重合, 超压成因为非欠压实成因, 综合 其实测压力点表现为明显随深度线性增加的特征, 超压来自于邻近油气充注传导.潜山井段无法采用 常规压力预测手段对三压力剖面进行有效预测, 导 致作业过程中多次发生溢流进行压井[10, 16, 19] . 3.2 地层可钻性差, 钻井效率低 该区块自上而下钻遇多套地层, 岩性复杂多变, 其中在馆陶组中下部钻遇厚层砂砾岩, 对钻头磨损 较大;

东营组钻遇火成岩, 易垮塌、 易漏失;

孔店 组钻遇大套砂砾岩, 抗压实强度高达 227.7 MPa, 太 古界潜山为致密花岗片麻岩, 抗压实强度高达

276 MPa, 可钻性极差.渤海油田中部储层岩石研磨性 强, 可钻性差是导致平均机械钻速和钻井效率低的 关键原因, 同时钻井过程中复杂事故频发, 作业时效 低.对2010 年以后中深层井钻井效率进行分析,

10 口井平均井深

4 094 m, 平均钻井工期 64.5 d, 平均 生产时效 71%, 其中 BZ13-1-A3 井非生产时间高达

2 462 h, 生产时效仅为 46%.因此, 钻井提速和提高 作业时效是渤海中深层钻井亟需攻克的关键难题. 3.3 井壁失稳现象突出 从整个渤中区域前期钻井实践来看, 井壁失稳 现象频发, 造成工期较长, 非生产时间占比较高, 井 壁失稳主要表现为井壁坍塌、 频繁憋压、 阻卡、 井漏、 溢流, 其中井壁坍塌比例达 63%.上部井段坍塌主 要由于软泥岩较为发育, 其复杂情况主要是划眼 / 倒 划眼频繁, 井径扩大现象较明显.中深层岩性复杂, 广泛存在硬脆性泥页岩, 部分发育火成岩, 此类地层 存在裂缝、 微裂缝, 钻井液侵蚀后出现井壁坍塌, 返 出较多碎屑及掉块, 导致严重阻卡现象频繁发生. 此外, 深部地层压力体系复杂, 部分区块高压分布广 泛, 起压快, 压力台阶多, 过渡带不明显;