MS1井超深海相地层取心实践与认识

贾 俊， 康海涛， 刘洪彬， 张涵池

(1绵阳师范学院资源环境工程学院 2西南石油大学地球科学与技术学院 3中石化中原石油工程有限公司西南钻井分公司 4中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

0 引言

近年来，以新疆和川东北地区为代表的深层油气勘探、开发力度不断加大，所钻超深井越来越多，担负为地质分析提供第一手资料的超深井取心任务就显得尤为重要[1- 2]。MS1井是中石化勘探分公司部署在川东北马路背构造高部位的一口预探井，完钻井深8 418 m[3]。本井先后在海相地层取心7次，深度均超过7 000 m，最深取心井段8 377～8 377.3 m，刷新了中石化取心最深记录。由于本井是该区块最深探井，缺乏邻井参考资料，取心层位均为首次，未知因素多，作业风险大。井下高温、高压，增加了工具选择及钻井液维护难度。碳酸盐岩地层裂缝发育降低了取心收获率，地层软硬交错易造成钻头早期磨损，超深井段取心工具易失稳。MS1井通过总结川东北地区取心技术及经验，优化钻井液性能、合理选择取心工具及钻头、科学设计取心钻具组合及参数、制定并执行详细的技术措施等手段较好地完成了取心任务，综合取心收获率达83.9%。

1 施工难点分析

MS1井主要目的是探明下寒武统龙王庙组储层，提高通南巴构造区域的勘探程度。该井自上而下先后钻遇遂宁组、龙王庙组、仙女洞组以及震旦系灯影组等多套陆、海相地层。纵向上，岩性变化大且发育多套压力系统，面临多项施工难题。

1.1 井控风险大

MS1井是该区块最深探井，设计取心的陡坡寺组、龙王庙组、灯影组等地层埋藏深度均在7 000 m以上，为该区块首次取心。邻井M1井完钻井深仅5 548 m，缺乏深部地层相关工程、地质资料，增大了钻井、取心施工难度；MS1井取心层位多为主力产层，预测压力系数为1.33～1.67，井控风险高，处理难度大[4]。

1.2 井底高温高压

温度对岩石力学性能的影响主要包括导热率、比热、热膨胀、强度、摩擦特性等几个方面。周永胜[5]等研究发现，随着温度与压力的增大，岩石的破坏形式由脆性、半脆性向半延性和延性转变，导致机械钻速降低。深部岩层处于高应力平衡状态，取心过程中水平应力变化容易导致井壁失稳。另外高应力释放会导致岩心片化，造成堵心。钻头经受的温度较高，承担更复杂的交变应力，要求具有良好的整体强度与耐冲击韧性[6]。同时，高温条件下，钻井液性能维护成本高，调整难度加大。

1.3 地层裂缝发育

研究区内碳酸盐岩储层发育大量的后生和表生作用形成的次生孔、洞、缝系统，决定了储层岩溶发育广泛且波及深度大[7]。灯影组岩溶沿富藻层呈水平层理发育，岩心柱上薄弱部位易在应力释放、钻具旋转震动及钻井液流动冲击等多重作用下剥离，岩心块易在内筒与岩心柱之间引起卡心，导致磨心，从而降低了岩心的收获率[8]。

1.4 地层软硬交错，可钻性差

灯影组四段地层以硅质白云岩为主，含少量黏结岩，富含硅质条带，岩心显示灰色硅质白云岩，矿物组成为白云石55%～75%，石英45%～25%。裂缝发育岩石在硬度和强度上的各向异性使其力学性质不均匀，在不均质及溶孔充填的石英的地层钻进，易造成钻头早期磨损。

1.5 工具易失稳

MS1井取心地层深度均超过7 000 m，井底位移和井斜角偏大，井眼尺寸小，取心工具刚性弱。取心作业时，钻头和工具易偏离井眼轴心，钻进过程中会产生较大的离心力，导致工具横向震动大，岩心磨损严重。取心时，如果超过临界钻压，取心筒会失去稳定而发生正弦屈曲，造成岩心入筒困难，甚至破裂剥落造成堵心[9]。取心作业过程中正常摩阻为240～300 kN，使用了Ø101.6 mm钻杆，刚性弱。钻具转动过程中为克服井壁和钻井液产生的摩阻，管柱发生扭转变形和应力累积，长度不断伸缩，容易造成取心钻头不能持续加压并发生严重粘滑。

