Study on Cap Rock Stability during SAGD Production in Shallow Oil Sand in Block M,Canada
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摘要: 高温条件下上覆盖层的稳定性及对注入蒸汽的有效封堵作用对于浅层油砂蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的成功开发至关重要。为了在加拿大M区块应用SAGD技术时为开发方案设计与安全生产提供技术支撑，通过X射线衍射分析、CT扫描、稳态平板法与三轴应力测试，获取了该区块油砂盖层岩心的矿物组成、微观结构、热力学参数及岩石力学参数；利用小型水力压裂试验确定了油砂储层及盖层岩石的最小地应力与地层破裂压力梯度；采用油藏流体模拟与应力模拟耦合的方法，分析了SAGD开发过程中盖层的应力分布状态。试验与模拟结果表明：M区块油砂盖层岩心中黏土矿物含量较高，遇水可能发生膨胀，造成强度降低；盖层岩石没有裂隙或微裂缝，但存在弱面区，岩石物性表现出非均质性；盖层的最小主应力为3.65 MPa，沿垂直方向，有利于对注入蒸汽进行有效封堵；整个开采生命期盖层的Mises应力最大值始终低于最小主应力，在设计的SAGD注汽温度与压力条件下，M区块油砂储层上覆盖层不会发生塑性形变或破坏，在整个生产期间能够保持密封的稳定性。研究形成的油砂SAGD开采盖层稳定性评价方法，为该类油藏热采注汽压力优化设计与矿场施工提供了理论依据。Abstract: The stability of overlying cap rock and its effective sealing to the injected steam under high temperature are crucial for the successful development of shallow oil sand with steam assisted gravity drainage (SAGD).The mineral composition,microstructure,thermodynamic parameters and rock mechanics parameters of the core from cap rock in the Block M,Canada were obtained by X-ray diffraction analysis,CT scanning,steady-state plate method and tri-axial stress test.A mini-fracturing test was used to define the minimum in-situ stress and the formation fracture pressure gradients of the oil sand reservoir and its cap rock.The stress distribution of cap rock during SAGD production was analyzed by coupling a numerical simulation of reservoir fluid dynamics with geomechanics.The experimental and simulation results show that the content of clay minerals in the core of cap rock is high,while the proportion of illite-montmorillonite mixed layer is as high as 35%.The core may expand when it contacts with water,resulting in a decrease in strength.The cap rock has no cracks or micro-cracks,but has a weak surface area,and exhibits heterogeneity in its petrophysical properties.The minimum principal stress (along vertical direction) of cap rock is 3.65 MPa,which is beneficial for the effective sealing of injected steam.During the entire lifecycle of production,the maximum Mises stress is always lower than the minimum principal stress of cap rock.Under the designed SAGD steam injection temperature and pressure,the overlying cap rock of oil sand reservoir in the Block M has not undergone plastic deformation or damage,and reliable sealing can be maintained throughout the production period.Based on the research results,a method was established to evaluate the cap rock stability of SAGD production of oil sand,and the research provides a technical reference for the optimization design and implementation of steam injection thermal recovery in such reservoirs.
