保压密闭取芯技术在ST1井的应用.pdf

2023年第8期西部探矿工程*收稿日期：2022-08-22修回日期：2022-09-26第一作者简介：卢宝斌（1985-），男（汉族），山东泰安人，工程师，现从事钻井技术研究与现场提速工具、技术管理工作。保压密闭取芯技术在ST1井的应用卢宝斌1*，郑锋1，于国伟2，谢梦宇3（1.渤海钻探工程技术研究院，天津 300450；2.冀东油田勘探开发建设工程事业，河北 唐山 063200；3.长城钻探工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）摘要：青海油田风险探井ST1井钻探目的在于探索三湖地区未成岩泥岩气领域勘探潜力，评价其岩芯在地层原始压力状态下油、气、水含量，同时开展各项分析化验建立泥岩气评价标准，对于涩北气田勘探潜能有重要意义。针对涩北气田取芯井段地层疏松、泥岩发育，取芯收获率保障难度大，设计了新型保压密闭取芯工具，并优化了取芯施工参数，使其更能适应油页岩地层。在保证岩芯收获率、保压率的前提下，缩短了作业周期。关键词：保压取芯工具；取芯收获率；风险探井；ST1井中图分类号：TE244 文献标识码：A 文章编号：1004-5716(2023)08-0025-05保压密闭取芯技术是将保压取芯和密闭取芯相结合，通过在保压内筒中加入密闭液，达到岩芯保压和密闭的双重效果。常规的取芯方式所取岩芯在割芯后起至地面的过程中，由于压力不平衡和钻井液污染的原因导致岩芯中的油、气、水含量不能保持原始状态，从而影响储量计算的准确性，进而影响后续开采方案的制定1。保压密闭取芯技术，利用球阀割芯总成将岩芯在井底就完全密封起来，从而使岩芯保持原始地层压力，并且在钻进和起钻时不会受到钻井液的污染。从而可以为气层储量的计算提供更准确、更可靠的地质资料，为后续制定合理的开发方案提供更为坚实的依据。原有的保压密闭取芯工具，由于割芯总成的结构存在缺陷、密闭液粘度过高及对井下高温的适应性差等原因，容易产生堵芯，影响岩芯收获率，取出的岩芯在油气物性方面与地层差别较大，对勘探开发的决策产生严重影响2。因此需要设计一种新型的保压密闭取芯工具及适应性更强的密闭液。1工具的结构及技术参数1.1新工具的结构及原理保压取芯工具主要由液压差动机构、外筒、保压内筒、球阀割芯总成、触压头、取芯钻头组成，其结构如图1所示。工具的工作原理是：取芯钻进时，球阀处于打开状态，岩芯通过球阀进入保压内筒。取完岩芯后，差动机构可在液压作用下进行差动，并带动内筒反向抬升，同时上部密封机构和球阀密封装置同时被关闭，完成内筒的保压密封。测量总成可以连续对内筒中的温度和压力进行测量和存储。1.2主要技术参数主要技术参数包括：工具总长8.0m，外径194mm，取芯钻头尺寸215.9mm；单次可取岩芯长度6.0m，岩芯直径80mm，额定保压60MPa；割芯方式为液力加压和自锁式割芯相结合3，采用钻具起下作业方式。2关键部件的优化在保压保形取芯工具研制过程中，岩芯直径和保压能力两项主要技术指标始终难以取得突破，且由于岩芯直径和保压能力互为制约关系，在设计过程中为保证球阀的密封性和承压能力，往往需要牺牲一定的岩芯直径。为了进一步提升取芯工具保压能力和岩芯研究价值，对大通径球阀、压力补偿装置和保压内筒等关键部件进行了优化设计，实现了60MPa高温高压条1.液压差动机构；2.外筒；3.保压内筒；4.球阀割芯总成；5.触压头；6.取芯钻头图1新型保压密闭取芯工具 石油与钻掘工程 252023年第8期西部探矿工程件下大直径岩芯获取，解决了取芯工具岩芯直径小、保压能力弱及保温效果差的技术难题。2.1工具结构的优化优化取芯工具结构：保压密闭取芯采用球阀密封的方式，岩芯进筒后，如果产生碎块，会影响球阀的正常关闭，因此在球阀密封总成机构中增加了引芯套，防避免岩芯直接接触球阀和密封总成造成球阀卡顿，提升了工具的可靠性，该球阀设计通过有限元分析：应力和变形数据计算结果与模拟井下施工状态的实测数据非常接近4。优化割芯总成尺寸，增大岩芯与割芯总成下部组件间的环空间隙，降低了破碎岩芯造成堵芯的几率。该保压密闭取芯工具主要特点：采用内提式液压差动机构，安全性好，可靠性高；内筒中加入密闭液，钻进和起钻过程中，岩芯不接触钻井液，防止岩芯污染；采用球阀密封的方式，取芯钻进时，岩芯通过球阀进入内筒，钻取岩芯完成后，在内外筒差动作用下旋转关闭，实现内筒下部密封5；取芯工具到达地面后，利用液氮对岩芯进行快速超低温冷冻，使岩芯中的油气水等组分因低温失去流动性，防止其向外扩散；采用储存式随钻测量技术，能够得到准确测量封闭内筒中的温度和压力；采用内壁光滑的高强度耐腐蚀铝合金内筒，便于岩芯冷冻与切割，有助于岩芯顺畅进入内筒6。