2 超深井取心技术

2.1 优化钻井液性能

取心作业时，在保证钻井液流变性的前提下，应增强抑制性和润滑性，降低固相含量[10]。抑制性差易引起岩心水化膨胀、剥落，造成堵心；同时岩心表面会形成虚滤饼，割心时降低岩心爪与岩心间的摩擦力[11]。而良好的润滑性可以降低岩心进入内筒时的摩阻，减小粘滑效应，增强钻压传递。降低固相含量有利于提高机械钻速，保证岩心直径，利于割心。本井在取心作业前增加聚胺抑制剂、抗高温降滤失剂、磺化酚醛树脂和高效稀释剂的用量，控制高温高压失水；保证钻井液中K+浓度在30 000 mg/L左右，防止钻遇泥页岩井壁垮塌；加大沥青、超细钙、油溶性树脂等用量，改善滤饼质量、强化封堵、减少滤液进入地层。同时，将振动筛筛布更换为200目，钻进、循环过程中打开离心机去除有害固相，降低固相含量，提高机械钻速，见表1。

表1 MS1井钻井液性能

2.2 取心工具选择

川庆钻探公司钻采工程技术研究院研制生产的“川”系列不同型号的取心工具结构基本相同，已经在20多个油田及单位应用，获得较好效果[12- 13]。本井海相地层取心使用的川7- 5、川5- 4取心筒采用高强度厚壁无缝钢管做外筒，强度高，稳定性好，上下都安装有螺旋状扶正器，耐磨性好，扭矩小，有利于提高钻头寿命。内筒为不锈钢，摩擦系数降低30%，岩心进入阻力小，有利于提高单筒进尺和收获率。轴承无弹夹，无密封，允许少量钻井液流过冷却润滑轴承，结构简单，使用寿命长。

2.3 钻头选择

本井先后使用了迪普DC585、华北石油华利川5- 4及百施特PC327三种取心钻头。DC585为13 mm齿、八刀翼PDC取心钻头，适用于中到中硬地层，先后在洗象池群组、龙王庙组使用。洗象池群组为实钻过程中新发现的地层，岩性主要为白云岩、鲕粒白云岩、生屑白云岩，取心前10 m牙轮钻头平均钻时45 min/m，具备PDC取心钻头的使用条件，钻进时采用综合防震设计提高钻头工作的稳定性，防止钻头非预期性破坏。利川5- 4 PDC钻头在灯影组四段使用一次，该钻头为13 mm齿，短抛物线冠部剖面设计，中密度布齿，8条深水道，向心放射刀翼切削单元组合，切削快速，排屑流畅，岩心精整光洁，适用于中硬地层。入井前岩性为灰色白云岩且纯度较高，取心前10 m PDC钻头平均钻时24 min/m。该钻头在使用过程中钻遇硅质白云岩，复合片磨损严重，因此后期取心全部使用PC327热稳定聚晶取心钻头。PC327钻头采用双锥冠型和脊镶布齿，高磨耗比及自锐性的三角热聚晶金刚石使钻头获得较高的机械钻速和寿命，适用于抗压强度高，有研磨性强的夹层的硬且致密的地层。

2.4 钻具组合及参数设计

MS1井属于超深“三高”探井，未知因素多，考虑到井下及井控安全，提高工具工作的稳定性，底部钻具组合安装欠尺寸扶正器、内防配工具和随钻震击器。钻具组合主要采用两种方式：

(1)Ø241.3 mm取心钻头+川7- 5取心筒+浮阀+Ø233 mm扶正器+Ø177 mm钻铤×3根+Ø165 mm钻铤×6根+旁通阀+Ø127 mm加重钻杆×6根+曲性长轴+随钻震击器+Ø127 mm加重钻杆×6根+Ø127 mm钻杆+Ø139.7 mm钻杆。

(2)Ø165.1 mm取心钻头+川5- 4取心筒+浮阀+Ø120.6 mm钻铤×1根+Ø160 mm扶正器+Ø120.6 mm钻铤×5根+旁通阀+Ø88.9 mm加重钻杆×17根+Ø101.6 mm钻杆+Ø139.7 mm钻杆。

