松辽盆地南部油气田钻井取心关键技术

2021-12-08曹华庆冯云春杨以春张彦超王殿学

钻探工程 2021年11期

曹华庆，冯云春，杨以春，张彦超，王殿学

（1.中石化华东石油工程公司，江苏南京 210019；2.中石化东北油气分公司，吉林长春 130062）

0 引言

松辽盆地是叠置在古生代褶皱基底上，长约750 km、宽330~370 km呈菱形的大型中、新生代陆相沉积盆地。松辽盆地南部（以下简称松南）系指松辽平原嫩江、松花江及拉林河以南盆地部分，地跨吉林、辽宁、内蒙古三省（区）［1］，大地构造位置是嫩江—白城断裂以东，开原—赤峰断裂以北和伊通—依兰断裂以西的地域。陆相沉积盆地具有多物源性、多沉积中心、相带窄、相变快、地层组分变化大的特点，盆地内南部油气田储层钻井取心时，泉头组、登娄库组、沙河子组碎屑岩地层以及营城组、火石岭组的火山岩地层可钻性差，单回次取心时PDC取心钻头适应性差、取心钻时变化差异大、取心钻速偏低，部分取心层段裂隙发育、含砾岩心成柱性差，起钻过程中掉心严重，岩心收获率和岩心对位率低，影响地质资料准确性。为解决以上问题，通过对松辽盆地南部地层可钻性分析和取心资料调研，对取心筒及其配件、取心钻具组合进行了优化，并对不同储集层位的取心钻头开展了优选或研制，形成了松南油气田钻井取心关键技术，现场试验取得了良好效果，大幅提升了该地区取心钻速和岩心收获率。

1 油气田取心适应性分析

1.1 油气田地层特点及取心现状

根据烃源岩发育和生储盖层垂向分布特征，松南油气成藏组合划分为浅部、中部和深部3套成藏组合，各区块油气层埋深差别较大。

浅部油气藏组合是以泉头组2段、泉头组3段及上覆河流相、浅水湖相的砂岩地层为储集层，湖相泥岩为盖层的成藏组合，埋深200~1500 m。浅部砂岩储集层埋藏浅、物性好、孔隙度>10%。地层可钻性级值3~4［2-3］。目前，松南油气田浅部油气藏一般不取心。

中部油气藏组合是以登娄库组和泉头组1段扇三角洲、三角洲相砂岩为储集层，浅水湖相泥岩为盖层的成藏组合，此油藏组合埋深变化较大，一般埋深在1500~2500 m，登娄库组最大埋深为2900 m，中部储集层以含砾中粗砂岩、中细砂岩为主，孔隙度8%~22%，全岩X衍射定量分析表明，石英含量56%~61%、粘土含量<5%（见表1），地层可钻性级值6~8级。登娄库组一般作为主力油气层的辅助取心层位，基本在直井段取心，一般使用川7-5取心筒配合PDC取心钻头，适应性尚好，近3年有4口井在登娄库组取心，平均岩心收获率95.8%。

表1 全岩X-射线衍射定量分析结果Table 1 Quantitative analysis of the whole rock with X-ray diffraction

深部油气藏组合是以火石岭组、沙河子组、营城组深湖—半深湖相沉积岩为烃源岩和盖层，水下扇、扇三角洲砂体为储层构成的近烃源自生自储式成藏组合，为油气田主力油气层，也是主要取心层位。此油藏组合埋深>1600 m，一般在2500 m以深，有部分区块火石岭组缺失（如DB14井）或钻井未揭示［4］。深部储集层以砂砾岩、含砾中粗砂岩和中细砂岩为主，其中营城组和火石岭组为火山岩储层［5-6］，非均质性明显，自生石英填充大部分孔隙和裂缝，孔隙度4%~16%（多数小于10%），石英和长石含量53%~90%、粘土含量10%~30%，地层可钻性级值7~10，部分区块大于10。页岩油气取心层位为营城组1段和沙河子组2段，一般为大段泥页岩连续取心，是自生自储的页岩油气层。火石岭组、沙河子组、营城组取心，通常以川7-5或川8-4取心筒配合PDC取心钻头，对于连续取心的情况，也采用川7-5双筒取心；取心在Ø215.9 mm井眼居多，少数在Ø 311.2 mm井眼，在取心进尺、取心钻速、岩心收获率、岩心对位率等指标上参差不齐。上述层位普遍裂缝发育，取心过程中易破碎，成柱性差，在定向井取心占据一定比例的情况下，更容易发生堵心、磨心甚至掉心；另外，由于地层的差异性，单一的PDC取心钻头适应性不足，存在机械钻速低、进尺少、磨损严重等问题。

