渤中8—4—2探井三个地层压力剖面预测分析

渤中凹陷北坡古近系层序地层与岩性圈闭预测的开题报告一、研究背景及意义渤中凹陷北坡是中国海相碳酸盐岩发育地区之一，具有重要的油气资源潜力。

古近系是渤中凹陷北坡的主要沉积层系，也是发育优质储层和圈闭的主要层位。

近年来，随着勘探技术的不断发展和应用，油气勘探和开发技术的主要瓶颈已经从勘探目标向勘探精度和效率转移。

因此，预测古近系层序地层和岩性圈闭成为渤中凹陷北坡油气勘探的重要课题。

二、研究内容（一）古近系层序地层分析利用大量的地震资料和岩心资料，分析渤中凹陷北坡古近系层序地层，确定地震反射面和时域层位的对应关系，识别不同时期的沉积体系，并进行层序地层分析。

（二）岩性分析与评价对古近系储层岩性进行细致的分析，包括地震属性分析、测井曲线分析、岩心分析等，对不同储层类型进行评价，从而达到优选储层的目的。

（三）岩性圈闭预测将古近系层序地层分析和岩性分析结果结合起来，综合评价储层和盖层性质，并针对研究区内的构造演化、古地貌演变、沉积体系演化进行岩性圈闭预测，预测圈闭位置、形态、大小、类型等参数。

三、研究方法（一）地震反演技术通过地震反演技术，获取沉积意义明显的反射面及地质体的几何形态和属性，对研究区进行地震地层划分和层序地层分析。

（二）岩心描述与实验室分析通过现场取岩心和室内试验，获取岩性、物性等信息，识别储层、盖层、顶底界面，评价岩性特征，为圈闭预测提供基础数据。

（三）储层评价方法主要采用测井曲线综合解释法、岩心分析法、地震属性分析法等综合应用的方法，分析控制储层特征的重要参数，如孔隙度、渗透率、饱和度、厚度等。

四、研究进展及成果预期（一）研究进展完成对渤中凹陷北坡古近系层序地层及岩性的细致分析和评价，对不同储层类型进行分类和描述，建立完整的古近系地层序列和岩性分析体系。

（二）成果预期研究结果将有效指导渤中凹陷北坡油气勘探和开发，提高资源发现和开采效率，具有较强的应用价值。

第34卷第3期岩性油气藏V ol.34No.3收稿日期：2021-07-29；修回日期：2021-09-05；网络发表日期：2021-11-04基金项目：中海石油（中国）有限公司“七年行动计划”科技重大专项“渤海油田上产4000万吨新领域勘探关键技术”（编号：CNOOC-KJ135ZDXM 36TJ 08TJ ）资助文章编号：1673-8926（2022）03-0060-10DOI ：10.12108/yxyqc.20220306引用：何玉，周星，李少轩，等.渤海湾盆地渤中凹陷古近系地层超压成因及测井响应特征［J ］.岩性油气藏，2022，34（3）：60-69.Cite ：HE Yu ，ZHOU Xing ，LI Shaoxuan ，et al.Genesis and logging response characteristics of formation overpressure of Paleogenein Bozhong Sag ，Bohai Bay Basin ［J ］.Lithologic Reservoirs ，2022，34（3）：60-69.渤海湾盆地渤中凹陷古近系地层超压成因及测井响应特征何玉，周星，李少轩，丁洪波（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）摘要：通过渤海湾盆地渤中凹陷古近系的测压、测井数据建立全井段地层压力曲线，划分其垂向超压带，并根据垂直有效应力-速度交会图、烃源岩发育层段及镜质体反射率分析了超压成因和类型，完善了超压成因的识别方法。

研究结果表明：①渤中凹陷古近系东二下段至沙三段均发育异常超压，超压成因主要为欠压实、有机质生烃、流体传导，随着地层年代变老，超压成因由欠压实向有机质生烃、流体传导等非欠压实成因变化。

②欠压实超压多发生在厚泥岩段，声波速度变化小，岩石密度较小，垂直有效应力稳定；有机质生烃超压层段的声波速度低于正常压实地层的速度，但随深度增加略有增大，垂直有效应力较小；流体传导超压一般发生于不具备自源型超压生成条件的流体封存箱，声波速度及岩石密度均为正常压实趋势，实测压力纵向上随深度线性增加，表现为同一压力系统。

区域性工程地质综合评价.1 基础地质和工程地质条件.1.1 海底地形与地貌渤中区为一浅缓盆地，由莱州湾和中央盆地等构成，地势自西南向东北缓倾斜，渤海海峡是通向外海的海口。

区内等深线大致与海岸平行，较平直稀疏，最大水深出现在海口北老铁山水道，测得最大水深70.6m，大部分海域小于30m。

海底坡度除个别地区较大外，一般小于0.3－0.2‰，自岸向盆地中央渐缓，大致在20－25m水深附近有不明显转折，莱州湾坡度为0.13－0.11‰，盆地中央小于0.14－0.10‰。

