根据奇林格^[2]、OSBORNE M J^[3]、王江涛^[4]及郝芳^[5]等人的研究可知异常地层压力成因有十多种, 归纳起来主要有3类:一是岩石孔隙体积变化, 如压实作用、构造挤压等; 二是孔隙流体体积变化, 如温度变化、烃类生成等; 三是流体压力变化和流体流动, 如渗透作用等。某些区域为上述条件中的某一项单独起作用, 某些则是2种或2种以上因素共同作用。根据沈章洪^[6]等人的研究可知, 渤海油田异常高压的主要成因有4种:单纯欠压实型、欠压实主导型、生烃主导型及流体传导型。垂向上, 随地层由新变老, 地层超压类型由单纯欠压实型为主逐渐向生烃主导型为主过渡。平面上, 辽东湾、黄河口、莱州湾地区的单纯欠压实型超压的比例明显高于环渤中地区, 而环渤中地区的生烃主导型超压的比例又显著高于其他地区。欠压实导致的地层压力异常可以采用d_c指数法、声波时差法等, 生烃成因可以采用气测法检测。

目前常规操作中使用的d_c指数模型思路是利用钻井参数、钻井液参数来反映地层可钻性, 一般地层可钻性随着地层埋深的增加而变差, 当出现欠压实时, 地层可钻性偏离正常趋势线反而会变好, 利用地层可钻性变化与地层压力变化之间的函数关系, 就可计算钻头处地层压力。

钻井过程中影响钻速因素较多, 如钻压、转速、地层硬度、钻井液性能、钻头磨损、水力因素等, 通过消除一些与地层不相关的外在因素, 得到校正后的钻速可以反映地层可钻性。渤海油田普通砂泥岩对井场使用的PDC钻头磨损较小, 在同一钻井条件下, 如钻头不变、泥浆泵排量不变, 可以忽略钻头磨损及水力因素影响, 这样影响钻速主要变量因素是地层可钻性、钻压、转速、钻井液密度4种, 结合修正后杨格钻速方程, 得出地层可钻性方程

式中, d_c为地层可钻性指数, 无量纲; R为钻速, m/h; W为钻压, kN;W₀为门限钻压, kN;N为转速, r/min; ρ_m为钻井液循环当量密度, g/cm³; ρ_n为正常孔隙流体压力梯度等效密度, g/cm³。

式(1)适用于渤海油田使用的PDC钻头, 建立的地层可钻性d_c与深度变化关系曲线符合正常沉积压实变化规律, 通过平移趋势线可以消除岩性、钻头类型及大小对钻速的影响。

基于趋势线的地层压力计算方法有很多种^[9-10], 如等效深度法、Enton法及比值法等, 其中Enton法计算模型为

式中, ρ_P为地层压力梯度等效密度, g/cm³; ρ₀为上覆压力梯度等效密度, g/cm³; ρ_n为正常地层压力梯度等效密度, g/cm³; d_cn为正常压实趋势线值; b为Enton指数, 地区常数。

渤海油田实时曲线数据库中存有2 000余口渤海已钻井历史实时钻井参数数据。针对监测井选择邻井, 从数据库中提取钻井参数。按照d_c指数法处理钻井参数, 计算地层压力。结合实际测压值, 可以确定出趋势线的参数与Enton指数。同样, 利用邻井的测井资料, 采用声波时差法计算地层压力。结合实际测压值, 可确定趋势线的参数与伊顿系数。多口邻井得到的趋势线, 利用不同求平均值的方法, 处理多条趋势线与Enton指数, 得出更精确的基础参数。

在监测井或者批次井每一开次作业结束后, 利用钻后测井资料, 再次回归趋势线参数以及Enton指数, 校准后用于下一开次的压力随钻监测。

同时在作业过程中, 配合随钻过程中的气测表现与岩屑录井图, 综合评判随钻监测压力。在钻井过程中, 石油、天然气以2种方式进入钻井液。一是来自钻碎的岩石中的油气进入钻井液; 二是由钻穿的油气层中的油气, 经渗滤和扩散的作用而进入钻井液。油气层被钻开后, 岩屑中的油气由于受到钻头的机械破碎的作用, 有一部分逐渐释放到钻井液中。单位时间钻开的油气层体积越大, 进入钻井液的油气越多。油气层中油气的扩散是指油气分子通过某种介质从浓度高的地方向浓度低的地方移动而进入钻井液。油气层中油气的渗滤是指油气层的压力大于液柱压力时, 油气在压力差的作用下, 沿岩石的裂缝、孔隙以及构造破碎带, 向压力较低的钻井液中移动。