部分预探井为确认地层，在基底地层进行钻井取心，以确定所钻地层岩性和层位。基底岩性一般为前震旦系花岗片麻岩、云母长石石英片岩、石英片麻岩、千枚岩等，牙轮和PDC适用岩石的可钻性级值均普遍大于10。基岩取心较少，基岩的强度高、研磨性强、可钻性差，常规PDC取心钻头易崩齿、先期损坏，所以一般选择孕镶齿或天然金刚石取心钻头，但机械钻速偏低，平均不足1 m/h。

1.2 取心技术难点

通过分析松南油气田取心现状和汇总多口勘探和评价井储集层取心资料，目前取心主要存在以下技术难点：

（1）常规取心工具在定向井中取心易引起堵心和磨心，岩心收获率和对位率低。

（2）松散、破碎、成柱性差的地层取心，起钻过程中易掉心，岩心收获率低。

（3）Ø311.2 mm井眼内取心，使用Ø215.9mm常规尺寸取心钻头、取心筒取心，易导致岩心卡箍在内筒下部的缩径接头内歪斜，形成卡心，取心进尺少和岩心收获率低。

（4）取心钻头型号单一，与取心地层的岩石可钻性针对性差，导致钻头磨损严重，取心机械钻速低。

2 取心筒选型和取心钻具组合优化

2.1 取心筒选型

复杂地层取心钻进时，岩心卡堵主要发生在2个位置，一是取心钻头内台阶与内筒下端卡簧（岩心爪）及轴向间隙之间；二是岩心与内筒之间的某一位置［7］。松南储集层取心一般使用适合于直井取心的川式常规取心筒，在定向井取心过程中，由于重力作用，内筒在外筒内不居中，二者互相接触，导致内筒无法正对取心钻头喉部，裂缝发育岩石被取心钻头切削后，结构发生变化，受泵压和取心工具涡动的双重影响，细小岩心脱离岩心柱，大的块状岩心将发生偏移、错位，卡于岩心爪处［8］，不能顺利进入内筒，造成卡心、堵心，导致引心困难。岩心卡堵现象在破碎地层中极为常见，是导致机械钻速和回次进尺锐减、岩心严重自磨耗损的根本原因［9］。

经比选，使用适合于大斜度井、定向井取心作业的DJQ172-101型取心筒，该取心筒在常规川7-5取心筒的基础上加以改进。改进的方式是在内筒与连接套之间安放了滚珠支承节（见图1），此支承节是内筒在取心筒内的下支撑点，确保内筒处在外筒内部的居中位置，内筒始终正对取心钻头的喉部，引心时岩心顺利进入内筒并得到保护。

图1 内筒支承节Fig.1 Inner barrel bearing joint

2.2 破碎地层岩心爪选型

松南油气田营城组及以下地层成柱性较好，使用常规的摩擦式弹簧卡箍岩心爪可以确保岩心收获率。但是龙凤山区块营城组的松散砾岩取心，地层胶结差、岩心破碎，起钻过程中岩心易掉落，造成岩心收获率和岩心对位率低。

此类地层取心选用与川式取心筒相配合的卡板岩心爪（见图2），可以解决此问题。卡板岩心爪适合胶结差、松散砾岩地层取心，卡板岩心爪割心机构可以封闭内径为Ø75 mm的岩心。取心钻钻达到设计进尺后，停止施加钻压，继续旋转转盘20~30 min，利用取心钻头的切削内刃摆动将岩心磨出1圈凹槽，然后逐步恢复取心钻进参数，继续取心0.13 m后，卡板岩心爪的卡板张开卡入岩心凹槽，停止旋转转盘、缓慢上提钻具，卡板刀翼在凹槽处缓缓张开后，进行相应割心操作［10-11］。