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沧东凹陷位于黄骅坳陷南部，孔店组二段形成于相对封闭的湖盆环境，发育形成致密油气藏。随着石油工程技术的不断进步及对地质情况认识的深入，沧东凹陷孔二段细粒沉积岩的勘探开发取得了突破，致密油气已成为大港油田重要的接替资源。为了提高沧东凹陷致密油气的开发效益，需要采用长水平段水平井开发。但是，该区域无长水平段水平井钻探先例，可借鉴经验少，需要进行关键技术研究。为此，笔者从井身结构优化、井眼轨道设计、井眼轨迹控制方式优选择、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选与性能优化、提速提效技术措施选择和套管安全下入方式优选等方面进行了研究，形成了致密油气藏水平井钻井关键技术，并在2口井进行了成功试验，为实现沧东凹陷致密油气藏的高效开发提供了技术支持。
1. 钻井技术难点
沧东凹陷致密油气藏埋深3 500.00～4 000.00 m，水平井造斜点井深超过3 000.00 m、裸眼段长大于2 500.00 m、水平段长大于1 500.00 m，且钻遇巨厚石膏层和多个漏层，给安全高效钻井带来了极大挑战。分析认为，主要钻井技术难点为[1–2]：
1）水平段和裸眼段长，摩阻高、扭矩大、循环压耗高，对钻井设备和钻具的性能要求高，设备和钻具的优选难度大。
2）要求靶框范围上下≤2.0 m、左右≤5.0 m，且着陆后的控制点多，需要频繁调整井眼轨迹，对井眼轨迹控制技术的要求很高。钻井过程中携岩困难，尤其在井斜角45.0°～65.0°井段极易形成岩屑床，增大了井眼轨迹控制难度和卡钻的风险。
3）孔一段地层顶部有厚约110.00 m的石膏层，石膏纯度高，易造成钻井液污染，对钻井液抗污染性能要求高；馆陶组底部砾岩段、沙一段底部生物灰岩段和孔一段断层存在不整合面，钻井过程中发生井漏的风险高，对钻井液封堵性能要求高；水平段和裸眼段长，摩阻大，施加钻压困难，卡钻风险高，对钻井液润滑防卡性能要求高[3–4]。
4）储层以泥岩和页岩为主，硬脆性强，部分地层含有少量浅灰色细砂岩。泥岩以紫红色和灰色泥岩为主，硬度高、研磨性强，钻头磨损严重，机械钻速低。页岩微裂缝和层理发育，容易发生页岩表面水化及渗透性水化，引起井眼失稳。
2. 钻井关键技术
针对上述钻井技术难点，从井身结构、井眼轨道、井眼轨迹、钻井设备、钻进工具、钻井液，以及钻井提速提效技术、套管安全下入技术等方面进行了研究，形成了致密油气藏水平井钻井关键技术。
2.1 井身结构优化
水平井井身结构设计时，除了考虑地层压力和必封点等因素外，还应考虑钻井设备负荷和井下风险。在保证实现地质目标的前提下，尽可能缩短裸眼段长度、降低摩阻扭矩、缩短裸眼浸泡时间和减轻钻机负荷，并降低井壁垮塌风险[5–6]。
根据沧东凹陷致密油气藏的地层岩性、三压力剖面、注水情况、漏层分布和施工难度，水平井设计采用三开井身结构：1）一开采用ϕ339.7 mm表层套管封固明化镇组以上松软地层，并安装井口装置，为下部安全钻井提供条件；2）为了兼顾地层压力、注水情况、裸眼段长度和施工难度的需求，二开采用ϕ244.5 mm技术套管封固孔一段枣Ⅲ油组注水层位；3）三开采用ϕ139.7 mm油层套管封隔油、气、水层。
2.2 井眼轨道设计与井眼轨迹控制技术
水平井井眼轨道设计需要综合考虑邻井防碰、井眼轨迹控制方式和难度等因素，进行分段优化，保证井眼轨迹平滑，并精确中靶[7–10]。
2.2.1 井眼轨道设计
1）造斜点优选。东营组和沙河街组地层有大段硬塑性泥岩，容易发生井眼失稳；ϕ311.1 mm井段深部泥岩层定向钻进托压严重，定向效率低。因此，选择在孔一段造斜，造斜点井深3 000.00～3 200.00 m。
2）造斜率优化。为了保证井眼轨迹平滑，尽量缩短造斜段长度，降低施工难度，减轻设备负荷、降低钻井风险。因此，将第一增斜段造斜率控制在（2.4°～3.0°）/30m，井斜角控制在30°～35°；第二增斜段造斜率控制在（3.0°～3.5°）/30m，井斜角控制在82°～86°进入第一控制点；微降斜段降斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，井斜角控制在80.0°～82.0°进入第二控制点；第三增斜段造斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，快速进入末端控制点，开始钻进水平段。
