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[摘 要]米桑油田已開发了几十年，某些区域埋深于不同的地层压力系数变化也不一样，所以要开发这些油气存在着很大的地质风险，比如卡钻、井涌、地层出水导致井壁不稳定坍塌、井漏、溢流等。为了控制以上风险，必须有效地隔开、封固以上异常地层压力井段，在整个钻井工作过程中，卡好、卡准每准每个层位。经过在钻井前要仔细进行地层对比、根据钻井参数进行判断和根据测井资料进行判断，成功地在米桑油田新钻井5口，均卡好、卡准了每个层位，未发生钻井事故，一次固井成功，为以后钻井施工积累了丰富的经验。
[关键词]米桑油田；综合应用；多种方法；钻井卡层准确率
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）23-0051-01
1 前言
米桑油田坐落于伊拉克的南部，靠近伊朗和伊拉克的境，主要分三个区：Fauqi区、Buzurgan区和Ghirab区，共有两套主力油层，即第三系的Asmari和白垩系的Mishrif。在特定地质年代沉积环境下，油田存在多个地层压力系统，基本上可分为四套地层压力系统，第一套地层压力系统为第三系的UpperFars组，第二套地层压力系统为第三系的LowerFarsMB5组，第三套地层压力系统为第三系的MB4到MB2组，第四套地层压力系统从第三系的MB1组一直延伸到白垩系的Rumailar组。受特定的地质沉积年代和沉积环境以及地壳运动的影响，三个区中，Fauqi和Ghirab二个区的每套地层压力系统的海拔深度及厚度变化较大。
由于这三个区的油田都已开发了几十年，某些区域埋深于不同的地层压力系数变化也不一样，所以要开发这些油气存在着很大的地质风险，比如卡钻、井涌、地层出水导致井壁不稳定坍塌、井漏、溢流等。为了控制以上风险，每口井的地质要求下入13-3/8”和9-5/8”套管隔开MB5上部的常压和MB5到MB2的异常异常高压井段。而这两套技术套管能否准确的下到位，有效地隔开、封固以上异常地层压力井段，在整个钻井工作过程中，卡好、卡准每个层位就显得至关重要。
2 主要做法
2.1 在钻井前要仔细进行地层对比
根据新钻井周围老井的地质测井资料进行预测、判断，在Buzurganq区，井深至1970.0m，返出的岩屑中有零星石膏，这些石膏在地层中通常是石膏固体形式存在，再钻至井深2000m左右，可见厚度约1.0m左右的石膏，出石膏后，通常在70-80m左右就开始进入异常高压井段，深度大约在2080.00-2090.00m左右，也就是MB5组。从MB5组上部开始，再钻80-85m，开始进入第四套石膏的第二套石膏中，其厚度一般都在5m左右。MB4的岩性主要是巨厚膏岩、厚页岩；MB3的岩性主要是巨厚膏岩、页岩互层，中部有三套巨厚膏岩，最后一层岩性结束，底部为一巨厚膏岩、页岩互层，其厚度通常在35m左右。MB2完全是一套岩层，在FAUQI区和Ghirab区，MB2的岩层厚度变化很大，尤其是Ghirab区的厚度最不稳定。从已掌握的地质资料料看，在Ghirab区，MB2组最薄的只有3m左右，最厚达到110m；FAUQI区，MB2岩的厚度在5-67m之间，穿过MB2岩，就进入LowerFars的MB1组。MB1组主要岩性是薄到中厚的膏岩、薄层泥岩，厚度32-34m，地层压力异常高，其上部第一膏岩（MB2底部）最厚也只有1.2-1.8m厚，在第一膏岩下面有一薄层，厚度0.2-0.3米的白云质砂岩。
MB2的地层卡层除了采用前面MB5、MB4、MB3的地层卡层方法，还有一点要注意，即：MB3第三岩性结束后，下部的一套膏泥（页）岩互层整体厚度稳定，通常在30m，在一套厚度5-7m米的泥（页）岩下部，有三套中厚膏岩，夹有两个薄层泥（页）岩，上面一泥岩厚度2m，下面一泥岩厚度1m，可以作为一套标志层。
2.2 根据钻井参数进行判断