图2 卡板岩心爪Fig.2 Core lifter with the snap-gauge

2.3 取心钻具组合优化

根据理论计算和从下部钻具组合稳定性考虑［12-14］，推荐取心钻具组合为：Ø215.9 mm取心钻头+Ø172 mm DJQ172-101取心筒+Ø165 mm螺旋钻铤6~9根+Ø127 mm加重钻杆9根+Ø127 mm钻杆。这种带螺旋钻铤的取心钻具组合在井下工况稳定［13-14］，可降低PDC取心钻头钻进过程中发生的制动和涡动，消除钻进软硬互层地层引起的钻柱扭矩波动、制动和失速，提高PDC取心钻头的工作稳定性。减少由于钻头回旋导致的下部钻具回转而引起的取心筒回转，减少岩心破碎、形成堵心等情况的发生。

在松南区块上部二开井段Ø311.2 mm井眼内取心，使用常规的Ø215.9 mm取心钻头配合Ø172 mm取心筒取心时，由于井眼尺寸与取心工具外径之间的间隙较大，在引心时易导致岩心卡箍在内筒下部的缩径接头内歪斜，形成卡心，引发磨心。根据实钻经验，推荐使用的取心钻具组合为：Ø215.9 mm取心钻头+Ø172 mm DJQ172-101取心筒+Ø165 mm螺旋钻铤1根+Ø298 mm稳定器+Ø165 mm螺旋钻铤（9~12）根+Ø127 mm加重钻杆9根+Ø127 mm钻杆，确保取心钻具组合在井眼内居中度，引心工程参数为：钻压10~20 kN、转盘转速60 r/min、排量18~20 L/s。引心进尺1.00 m以上，再使用正常的取心参数取心，可以避免引心时的卡心和磨心，达到取心进尺多和岩心收获率高的效果。

3 取心钻头的优选

根据取心层位地质特征和可钻性级值优选了不同型号的系列取心钻头，解决常规储集层的取心技术难题。针对极难钻地层研制的个性化PDC取心钻头，解决了极难钻地层取心机械钻速低的问题，形成了松南油气田取心钻头系列。

3.1 取心钻头PDC齿尺寸选择原则

目前松南油气田钻井施工，大部分使用“螺杆+PDC钻头”的模式，由于探井的地质资料相对较少，取心钻头PDC齿的尺寸和个性化选择主要依据是全面钻进的PDC齿尺寸减小1级来选择。因为PDC齿尺寸不同，其曲率大小不同，在相同钻压下，曲率半径小的齿产生的点载荷越高，PDC齿吃入地层的能力越强；在相同的吃入深度下，曲率半径越大的齿，破碎岩石的体积越大。取心钻进时钻压和钻头转速都明显低于全面钻进时的参数，因此需要更高点载荷尺寸的切削齿，才能获得更高的机械钻速。

切削齿排布优化上，采用NCS布齿结构或副切削齿设计，形成不同曲率、不同层次的切削结构，提高钻头的受力均衡性及工作稳定性，防止PDC切削齿的加速磨损；同时，优化切削齿后倾角设计，在相同的钻压和扭矩下，后倾角越小的钻头，钻进速度越快［15］。

3.2 常规储集层取心钻头优选

根据全岩X衍射定量分析数据和实钻资料证明，松南油气田取心的储集层石英和长石含量高、粘土含量相对较低，为硅质不分散硬脆性地层，取心钻头无泥包现象。因此取心钻头的选型主要依据储层沉积环境、物性、可钻性、充填物的岩性来选择。参见表2。

表2 地层可钻性级值与取心钻头参数对照Table 2 Drillability extreme value vs coring bit parameters

泉头组的储集层以细砂和粉砂岩为主，物性条件较好，结合岩石可钻性级值3~4，选择16 mm齿、6刀翼、高负前角设计的取心钻头，如GC506 T型［16］。

登娄库组的储集层以含砾细砂岩和泥质粉砂岩为主，储层物性相对一致，钙质和泥质夹层少，结合岩石可钻性级值6~8，选择13 mm齿、6刀翼、中负前角设计的取心钻头，如GC406T、MC13124型。