2.2.2 井眼轨迹控制技术
考虑施工难度和井下风险，确定了2种井眼轨迹控制技术方案：若造斜点在ϕ311.1 mm井段，第一增斜段和稳斜段采用“ϕ215.9 mm×1.25°螺杆钻具+ϕ172.0 mm MWD”控制井眼轨迹，后续井段采用“ϕ172.0 mm旋转导向钻具+ϕ172.0 mm LWD”控制井眼轨迹；若造斜点在ϕ215.9 mm井段，则全程采用ϕ172.0 mm旋转导向钻具控制井眼轨迹。由于旋转导向钻井成本高，为了降低成本，建议现场根据水平段的长度选择经济高效的井眼轨迹控制技术：水平段不大于1 000.00 m的水平井，采用“水力振荡器+MWD+螺杆钻具+近钻头地质导向工具”控制井眼轨迹；水平段长度大于1 000.00 m的水平井，采用旋转导向钻具控制井眼轨迹。
2.3 钻井设备和钻具优选
选择钻井设备和钻具时，需要综合考虑大钩载荷、扭矩、循环压耗、井眼清洁和井下故障处理能力等因素。利用软件模拟分析了不同井眼轨道、钻具组合、钻井液性能、钻井参数和摩阻系数等条件下大钩载荷、扭矩、循环压耗和井眼清洁效果等关键参数的变化规律，优选出最佳的钻井设备和钻具。
1）顶部驱动装置优选。大钩载荷和扭矩模拟计算结果如图1所示。由图1可知，最大扭矩为27.7 kN·m。为了提高井下故障处理能力，选用DQ70BSD型顶部驱动装置，最高转速200.0 r/min，最大连续输出扭矩60.0 kN·m。
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图 1 大钩载荷和扭矩模拟计算结果Figure 1. Simulation calculation results of the hook load and torque2）钻井泵优选。循环压耗模拟计算结果如图2所示。由图2可知，最高循环压耗为37.4 MPa。为了提高钻井泵的安全性，选用1台F–2200HL高压钻井泵和2台F–1600加强型钻井泵，其额定工作压力分别为52.0和40.0 MPa。
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图 2 循环压耗模拟计算结果Figure 2. Simulation calculation results of the circulation pressure loss3）钻具优选。从图1可以看出，起钻、复合钻进和下钻的最大大钩载荷分别为1 677.6，1 268.0和999.5 kN。兼顾大钩载荷、扭矩和循环压耗，根据满足强度前提下尽可能降低钻机负载的原则，选用ϕ139.7 mm钻杆（钢级S137）×2 000.00 m+ϕ127.0 mm钻杆（钢级G105）。其中，ϕ127.0 mm钻杆采用非标准NC52扣型和ϕ107.7 mm水眼，以进一步降低循环压耗，减轻钻井泵负载。
2.4 钻井液体系优选和性能优化
综合考虑石膏层抗污染、斜井段携岩、水平段抑制防塌和润滑防卡等因素[11]，三开ϕ215.9 mm井段选用钾盐聚合物钻井液，配方为：4.0%～6.0%膨润土+5.0%～7.0% KCl+0.3%～0.5%抗盐强包被抑制剂BYJ–Ⅰ+2.0%～3.0%抗盐降滤失剂+2.0%～3.0%抑制防塌剂BZ–YFT+0.2%～0.3%提切剂+0.8%～1.0%低渗透封堵剂+2.0%～3.0%液体润滑剂+0.2%～1.0%KOH。钻井液性能优化措施为：
1）提高抗石膏污染能力。钻井液中定时补充六偏磷酸钠胶液，并随钻加入KOH进行处理。但是OH—含量过高会分散剥离泥页岩，影响防塌效果，要求pH值维持在8.0～10.0。
2）提高钻井液的抑制性。为了保证钻井液的抑制防塌效果，钻井期间要求K+含量不低于500.0 mg/L，并及时补充抗盐强包被抑制剂BYJ–Ⅰ和抑制防塌剂BZ–YFT，改善滤饼质量，控制API滤失量不大于3.0 mL、高温高压滤失量不大于10.0 mL。
3）提高携岩能力。用大分子处理剂和携砂粉等控制钻井液动切力，孔一段和孔二段的钻井液动切力分别控制在8.0～12.0 和12.0～16.0 Pa；保证钻井液动塑比不小于0.5、六速旋转黏度计3 r/min的读数不小于4.0。
