塔中顺托果勒区块控压钻井施工录井油气显示的识别

苏健　韩军伟

摘 要：控压钻井是在钻进、接单根或起下钻过程中维持一个恒定的环空压力，实现“近平衡”钻井。控压钻井有利于保护储集层、提高钻井速度、降低钻井风险。控压钻井施工时，通常使用的是节流循环，录井无法依靠常规方法来识别、发现油气显示层。针对控压钻井的技术特点，控压钻井施工条件下，特别是气侵后，需要从各个施工环节入手，结合岩屑的观察与识别、气测值的变化情况、点火情况变化、管汇立套压变化、控压钻井微流量变化、悬重和钻压的变化等多种技术手段，综合各个参数变化，仔细观察，综合分析判断，落实，解释评价油气显示。

关键词：控压钻井;岩屑;气测值;点火;立套压;微流量;悬重和钻压;变化;综合分析判断

0 引言

塔中顺托果勒区块油气勘探开发显示，目的层孔隙压力和破裂压力之间的窗口通常比较小，经常出现井涌、井漏、有害气体泄漏、卡鉆、起下钻时间长、气侵等钻井现象，不但延长了钻井周期，还带来了安全隐患。为了更有利于保护储集层、提高钻井速度、降低钻井风险，西北油田分公司引进了控压钻井技术，取得十分显著的效果。

控压钻井技术是通过对井底压力的实时监测、水力参数的分析计算、井口套压（或回压）的自动控制，实现合理的井底压力，始终保证钻进、接单根或起下钻过程中环空压力恒定，控制地层流体向井内流动，使地层流体不侵入井筒，实现“近平衡”钻井，有效控制地层流体侵入井眼，减少井涌、井漏、卡钻等多种钻井复杂情况，非常适宜孔隙压力和破裂压力窗口较窄的地层作业。

常规钻井施工时，我们仅仅依靠岩屑荧光干、湿照，结合气测资料综合分析判断便可以准确识别油气显示层。控压钻井施工时通常使用节流循环，无法依靠常规方法来识别、发现油气显示层，必须开展与控压钻井技术相配套的录井技术研究工作，结合多种技术手段落实、解释评价油气显示，以适应油气勘探形式的发展，防止钻探时漏失油气层，促进录井技术的提高。

1 塔中区块基本情况

塔中顺托果勒区块构造位置位于塔里木盆地中部塔中Ⅰ号断裂带下盘，紧邻满加尔凹陷生烃区，位于油气运移的有利指向区。该区发育多组北东向走滑断裂，是储层发育的有利区，同时也是晚期天然气充注富集的有利部位。先期已钻井证实该区发育加里东中期Ⅰ幕（T74面）风化壳岩溶储集体、鹰山组下段缝洞储集体与蓬莱坝组三套目的层，具备油气成藏的良好条件。

通过该区已钻井的资料可以看出，该区的井具有易井涌、气侵等特性，先期钻探的井中都采用高密度钻井液压井，防止井涌、气侵;因此导致压死油气藏、堵塞了储集层裂缝，影响后期开采，严重情况下可能直接导致井的报废。为了减少钻井事故，保护好油气层，并能及时发现油气层，该区部分井在碳酸盐岩地层施工时采用控压钻井技术钻进。

2 控压钻井技术对油气显示识别的影响

控压钻井在该区块使用二套钻井液循环系统，在控压钻井过程中，当井口压力较低时采用常规钻井循环流程，综合录井可以采用常规的方法进行录井，基本不影响油气层的识别;当井口压力较高时采用控压钻井循环流程，在常规钻井设备的基础上增加了另外一套循环设备，这些设备主要包括：旋转防喷器、控压节流管汇、液气分离器、控压循环罐、控压振动筛和点火装置等（图1）;综合录井相应增加出口密度、温度、电导率传感器、固定式硫化氢传感器和一套电动脱气器装置，但往往条件受限，出口传感器只能让钻井队在震动筛前加工一个小的缓冲槽，便于录井队安装以上传感器，采集出口参数;控压钻井时脱气器安装在液气分离器之后，电动脱气器脱出的气体与点火管线的气体不能同时进行分析，给气测数据归位带来困难。

控压钻井时钻井液经过液气分离器除气后流向振动筛，造成岩屑、气测数据的代表性差，在气测基值较高的情况下，不易识别真假显示，给岩屑的归位和油气显示的落实于评价带来困难。

3 控压钻井条件下油气显示的综合判断

针对控压钻井的技术特点，可以从以下几方面进行综合判断：

3.1 岩屑的观察与识别

顺托果勒区块以气井为主，岩屑中基本未发现荧光，但不能排除有荧光的可能性。录井过程中，需要结合地层、钻时、气测值变化，及时校正钻井液迟到时间，减少循环系统导致岩屑滞后的影响;岩屑在清洗过程中不要过度搅拌，防止岩屑在清洗时进一步遭到破碎变小。