营城组、沙河子组和火石岭组的储集层以中砂岩、砾岩、粗砂岩和火山岩为主，岩性一般较粗，钙质夹层多、泥质含量低，结合岩石可钻性级值7~10，选择8 mm齿、8刀翼、低负前角设计的取心钻头，如GC315、GC315M、GC315M-Ⅱ型取心钻头。

3.3 其它层位取心钻头优选

3.3.1 泥页岩取心钻头优选

取心层位主要以营城组1段Ⅰ亚段的灰黑色泥岩和泥质粉砂岩为主，含粉砂质泥岩条带，岩性致密。梨页1井泥页岩取心时，结合地层特点，借鉴南方非常规页岩气取心经验，选用成熟的GC315M型取心钻头连续取心10回次，取心进尺180.34 m，岩心长180.34 m，岩心收获率100%，平均机械钻速3.54 m/h。

3.3.2 基岩取心钻头研制

基岩取心地层，岩性为前震旦系花岗片麻岩、云母长石石英片岩、石英片麻岩、千枚岩为主，岩石可钻性级值>10。选用8 mm齿、12刀翼、低负前角设计的取心钻头GC315M-Ⅲ或新研制的G506-BZ（异型奔驰齿和进口PDC混布）型取心钻头，2口井共取心3回次，取心进尺18.30 m，岩心长18.30 m，岩心收获率100%，平均机械钻速2.01 m/h，远高于早期使用孕镶取心钻头的机械钻速（0.40~0.70 m/h）。

营城组、火石岭组和基岩地层岩石硬度高，可钻性极差，以往在该段取心时都是采用孕镶取心钻头或天然金刚石取心钻头，机械钻速慢、取心周期长，导致岩心长时间在钻井液中浸泡，容易被污染及水化散碎。针对上述问题，研发设计了一种适用于基岩地层取心的PDC钻头（见图3）。该钻头设计了12个刀翼，在钻头冠部布置了12个刀翼；6个刀翼上分别布置3颗13 mm“奔驰齿”，优选后倾角为17°，另外6个刀翼上分别布置2颗13 mm斧型齿，优选后倾角为15°；每个刀翼布置一条R6的高压水道；顶部刀翼之间设置面槽，侧面各刀翼之间设置有排屑槽；面槽和排屑槽相连；钻头本体的内径处设置高压内水道。主要解决目前常规取心钻头在火山岩和基岩地层取心钻进时，切削齿崩损严重、钻头使用寿命短、机械钻速低等问题，通过优化冠部形状、优选切削齿齿型和切削齿参数更容易吃入火山岩硬地层，有利于提高切削效率，通过优化内外保径，保证岩心的质量，便于岩石力学分析的完整性。该取心钻头定名为G506-BZ。

图3 G506-BZ取心钻头Fig.3 G506-BZ coring bit

4 现场应用

4.1 取心钻具组合优化

梨8井是松辽盆地东南隆起区断陷的一口预探井，在该井Ø311.2 mm井眼登娄库组取心过程中，使用Ø215.9 mm取心钻头+Ø172 mm DJQ172-101取心筒＋Ø165.1mm钻铤×8根＋Ø127 mm加重钻杆×10根＋Ø127 mm钻杆的钻具组合，由于卡心，取心进尺只有2.04 m，分析认为是取心筒与井眼环隙偏大、下部钻具居中度差导致的卡心。因此，改用钻具组合为：Ø215.9 mm取心钻头+Ø172 mm DJQ172-101取心筒+Ø165 mm钻铤×1根+Ø298 mm稳定器+Ø165 mm螺旋钻铤（9~12）根+Ø127 mm加重钻杆×9根+Ø127 mm钻杆，连续2回次取心，进尺17.00 m，岩心长17.00 m，岩心收获率100%。

在殷东1井Ø311.2 mm井眼井斜22.5°的井况下，使用上述钻具组合进行双筒取心，取心井段2270.02~2284.76 m，进尺14.74 m，岩心长14.74 m，岩心收获率100%。