4）提高润滑防卡性能。用原油作为润滑剂，钻井液含油量控制在5.0%～8.0%，保证摩阻系数不大于0.06；同时，进入水平段后全程开启离心机，清除钻井液中的有害固相，降低摩阻。
2.5 钻井提速提效技术
1）提高定向效率。ϕ311.1 mm造斜段和稳斜段采用ϕ203.2 mm水力振荡器，减轻滑动钻进托压，提高定向效率。该工具基本结构见图3，主要通过自身产生的轴向振动，将滑动钻进过程中钻柱与井壁之间的静摩擦转变为动摩擦，降低钻柱与井壁之间的摩擦阻力，提高滑动钻进钻压的传递效率[12–13]。综合考虑井斜角、钻井液性能、摩阻和工具振荡力等情况，将其安放在距离钻头220.0 m左右处。
2）优化钻井参数。为了提高ϕ215.9 mm井段孔一段和孔二段地层的机械钻速和井眼清洁能力，采用大排量、大钻压和高转速钻进。大排量主要用来提高井眼清洁能力，高转速主要用来提高机械钻速和井眼清洁能力，大钻压主要用来提高机械钻速[5]。具体钻井参数为：钻压100.0～140.0 kN，转速120.0～130.0 r/min，排量32.0～35.0 L/s。
3）PDC钻头设计。根据孔二段砂泥岩研磨性高的特点，对PDC钻头进行了个性化设计[14]，具体设计方案为：五刀翼结构（3个长刀翼+2个短刀翼），ϕ16.0 mm主切削齿，28颗前排切削齿，切削齿侧倾角2.0°～10.0°，后倾角15.0°～25.0°；每个刀翼3颗ϕ13.4 mm后排切削齿，后排齿与前排齿的高度差1.5～2.0 mm。另外，为了使切削效率更高，采用顺时针布齿（比逆时针布齿攻击性更强）；为了提高钻头的冷却效果、井底清洗效果和射流冲击力，设置5个ϕ7.9 mm喷嘴和2个ϕ8.7 mm喷嘴，可基本实现井底全覆盖。设计的PDC钻头流体动力学数值模拟结果如图4所示。由图4可知，井底最大漫流速度可达28.6 m/s。
4）提高携岩能力。每钻进1个单根划眼1次，钻进1个立柱正划眼、倒划眼各1次，充分循环携岩。随着井眼延伸和井斜角增大，仅依靠提高排量无法保证井眼清洁。此时，需要在钻具中加入井眼清洁工具，利用其机械刮削和水力旋流的作用清除岩屑床[15]。井眼清洁工具主要由耐磨带、螺旋棱、导流槽和叶轮组成（见图5）。螺旋棱在旋转过程中刮削井壁上的虚滤饼或岩屑床，使其从压实状态变为自由状态；导流槽和叶轮在钻井液流过时产生涡流，将井眼中自由状态的虚滤饼或岩屑向上推移，携带出井口。综合裸眼段长度、井斜角和有效作用距离等因素，确定井眼清洁工具的安放方式为：钻具最底端安放1只，安放在距离钻头60.0 m左右；钻具最顶端安放1只，安放在井斜角40.0°附近；钻具中间每隔90.0～120.0 m安放1只。
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图 5 井眼清洁工具基本结构1.耐磨带；2.螺旋棱；3.导流槽；4.叶轮Figure 5. The basic structure of the wellbore cleaning tool2.6 套管安全下入技术
为了保证套管安全顺利下入，利用软件分析了ϕ139.7 mm套管的下入能力，优化了扶正器的安放位置和数量。同时，为了提高预测精度，在下套管前最后一次通井时，记录起下钻悬重，测算起下钻摩阻系数，作为模拟套管下入的摩阻系数。
1）井眼准备。下套管前分别带单稳定器、双稳定器和三稳定器进行3次通井。通井时，若下钻阻力超过40.0 kN，立即接顶驱划眼，划眼到底后对划眼井段进行短起下钻验证，确保顺畅后再进行下一步工序；起钻遇阻的井段再次进行划眼，并短起下钻验证。
2）套管扶正器下入方案。为了保证套管居中度和套管能安全下入，选用ϕ206.4 mm整体式半刚性扶正器。利用软件模拟优化确定了套管扶正器的下入方案：水平段每隔2根套管加1只扶正器，造斜段每隔1根套管加1只扶正器，直井段每隔5根套管加1只扶正器。
3）套管下入方式优选。考虑裸眼段和水平段较长，以及套管扶正器数量多、套管下入难度系数大等情况，利用软件对常规下套管方式进行了模拟分析。模拟结果表明，下入套管时，套管下放大钩载荷952.3 kN，套管静止大钩载荷1 100.5 kN，套管下放大钩载荷大于静止大钩载荷的30%。结合模拟预测结果和通井情况，确定采用常规下套管方式。