2.2优化取芯钻头，提高机械钻速为提高PDC复合片切削能力，针对页岩的岩性特点，优化设计了1306和1306M两种类型的取芯钻头，其主要设计特征如图2所示：攻击性较强的浅抛物线冠形设计，在垂直于钻头轴线平面内对钻头切削齿进行周向布置设计，以确保切削齿能完全覆盖井底7。采用直径13mm复合片，中等布齿密度，攻击性的切削齿角度。刀翼式布齿模式，提高复合片冷却、清洗效率，提升钻头使用寿命。主切削齿采用进口高性能复合片，内外保径采用天然金刚石给予加强，提升钻头整体抗冲、抗磨能力。图2取芯钻头设计2.3优化密闭液性能为保证密封性，保压密闭取芯工具内筒总成上部无排气结构，使用粘度过高的密闭液，将增加岩芯进筒的难度。针对储层井底温度相对较高，采用以蓖麻油为基础的密闭液，配合适量的纳米封堵剂等材料，使密闭液粘度适中，能更好的匹配针对储层井底温度，起到保护岩芯作用，该密闭液即使经过超低温冷冻，恢复常温状态后仍不影响后期实验室岩芯的化验分析。3现场应用3.1取芯施工方案优化柴达木盆地涩北气田第四纪产层埋藏浅、含气井段长，地层疏松、泥质含量高，气、水关系复杂，井眼易缩径、易塌8，针对涩北气田储层的特点及保压密闭取芯技术要求，将原有的保压密闭取芯工具进行优化、改进使其更适应气田储层。改进后的工具在上一代工具基础上增加了岩芯的直径，优化了割芯总成、球阀机构，使得岩芯即使小于钻头尺寸5mm以上仍然可以保证岩芯收获率，并且降低了堵芯发生的几率。该井取芯工具主要参数：工具长度9.2m，岩芯直径79mm，钻头外径215.9mm，额定保压65MPa。针对保压取芯的目的层Q1+2-、层组泥岩段为主，地层胶结一般，易破碎的特点，结合在涩北气田常规取芯的经验9，优化了取芯施工方案：内筒总成提前密封试压，保压取芯工具中的保压系统，特别是其中的密封系统，密封262023年第8期西部探矿工程点多，现场施工中任何一个点出现密封不严，将会导致保压失败10。因此，正式施工之前，对所有密封系统进行室内试压试验，检验工具的密封性，提升了保压成功率；在不影响岩芯收获率并保证井下安全的前提下，钻进参数选择高排量、高转速、低钻压，其中钻压控制在3050kN，转速控制在5065r/min，排量为1518L/s，减少钻具的振动频率,有利于岩芯整齐,成柱性好；采用先超低温液氮冷冻内筒，再进行切割的岩芯并密封保存的地面处理方式，保压工具起至地面时，内筒中处于高压状态，冷冻后直接切割内筒，最大限度地保护岩芯中的气体原始状态。经过讨论ST1井的取芯层位与取芯工具安排如表1所示。表1ST1井保压保形取芯层位层位Q1+2-层组进尺（m）18100取芯方式保形取芯保压取芯收获率80.0%50.0%(散碎地层)岩芯直径（mm）10180取芯工具型号数量保形取芯工具2套保压取芯工具4套钻头类型外径（mm）PDC215.9PDC215.93.2保压率的计算根据中石油行业标准 SY/T 5593-2016井筒取芯质量规范，保压率按照以下公式进行计算。B=PcPn100%（2）式中：B岩芯保压率，采用百分数表示；Pc地面实测岩芯压力，MPa；Pn井底液柱计算压力，MPa。3.3施工过程及使用效果该井总共取芯作业施工20筒次，取芯进尺118m，岩芯长度 111.3m，平均收获率 94.30%，平均保压率81.04%，见表2。表2ST1井保压密闭取芯数据统计表序号1234567891011121314151617181920合计井段(m)1201.001205.001207.001214.001214.001220.001220.001226.001226.001232.001232.001238.001238.001244.001244.001250.001250.001256.001256.001262.001262.001268.001268.001274.001274.001280.001280.001286.001286.001292.001292.001298.001298.001304.001304.001310.001310.001314.001314.001321.00进尺(m)47666666666666666647118芯长(m)075.8566663.7666665.75666647111.3收获率(%)010