在钻井过程中，在岩屑没有返出前，要判断当前所在地层的岩性，主要是根据机械钻速和扭矩等井参数的变化情况来加以判断。通过已经完钻的的几十口井的钻井参数看，在进入MB1前，要将机械钻速计算隔离，从原来的整米计算，精确到0.1m计算，不仅能避穿MB1组的第一膏岩，而且能根据直观的数据变化来判断岩性。在MB5上部，由于石膏里的水分未完全排除，膏岩都比较软，机械钻速较快，扭矩也小。而页岩的硬度相对较好，扭矩较高，机械钻速也慢。当进入MB5的中下部，接近MB4组时，膏岩地层的扭矩摆动幅度大，机械钻速变慢，而泥岩机械钻速加快，扭矩变小。主要的原因是因为在MB5组中，下部的膏岩中的水分基本上已经完全排除，膏岩下页岩的颜色也逐渐由棕褐色变为灰色。这里要说明的一点是，如果使用井下导向马达，钻井过程中的扭矩参考值不大，就要多参照钻井本身的资料，提前做出岩性、地层井段、地层中的机械钻速以及返出岩屑比来卡准地层。
2.3 根据测井资料进行判断
第三系灰岩和白垩系灰岩段地各地层的划分，根据测井声波、中子密度、深浅阻率、以及伽马所反映的岩性变化情况进行划分预判。致密和非致密（孔隙发育），声波、中子密度、深浅电阻率都有明显的变化，泥质灰岩或泥质含量重的灰岩段，伽马曲线上也能看出有明显的起伏。致密的井段声波在50-60us/ft左右，中子0-6pu，密度在2.62-2.65g/cm3左右，深浅向电阻率在20-200Ω·m以上；非致密层60-63us/ft左右，中子12-18pu左右；密度在2.40-2.55g/cm3左右，深浅向电阻率8-10Ω·m。根据以上数据提前做出岩性剖面图以及录井合成图，再根据所在地层的钻井井参数（WOB、RPM、TORQUE、ROP、D-Exp）的变化，提前预判当前所在地层的岩性、确定其厚度，同时参照录取的岩屑资料。通过这种方法与钻井方法结合卡层，精确度很高，精度可精确到0.1米。
3 应用效果
通过在钻井前要仔细进行地层对比、根据钻井参数进行判断和根据测井资料进行判断等措施，成功地在米桑油田新钻井5口，均卡好、卡准了每个层位，未发生钻井事故，一次固井成功，为以后钻井施工积累了丰富的经验。对异常高压层段钻井各项技术进行研究，解决了生产中的难题，并可推广应用到国内外类似油田。
参考文献
[1] 赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册（第2版）.北京：中国石化出版社，2011.
作者简介
王健，男，1981年11月出生，助理工程师，从事海洋钻修井工作。
[关键词]米桑油田；综合应用；多种方法；钻井卡层准确率
中图分类号：TE242 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）23-0051-01
1 前言
米桑油田坐落于伊拉克的南部，靠近伊朗和伊拉克的境，主要分三个区：Fauqi区、Buzurgan区和Ghirab区，共有两套主力油层，即第三系的Asmari和白垩系的Mishrif。在特定地质年代沉积环境下，油田存在多个地层压力系统，基本上可分为四套地层压力系统，第一套地层压力系统为第三系的UpperFars组，第二套地层压力系统为第三系的LowerFarsMB5组，第三套地层压力系统为第三系的MB4到MB2组，第四套地层压力系统从第三系的MB1组一直延伸到白垩系的Rumailar组。受特定的地质沉积年代和沉积环境以及地壳运动的影响，三个区中，Fauqi和Ghirab二个区的每套地层压力系统的海拔深度及厚度变化较大。
由于这三个区的油田都已开发了几十年，某些区域埋深于不同的地层压力系数变化也不一样，所以要开发这些油气存在着很大的地质风险，比如卡钻、井涌、地层出水导致井壁不稳定坍塌、井漏、溢流等。为了控制以上风险，每口井的地质要求下入13-3/8”和9-5/8”套管隔开MB5上部的常压和MB5到MB2的异常异常高压井段。而这两套技术套管能否准确的下到位，有效地隔开、封固以上异常地层压力井段，在整个钻井工作过程中，卡好、卡准每个层位就显得至关重要。
2 主要做法
2.1 在钻井前要仔细进行地层对比