地层孔隙压力与井筒当量钻井液柱压力的相互变化, 会导致气测出现3种情况。如果井筒钻井液当量不变, 随着地层孔隙压力变化, 当孔隙压力小于井筒钻井液当量时背景气会保持稳定, 是否出现单根气则主要取决于接单根时的抽吸当量最小值是否仍然大于孔隙压力, 当井筒钻井液当量与地层孔隙压力之间的正压差逐渐降低或接近平衡时, 会初步出现单根气并伴随着单根气逐渐增大, 而如果二者出现负压差时, 背景气和单根气均出现增大变化。

在随钻地层压力监测过程中, 以过渡带作为压力校正点, 此时存在如下关系:接单根抽汲井筒当量≤地层孔隙压力 < 井筒开泵循环钻井液当量。此时井筒开泵循环钻井液当量和接单根抽汲井筒当量, 均可根据实际工况参数与软件模拟获得。

利用Drillworks软件和实时数据库中监测井实时链接, 钻进过程中同步计算, 对于渤中19-6油气田第1口勘探井渤中19-6-1井, 首先选择已经完钻的渤中22-1-2井为目标邻井, 对该井测井资料以及地层压力资料进行分析, 获得Enton指数为0.5, 趋势线斜率0.000 172、截距1.004 5。应用于渤中19-6-1井Ø311.2 mm井段。

在滚动勘探后, 根据前期勘探井数据, 如该区块已经钻完渤中19-6-1、2、3、4、5井, 其中1、3、5井具有实际测压值。因此利用3口实钻数据, 根据d_c指数法回归趋势线, 得到趋势线参数, 见表 1。利用算术平均值法, 求得趋势线方程(3)

式中, d_cn为基于钻井参数计算的趋势线值, 无量纲; H为深度, m。

表 1  基于dc指数法回归趋势线参数

将该趋势线用于渤中19-6-6井的随钻地层压力跟踪:利用测井资料验证d_c指数法随钻跟踪压力的准确度。钻后得到的声波测井资料, 运用声波时差法求出地层压力, 与随钻跟踪的数值进行比对。分析渤中19-6-1、3、5井Ø215.9 mm井眼钻后声波测井数据, 利用正常压实地层泥页岩声波时差点进行回归, 回归得到趋势线方程的斜率和截距, 见表 2。同样, 利用算术平均值法, 求得趋势线方程(4)

式中, d_t为基于声波时差数据计算的正常趋势线值, 无量纲; H为深度, m。

表 2  基于声波时差法回归趋势线参数

将该趋势线用于分析渤中19-6后续勘探井的地层孔隙压力监测, 可知利用邻井多条趋势线得到的平均趋势线, 可较好地利用d_c指数法计算出地层压力。如表 3所示为渤中19-6区块9口勘探井随钻地层压力监测与钻后声波计算结果的对比, 可以看出, 除渤中19-6-4井和渤中19-6-7井无钻后测井声波资料外, 其他7口井, 对比误差均在3%以内, 即随钻跟踪准确度达到97%以上。

可以看出, 对于类似渤中19-6区块的因欠压实而导致的地层异常压力, 通过与钻井工程结合采用适合PDC的模型方法, 利用多次校正方法和软件实时计算, 能够准确监测地层压力, 具有良好的推广应用前景。

表 3  渤中19-6区域随钻及钻后地层压力对比

(1) 结合异常地层高压成因, 选择合适的监测技术和方法是准确监测随钻压力的关键因素。实例表明, 钻到预测异常高压井段时, 控制钻速钻进有利于异常高压监测, 该井预测结果与钻后测试数据基本吻合。

(2) 随钻地层压力监测d_c指数法结合了渤海油田PDC钻头使用情况及海上钻井作业情况, 找出了影响钻速的4种主要因素:地层可钻性、钻压、转速、钻井液密度, 忽略微小影响因素如钻头磨损、水力因素, 校正后的钻速可以反映地层可钻性, 建立易于井场操作的地层可钻性模型, 并且符合正常沉积压实规律。

(3) 通过邻井与已钻井数据的多次回归、阶段校正、气测综合校正等方法的应用, 准确监测了渤中凹陷19-6构造的地层压力, 为钻井安全、钻井液密度选择提供有力指导。