南海西部某井区安全钻井液密度窗口的确定

李华洋，吴惠梅，严 科，刘琬玉，郭金陇

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；2.福州大学石油化工学院，福建福州 350116）

21 世纪以来我国将油气勘探目标逐渐转移到南海深水地区[1]，南海油气资源极为丰富，预计深水区油气资源量约300×108t（油当量），有第二个“波斯湾”之称[2]，具有巨大的战略意义和非凡的经济效益。其中尤以莺歌海盆地和琼东南盆地为代表，其天然气地质储量预计超过4×1012m3，资源潜力巨大[3]。但是南海油气的开发却面临着严峻的挑战，与常规的陆地或浅水钻井相比，深水、超深水环境下的地层其上部存在严重的欠压实，承压能力弱，而下部井段则普遍高压[4]，异常压力时有发生。想要安全、高效、顺利地完成钻井工作，绘出准确的地层三压力曲线从而确定出安全钻井液密度窗口是井身结构设计及施工作业的前提条件。

在钻井过程中，由于其复杂的地质成因和多变的海洋环境，深水、超深水钻井对井壁稳定的分析精度要求更高，为防止出现井壁失稳，应合理计算安全钻井液密度，使井壁既不因钻井液密度过低而发生剪切破坏，引起地层坍塌，又不因钻井液密度过高而压裂地层[5]，严防溢流、卡钻、漏失等井下事故的发生。

1 目标区块概况

莺歌海盆地地处印支半岛和我国南海北部大陆交接带，为典型的海上超高温高压区域[6]。目标井L-1 井是一口位于莺歌海盆地陵水凹陷构造中部的直探井，补心海拔29.3 m，泥线深度1 017.3 m，设计井深4 584.3 m，完钻井深4 448.0 m，自上而下依次钻遇乐东组、莺歌海组、黄流组和梅山组，主要目的层为梅山组A 砂体，为深灰色泥岩与粉细砂岩不等厚互层。主要目的层温度143 ℃～146 ℃，地层压力系数为1.74～1.83，且存在压力侧向传递。对其进行钻前井壁稳定性分析，结果表明，该区域状况极其复杂，压力窗口狭窄，前期已钻深水井及高温高压井复杂情况较多，特别是由于压力窗口窄导致的溢流、压井过程中井漏复杂情况率高。

2 地层压力计算模型的确定

2.1 孔隙压力计算模型

伊顿（Eaton）法是目前地层压力预测的最常用的经验方法之一，但伊顿（Eaton）法准确预测的必要条件是具有实测资料，在钻井作业中，为了节约成本，深水钻井通常只对深部目的层井段进行测井作业，导致浅部地层测井资料缺失[7]。故在孔隙压力计算过程中，具有实测资料的目的层采取伊顿（Eaton）法。对于浅部地层则依据地震层速度资料，建立起基于层速度的孔隙压力计算模型[8]。计算公式如下[9]：

式中：PP-孔隙压力，MPa；PV-地静压力，MPa；Pn-静液柱压力，MPa；Δtn-正常压实趋势下的声波时差，μs/ft；Δt-通过测井或地震数据得到的该深度点实际的声波时差，μs/ft；n-伊顿指数，可通过随钻实际测量的地层孔隙压力求取。

2.2 坍塌压力计算模型

计算地层坍塌压力的前提条件是保证井眼周围的围岩都能维持稳定[10]。当井内钻井液密度太低时，井壁围岩承受的应力超过岩石本身强度从而发生剪切破坏导致井壁坍塌[11]。

假设地层为线弹性多孔介质，对于直井，在不考虑钻井液渗流和地层水化的条件下，可以建立如式（2）所示的地层坍塌压力的计算模型[12]：

式中：H-井深，m；ρm-泥浆密度，g/cm3；FC-岩石的黏聚力，MPa；φ-内摩擦角，一般取30°；σh1、σh2-水平方向地应力，MPa；α-Boit 系数，无量纲；η-应力非线性修正系数，无量纲。

2.3 破裂压力计算模型

南海西部L-1 井区岩性以灰色泥岩、砂质泥岩和砂泥岩互层为主，鉴于泥岩渗透率很低，所以在钻井液性能良好时，其向地层渗透的情况可忽略不计，故L-1井井壁可近似看成不渗透井壁。

2002 年邓金根等根据线性孔隙弹性理论，在综合孔隙压力及库伦-摩尔（Coulomb-Mohr）强度准则的情况下，提出了地层不渗透时破裂压力计算公式如下[13]：

式中：Pf-破裂压力，MPa；H-井深，m；St-地层强度性质抗拉强度；μs-岩层弹性系数泊松比；Es-岩石静弹性模量，MPa；ε1、ε2-水平方向上地质构造应力系数；α-有效应力系数，无因次；PP-地层孔隙压力，MPa。

公式中的各参数，除孔隙压力PP用伊顿（Eaton）法确定外，其余参数均由声波测井资料得出。

3 L-1 井安全钻井液密度窗口预测

安全钻井液密度窗口是指既能防止井壁张性破裂又能防止井壁剪切垮塌的钻井液密度范围[14]。

首先根据目标井L-1 井的地层压力预测值及邻井L-2 井实测点，对L-1 井进行井壁稳定性力学分析，得出L-1 井的安全钻井液密度窗口，指导不同井段钻井液密度设计，明确不同井段的井壁失稳风险并预警提示，该井的地层压力剖面图（见图1）。

由图1 可以看出：L-1 井下部地层莺歌海组和黄流组压力逐渐上升，表现出显著的异常高压。将预测结果与邻井实测值进行误差分析（见表1、表2）。结果表明孔隙压力的预测值与邻井实测值之间最大误差为1.40 %，平均误差为0.70 %。破裂压力的预测值与邻井实测值之间最大误差为15.50 %（该点未漏），平均误差为9.31 %，预测精度较高，能满足工程需要。

表1 L-1 井孔隙压力预测精度对比表

表2 L-1 井破裂压力预测精度对比表

图1 L-1 井地层压力剖面图

结合图1 中信息及L-1 井区地质环境得，L-1 井在乐东组和莺歌海组一段压力正常，井壁稳定，随着深度的加深，异常高压表现明显，莺歌海组二段（2 767 m～3 410 m）至梅山组（4 322 m～4 448 m）安全泥浆密度窗口急速变窄，最小地层压力窗口仅0.14 g/cm3，故钻进过程中要谨慎设计合理的钻井液密度，实行控压钻井，避免井壁失稳，确保安全钻进。

4 结论与建议

（1）伊顿（Eaton）法适用于由欠压实作用引起的异常高压区块，预测值与邻井实测点相比，孔隙压力预测误差最大为1.40 %，平均误差为0.70 %。由于缺乏L-1 井浅层测井资料而以较远的邻井实测资料作为参考，导致破裂压力预测误差相对较大，最大误差为15.50 %（该点未漏），平均误差为9.31 %。但总体而言，预测精度较高，可指导生产。

（2）鉴于深水、超深水钻井与常规的陆上或浅水钻井的不同，建立了基于地震层速度的地层三压力预测模型，结合测井资料可计算岩石力学参数，绘出地层压力剖面，进而求得L-1 井安全钻井液密度窗口，由此可科学设计不同层位安全钻井液密度范围。

（3）本文单纯从岩石力学角度分析，在实际生产时，除了要参考预测数据，还必须综合考虑温度、激动压力、钻井液的化学性质及现场施工等因素的影响。