097.510010010010061.6710010010010010095.810010010010010010094.3井底压力（MPa)15.9816.0616.1416.2216.316.3816.4516.5316.6116.6916.7716.8516.931717.0817.1617.21地面保压(MPa)9.9913.7613.1713.4313.6113.7713.913.7613.4410.1813.7515.1614.1513.814.2613.815.03保压率(%)62.5285.6881.682.883.584.0784.583.2480.9260.9981.9989.9783.5881.1883.4980.4287.33备注保形取芯保形取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保压取芯保形取芯保压取芯能够收集密闭取芯降压脱气散失的可动流体。由该流体得到的饱和度可对密闭取芯散失的流体进行校正11。因此，在保压取芯储层流体饱和度恢复时，对不同方法得到的流体分别计算。保压取芯主要272023年第8期西部探矿工程有收集气、校正气、总气、收集水、残余水、总水、气水总饱和度。在上述饱和度中，通常把收集到的水饱和度与气饱和度之和称为可动流体饱和度12。进行涩北气田保压取芯储层流体饱和度恢复，可得到ST1井各层样品储层流体饱和度，保压效果较好的岩芯气水总饱和度在90%以上，最大含气饱和度68.2%。具体列举第1416筒保压取芯过程描述：第 14 筒 次（保 压 取 芯）：取 芯 井 段 1274.001280.00m，进尺6.00m，芯长6.00m，收获率100.00%，井底静液压力 16.85MPa,地面保压 15.16MPa,保压率89.97%，排量17L/s，转速50r/min,泵压4MPa，钻压2060kN,平均钻时32min/m，压力温度曲线见图3。第 15 筒 次（保 压 取 芯）：取 芯 井 段 1280.001292.00m，进尺6.00m，芯长6.00m，收获率100.00%，井底静液压力 16.93MPa,地面保压 14.15MPa,保压率83.58%，排量17L/s，转速50r/min,泵压4MPa，钻压2060kN,平均钻时31min/m，压力温度曲线见图4。第 16 筒 次（保 压 取 芯）：取 芯 井 段 1292.001298.00m，进尺6.00m，芯长6.00m，收获率100.00%，井底静液压力 17.00MPa,地面保压 13.80MPa,保压率81.18%，排量17L/s，转速50r/min,泵压 4MPa，钻压 2060kN,平均钻时38min/m，压力温度曲线见图5。图3气体点火实验和温度、压力曲线图图4地层砂样和温度、压力曲线图图5砂质泥岩和温度、压力曲线图4结论与建议（1）大通径球阀密封装置和高强度保压内筒实现了岩芯直径和保压能力的同步提升；内提式差动总成和上部密封机构解决了复杂井眼条件下保压成功率低和取芯收获率低的难题，保压取芯工具综合技术指标（下转第33页）282023年第8期西部探矿工程D.中国石油大学(华东),2017.5何保生,王明杰,狄勤丰,王文昌,沈子俊.带旋转导向工具的底部钻具组合动态应力有限元分析及优化J.钻采工艺,2013,36(5):77-80，15.6胡以宝,狄勤丰,李汉兴,王文昌,姚建林.带旋转导向工具底部钻具组合的动力学特性分析及参数优化J.石油钻采工艺,2011,33(2):8-11.7姚建林,狄勤丰,胡以宝,邹海洋.空气钻井斜直井眼中钻柱的动力学特性及失效机理J.中国石油大学学报:自然科学版,2008(3):63-67.（上接第28页）得到显著提高。（2）保压密闭取芯必须考虑液氮冷冻解冻时间对计算数据精度的影响。（3）蓖麻油基密闭液，对井底温度较高的适应性更强。（4）建议增加涩北气田保压取芯井的试验井次，进一步明确泥岩气储层的真实含气能力和储集能力。特别是对于深层泥岩气、海陆过渡相泥岩气等新区新领域的勘探，可优先试验保压取芯，这对于指导泥岩气地质勘探具有重要意义。参考文献：1陈磊,田景春,文怀军,等.柴达木盆地北缘鱼卡煤田侏罗系煤层气特征及含气性评价J.石油实验地质,2019,41(2):215-221.2胡畔,郑凯中,等.保压储气取芯工具设计研究,2018,41(2):89-90.3苏洋,杨立文,刘兴欣.肯基亚克盐下油田小井眼取芯技术J.