根据新钻井周围老井的地质测井资料进行预测、判断，在Buzurganq区，井深至1970.0m，返出的岩屑中有零星石膏，这些石膏在地层中通常是石膏固体形式存在，再钻至井深2000m左右，可见厚度约1.0m左右的石膏，出石膏后，通常在70-80m左右就开始进入异常高压井段，深度大约在2080.00-2090.00m左右，也就是MB5组。从MB5组上部开始，再钻80-85m，开始进入第四套石膏的第二套石膏中，其厚度一般都在5m左右。MB4的岩性主要是巨厚膏岩、厚页岩；MB3的岩性主要是巨厚膏岩、页岩互层，中部有三套巨厚膏岩，最后一层岩性结束，底部为一巨厚膏岩、页岩互层，其厚度通常在35m左右。MB2完全是一套岩层，在FAUQI区和Ghirab区，MB2的岩层厚度变化很大，尤其是Ghirab区的厚度最不稳定。从已掌握的地质资料料看，在Ghirab区，MB2组最薄的只有3m左右，最厚达到110m；FAUQI区，MB2岩的厚度在5-67m之间，穿过MB2岩，就进入LowerFars的MB1组。MB1组主要岩性是薄到中厚的膏岩、薄层泥岩，厚度32-34m，地层压力异常高，其上部第一膏岩（MB2底部）最厚也只有1.2-1.8m厚，在第一膏岩下面有一薄层，厚度0.2-0.3米的白云质砂岩。
MB2的地层卡层除了采用前面MB5、MB4、MB3的地层卡层方法，还有一点要注意，即：MB3第三岩性结束后，下部的一套膏泥（页）岩互层整体厚度稳定，通常在30m，在一套厚度5-7m米的泥（页）岩下部，有三套中厚膏岩，夹有两个薄层泥（页）岩，上面一泥岩厚度2m，下面一泥岩厚度1m，可以作为一套标志层。
2.2 根据钻井参数进行判断
在钻井过程中，在岩屑没有返出前，要判断当前所在地层的岩性，主要是根据机械钻速和扭矩等井参数的变化情况来加以判断。通过已经完钻的的几十口井的钻井参数看，在进入MB1前，要将机械钻速计算隔离，从原来的整米计算，精确到0.1m计算，不仅能避穿MB1组的第一膏岩，而且能根据直观的数据变化来判断岩性。在MB5上部，由于石膏里的水分未完全排除，膏岩都比较软，机械钻速较快，扭矩也小。而页岩的硬度相对较好，扭矩较高，机械钻速也慢。当进入MB5的中下部，接近MB4组时，膏岩地层的扭矩摆动幅度大，机械钻速变慢，而泥岩机械钻速加快，扭矩变小。主要的原因是因为在MB5组中，下部的膏岩中的水分基本上已经完全排除，膏岩下页岩的颜色也逐渐由棕褐色变为灰色。这里要说明的一点是，如果使用井下导向马达，钻井过程中的扭矩参考值不大，就要多参照钻井本身的资料，提前做出岩性、地层井段、地层中的机械钻速以及返出岩屑比来卡准地层。
2.3 根据测井资料进行判断
第三系灰岩和白垩系灰岩段地各地层的划分，根据测井声波、中子密度、深浅阻率、以及伽马所反映的岩性变化情况进行划分预判。致密和非致密（孔隙发育），声波、中子密度、深浅电阻率都有明显的变化，泥质灰岩或泥质含量重的灰岩段，伽马曲线上也能看出有明显的起伏。致密的井段声波在50-60us/ft左右，中子0-6pu，密度在2.62-2.65g/cm3左右，深浅向电阻率在20-200Ω·m以上；非致密层60-63us/ft左右，中子12-18pu左右；密度在2.40-2.55g/cm3左右，深浅向电阻率8-10Ω·m。根据以上数据提前做出岩性剖面图以及录井合成图，再根据所在地层的钻井井参数（WOB、RPM、TORQUE、ROP、D-Exp）的变化，提前预判当前所在地层的岩性、确定其厚度，同时参照录取的岩屑资料。通过这种方法与钻井方法结合卡层，精确度很高，精度可精确到0.1米。
3 应用效果
通过在钻井前要仔细进行地层对比、根据钻井参数进行判断和根据测井资料进行判断等措施，成功地在米桑油田新钻井5口，均卡好、卡准了每个层位，未发生钻井事故，一次固井成功，为以后钻井施工积累了丰富的经验。对异常高压层段钻井各项技术进行研究，解决了生产中的难题，并可推广应用到国内外类似油田。
参考文献
[1] 赵金洲，张桂林.钻井工程技术手册（第2版）.北京：中国石化出版社，2011.
作者简介
王健，男，1981年11月出生，助理工程师，从事海洋钻修井工作。