顺托果勒区块储层为碳酸盐地层，储集空间为裂缝、微裂缝和孔洞，次生矿物、微裂缝均说明钻遇的储层具备了一定的储集空间，储层物性变好，发育油气显示的可能性较大。因此需要仔细观察岩屑中次生矿物的变化情况、微裂缝的发育情况等，特别是次生方解石的发育情况。

3.2 气测值变化的监测

控压钻井条件下，色谱采集分析的气测值，属于二次脱气后的值，多为油气分离之后流体内的原油伴生气或残余气，数值已经失真，整体表现为数值偏大，循环均匀后，气测基值也较高。可根据短时间气测基值的变化多少来判断，排除可疑因素，确定是否钻遇油气显示层，即在这段时间的相对变化量。

3.3 点火情况变化

控压钻井在钻井液气侵严重的情况下，需要循环排气，并进行点火作业，这样可以有效降低气侵后，钻井液密度下降带来的风险。记录相应迟到井深的点火火焰高度、颜色以及燃烧是否伴有黑烟，结合钻时、气测等其他资料，可以准确确定油气显示层。

3.4 管汇立压、套压变化

塔中施工的高压气井钻遇新油气层几乎都存在溢流、井涌现象，甚至是井喷的风险，这时管汇立、套压能够最直观的反应。当钻遇新地层时，立压快速升高、关井后套压升高，也是钻遇油气显示层的一个重要标志，再结合气测、钻时资料综合分析判断油气显示层厚度及井段。

3.5 控压钻井微流量变化

微流量控压钻井技术主要是通过对井口回压、流体密度、流体流变性、环空液位和水力摩阻的综合控制，使整个井筒的压力维持在地层孔隙压力和破裂压力之间，进行平衡或近平衡钻井，有效控制地层流体侵入井眼，减少井涌、井漏、卡钻等多种钻井复杂情况的闭环控制技术。当有钻遇油气后，相应迟到井深所循环的钻井液密度会降低，在通过控压微流量计时，会导致流量计采集数据快速升高，从而确定油气显示层。下图为接单根时，单根峰造成微流量计采集数据变化曲线（图2）。

3.6 悬重、钻压的变化

悬重是在充满钻井液的井内，钻柱在悬吊状态下指重表所指轴向载荷;钻柱在钻进状态下指重表所指的轴向载荷;悬重与钻重的差值便是钻压。一般情况下，悬重、钻压参数只是钻井工程的一个工作参数，对油气显示的发现没有实际意义，但是当工程的异常时，悬重、钻压突变，可能是钻遇好的油气显示层，影响了其参数的变化。控压钻井施工，特别是气侵后，我们是无法通过某中单一参数变化来确定油气显示的，需要综合各个参数变化，仔细观察，综合判断，达到准确确定油气显示层的目的。

4 实例分析

案例：某井在钻至井段6458.00-6462.00m时，气测全烃由28.601↗37.891%，C1：27.4274↗35.5615%，钻时：21-22↘18min/m，虽然出口点火不成功，立、套压基本无变化，但岩屑中的次生方解石明显较上部地层增加;控压方微流量计显示流量快速上升，气测显示呈快速升高态势;因此录井队结合以上资料综合分析确定钻遇新油气显示层。（图3、图4）。

该段测井解释：侧向电阻率163-170Ω.m，浅侧向电阻率58.4-72.7Ω.m;自然伽玛16.5-19.7API;声波时差50.1-50.4μs/ft;中子孔隙度1.4-1.7%;密度2.62-2.66 g/cm3;井径10.2in。

解释结果：Ⅱ类储层。证实了多个参数落实油气显示层的方法可行。

5 结论

塔中顺托果勒区块控压钻井施工条件下，收集、岩屑、气测值短时间内相对变化量、点火情况、管汇立、套压、钻井微流量变化、悬重等钻压等参数变化情况，综合分析、判断，可一定程度上识别、评价油气显示，得到现场的验证，但毕竟这种方法是根据现场实际情况摸索出来的，有一定的不足之处，并尚有需要进一步验证、改进和加强的地方。

参考文献：

[1]黄兵，石晓兵，李枝林.控压钻井技术研究与应用新进展[J].钻采工艺，2010（01）：1-4.

[2]周英操，崔猛，查永进.控压钻井技术探讨与展望[J].石油钻探技术，2008（04）.

[3]王文勇.基于控压钻井技术研究与应用新进展[J].化工管理，2017（27）：161.