石油钻采工艺,2018,40(1):58-62.4罗军.保温保压取芯工具球阀工作力学的有限元分析J.石油机械,2014,42(7):16-19.5朱永宜.KZ型单动双管取芯钻具的研制与应用J.石油钻探技术,2006,34(3):19-22.6杨立文,苏洋,等.GW-CP194-80A型保压取芯工具的研制J.天然气工业,2020,40(4):91-96.7贾月果.新型取芯钻头的研制与应用J.石化技术,2018,25(4):72-75.8张存福,等.涩北气田钻井工程提速、提效措施及成效J.天然气工业,2014,34(10):133-136.9李永平,等.保压密闭取芯技术在台6-28井的应用M.青海石油,2009,27(4):10-13.10 张洪君,刘春来,等.深层保压密闭取芯技术在徐深12井的应用J.石油钻采工艺,2007,29(4):110-112.11 陈朝晖,等.涩北气田疏松砂岩气藏微观气水驱替实验J.西南石油大学学报:自然科学版,2013,35(4):139-144.12 马力宁,等.保压取芯储层流体饱和度分析方法以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例J.天然气工业,2016,36(1):76-80.The Application of Pressure Maintaining and SealingCoring Technology in Well ST1LU Bao-bin1,ZHENG Feng1,YU Guo-wei2,XIE Meng-yu3(1.Bohai Drilling Engineering Technology Research Institute,Tianjin 300450,China;2.Jidong Oilfield Exploration and Devel-opment Construction Engineering Division Tanghai County,Tang-shan Hebei 063200,China;3.Great Wall Drilling EngineeringTechnology Research Institute,Panjin Liaoning 124010,China)Abstract:The purpose of the risk exploration well ST1 in Qinghaioilfield is to explore the potential of the unconsolidated shale gasfield in Sanhu area,evaluate the oil,gas,and water content of itscore under the original pressure state,and establish shale gas evalu-ation standards by various analysis and testing.It is a great signifi-cance for the exploration potential of the Sebei Gas Field.In viewof the loose formation and developed mudstone in the coring wellsection of Sebei Gas Field,which makes it difficult to guaranteethe coring yield,a new type of pressure maintaining sealed coringtool was designed,and the coring construction parameters were op-timized to make it more suitable for Oil shale formation.On thepremise of ensuring the core recovery rate and pressure retentionrate,the operation cycle has been shortened.Key words:Pressure maintaining coring tool;Core harvestingrate;Risk exploration wells;ST1 well33