钻进过程中尽量避免取心筒发生屈曲，排量要满足井眼净化及钻头冷却要求；转盘转速要避开临界转速并保证钻头的切削效率，防止钻头或取心筒振动过大影响取心收获率。临界钻压可利用欧拉公式进行计算：

(1)

式中:Pwob—临界钻压，kN；E—弹性模量，取2.1×102GPa；I—惯性矩，m4；L—取心筒长度，m。

利用Landmark有限元模拟软件在钻压40 kN的条件下对钻具组合和取心参数进行了分析。

振动幅度模拟分析(图1)表明，使用川7- 5取心时底部BHA加装钻具扶正器后，取心筒和钻头平均振动幅度由3.1 mm下降到1.7 mm。川5- 4取心钻具组合加装钻具扶正器后平均振动幅度由3.3 mm下降至1.7 mm。振动幅度的大幅下降有利于提高工具的稳定性。川7- 5取心钻具组合在转速60 r/min时振动幅度达到最大(图2a)；川5- 4取心钻具组合在转速40 r/min和70 r/min时振幅偏大，分别为5.3 mm和5.8 mm，在50 r/min振幅较小(图2b)。根据模拟分析结果，确定MS1井取心钻进参数，见表2。

图1 振动幅度模拟分析

图2 临界转速模拟分析

表2 MS1井取心参数

2.5 技术措施

(1)取心作业前以大排量循环清洁井眼，调整好钻井液性能，保证井下畅通无阻且无沉砂、掉块，油气上窜速度必须满足川东北井控要求。

(2)取心钻头和工具在入井前必须详细检查保养并绘制好草图。现场取心筒必须至少备用1根，备用2只不同型号的取心钻头，以便岩性改变时及时更换。

(3)钻头触底前校核好指重表，树心钻压不超过20 kN，进尺不低于0.3 m方可取心钻进。取心钻进过程中严格执行设计参数，割心过程中操作要平稳。割心位置选在钻时较快或正常地层，进尺尽量保证4 m及以上。

(4)起钻前测定油气上窜速度，起钻过程中平稳操作，严禁转动转盘。

3 应用效果分析

本井在海相地层洗象池群组取心1次，龙王庙组取心1次，灯影组四段取心3次，灯影组二段取心2次(表3)。累计取心进尺29 m，心长24.33 m，平均收获率83.9%，高于塔深1井超深井取心收获率[14- 15]。

分析取心情况发现，机械钻速严重制约了取心进尺和收获率。除前两次取心效果较好外，第3次取心使用PDC取心钻头，钻遇硅质白云岩，机械钻速较前两次明显降低，钻头复合片及胎体磨损严重，割心钻时高达239 min/m，导致岩心磨细，起钻过程中掉心，收获率仅为44.44%。第4次取心受后期悬挂轴承失效影响，钻时高达200 min/m，取心进尺偏低。第5次取心收获率虽达到100%，但是进尺仍不理想，钻时变慢严重，割心钻时275 min/m；第6次取心收获率和进尺均不理想，主要原因是悬挂轴承失效且岩性含硅质成分、裂缝发育且被石英充填、可钻性差，导致钻时慢，岩心外径偏小。收获岩性底部断面规则，有冲蚀痕迹，长时间循环及外径磨损导致岩心断落；第7次取心进尺最短，在取心过程中扭矩波动严重，考虑到井下安全直接割心。

表3 MS1井取心统计

4 结论与认识

(1)影响MS1井取心收获率和进尺的主要原因是取心工具悬挂轴承失效。同时，受材质影响，取心筒临界钻压偏低，严重影响机械钻速和工具稳定性。可缩短取心筒长度，增强其稳定性，从而提高机械钻速和收获率。

(2)MS1井属超深“三高”预探井，地层软硬交错，可钻性差，现场须准备小复合片PDC钻头及多种适用于高研磨性地层的取心钻头。同时，超深井取心作业受到井深、摩阻、钻具尺寸的影响，导致钻具粘滑效应及轴向伸缩严重，扭矩波动大，传递到钻头的钻压不稳。因此，通过模拟计算，优化钻具组合和取心参数，提高工具、钻头的稳定性，进而提高取心收获率。同时，在保证井控和井下安全的前提下可以考虑使用井下动力钻具配合水力加压工具进行超深井取心作业。