3. 现场试验
大港油田沧东凹陷页岩油水平井GD1701H井和GD1702H井试验应用了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术，钻井过程中未发生井下故障，整体效果良好，具体数据见表1。2口井平均井深5 370.00 m，平均水平段长1 379.60 m，平均机械钻速11.4 m/h，平均钻井周期59.2 d。其中，GD1701H井创造了大港油田5 000.00 m以深水平井钻井周期最短、机械钻速最高、钻机月速最高和水平段最长等4项纪录。
表 1 沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术试验数据Table 1. Key technical test data for horizontal well drilling in tight oil and gas reservoirs of Cangdong Sag井号 水平位移/m 水平段长/m 井深/m 垂深/m 井斜角/（°） 方位角/（°） 钻井周期/d 机械钻速/（m·h–1） GD1701H 1 984.00 1 449.10 5 465.00 3 851.30 91.3 91.5 55.2 13.2 GD1702H 1 835.90 1 310.10 5 275.40 3 930.40 85.1 193.4 63.2 10.0 GD1701H井采用三开井身结构，施工过程中未出现漏失、溢流和井眼失稳等问题，且钻井效率高。该井钻进过程中井眼轨迹控制良好，钻井液润滑性能高，采用常规下套管方式未出现遇阻现象。其中，二开采用“水力振荡器+MWD+螺杆钻具”控制井眼轨迹，定向机械钻速达到3.3 m/h，且无托压现象；三开采用“旋转导向钻具+LWD”控制井眼轨迹，平均机械钻速达到9.2 m/h。
GD1701H井最大悬重1 900.0 kN，最大扭矩26.0 kN·m，循环压耗最高达29.0 MPa，选用的钻机、钻井泵和钻具满足了安全高效钻进要求。应用设计的PDC钻头钻进孔一段和孔二段紫红色泥岩、灰色砂岩、灰色泥岩和油页岩，单只钻头完成造斜段和水平段，进尺1 177.00 m，平均机械钻速9.7 m/h，提速效果显著，说明设计的个性化PDC钻头地层适应性强。
该井馆陶组钻遇8.0 m厚的杂色砾岩，沙一段钻遇8.0 m厚的生物灰岩，孔一段钻遇断层及不整合面，钻进过程中及时补充随钻堵漏剂BZ–DSA，未出现漏失现象。孔一段钻遇厚约149.0 m的石膏层，进入石膏层之前配制六偏磷酸钠胶液，维持钻井液pH值始终在9.0以上，待振动筛处发现石膏侵时加入胶液，未出现钻井液受钙污染的问题。定时测量钻井液含油量、API滤失量、高温高压滤失量和动切力等关键参数，控制含油量在5%以上、API滤失量不超过3.0 mL、高温高压滤失量不超过10.0 mL、动切力在15.0 Pa左右，保证了钻井液抑制防塌、润滑防卡和携岩性能满足要求。
4. 结论与建议
1）沧东凹陷致密油气藏埋藏深，水平井具有造斜点深和水平段长的特点，摩阻、扭矩和循环压耗高，对钻井设备要求高；从上到下钻遇多个漏层和巨厚石膏层，对钻井液性能要求高；孔一段和孔二段地层有大段硬度高、研磨性强的泥岩，机械钻速低，对钻头匹配性要求高。
2）沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术可以解决长水平段水平井钻井过程中存在的技术难题，尤其是井身结构及井眼轨道优化设计、高润滑抗污染强抑制防塌钻井液和钻井提速提效等方面，实现了沧东凹陷致密油气藏的高效开发。
3）钻前利用软件对大钩载荷、扭矩、循环压耗和井眼清洁程度等进行预测，为优选钻井设备和钻具提供了理论依据。高性能钻井设备和高强度钻具确保了长水平段水平井的安全高效施工。
4）为了兼顾水平段施工难度和钻井成本，建议根据水平段的长度选择经济高效的井眼轨迹控制技术。对于水平段小于1 000.00 m的水平井，采用“水力振荡器+MWD+螺杆钻具+近钻头伽马地质导向工具”控制井眼轨迹；对于水平段长度大于1 000.00 m的水平井，采用旋转导向钻具控制井眼轨迹。
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