本区东北角海底起伏较大，脊沟发育，其间相对高差10－15m，坡度较大，局部地段可达3.74－2.0‰。

区内海底地貌形态与类型均比较简单，以堆积地貌为主，侵蚀地貌少见，大致可分为：近代黄河水下三角洲、莱州湾海湾堆积平原、渤中浅海堆积平原和海口涨潮流三角洲。

其中涨潮流三角洲堆积脊沟地区地形起伏较大，近代黄河三角洲东北岸和现代河口三角洲岸滩海底尚处在不平衡状态，前者正遭受侵蚀改造与调整，后者还在快速淤积与建造，二者边缘地带常出现冲刷沟谷和塌陷。

.1.2 现代沉积作用黄河每年输入的大量泥沙（6－10×10t/a）是区内沉积作用的主要物源。

入海的粗粒级泥沙，在现代河口附近粉砂急速堆积，局部地段年淤厚可达6m，边缘地带粉砂质粘土和粘土质粉砂聚集，现代沉积速率大于3.0cm/a。

入海的细粒悬浮泥沙，在海流搬运与扩散下，在海盆中央及其渤海湾口地带，淤积厚达4－6m松软的粉砂质粘土和粘土质粉砂，现代沉积速率0.1 －0.19cm/a。

在与辽东湾交接地带增至0.35cm/a。

莱州湾东部和北部基本不受黄河入海泥沙的影响，以粉砂沉积为主，是沿岸河流输入泥沙的结果，现代沉积速率0.3cm/a。

东部海口附近涨潮流三角洲自成体系，近海口处冲刷作用强烈，粗砂、砾石和粘土散布于基岩表面，三角洲主体主要沉积细砂，南侧与浅海或海湾平原交接地区，粗细砂泥相混，以砂－粉砂－粘土沉积为主，现代沉积速率为0.1 －0.27cm/a。

591 背景BZ34-1N-F25是在BZ34-1F平台布置的一口勘探开发一体化井本井设计钻井工期14.5天，实际完钻工期18.54天。

其中复杂情况2.75天，占14.8%；修理停工1.3天，占7%。

通过分析本井复杂情况发现在三开8-1/2″井眼钻进过程中，倒划眼频繁憋压、蹩扭矩是影响该井作业时效的主要原因。

2 复杂情况简述本井三开钻进过程中，共进行2次短起下钻。

钻进至2218m，进行第一次短起，在1800m～1700m井段频繁憋压，该进段全角变化率大，综合录井图显示此处为砂泥岩互层。

继续钻进至2703m，进行第2次短起，倒划眼过程中频繁憋压，抬钻具；憋压后井口瞬间失返，立即下放钻具无法找到泄压点，回接一柱，继续寻找泄压点，泄压困难。

倒划眼短起至2218m（第一次短起老井眼），仍然频繁憋压。

憋压井段主要在砂泥岩互层井段，对照综合录井图，倒划眼扶正器进入泥岩段压力明显升高。

每次憋压，恢复正常后，振动筛处返出较多红褐色硬质泥岩碎屑。

短起至9-5/8″套管鞋，循环，下钻至2458m，遇阻10t，无法通过，划眼下钻2612m，憋压顶驱蹩停。

扭矩、泵压恢复正常后，倒划眼仍然憋压蹩扭矩。

倒划眼至泵压、扭矩恢复正常之后，发现Xceed 涡轮转速异常，连续井斜与方位不更新，HV和HVM 电压值偏低，起钻更换钻具，直拔起钻至井口，井眼顺畅。

重新组合第二趟马达随钻测井钻具，下钻至2612m，遇阻10t，无法通过，划眼下钻至井底。

三开钻进至完钻井深2918m，钻进过程中频繁憋压，扭矩较大。

每柱倒划时，经常蹩停顶驱，泵压正常。

完钻后，倒划眼起钻，在砂泥岩互层井段仍然频繁憋压、蹩扭矩，起钻至井口。

组合测井钻具，本井采用下划眼测井，在砂泥岩互层井段（2500～2850m）仍有憋压蹩扭矩现象。

测井结束，循环调整钻井液性能，试起钻，遇卡15t，上下活动钻具无法通过，倒划眼起钻至2350m，期间频繁蹩扭矩。

3 原因分析经过分析，在整个钻井过程中，倒划眼起钻频繁憋压蹩扭矩，造成起下钻效率低，主要有以下几点原因：1）钻具组合刚性较强，与造斜处轨迹有些许不协调，且扶正器距离较近，岩屑容易在双扶正器之间堆积，倒划眼时，环空堵塞，极易憋压；2）裸眼段长，旋转导向钻进井段长达1100m，井眼规则，扩大率较小，极易造成蹩扭矩现象；3）扶正器进入泥岩段，压力明显升高，可能地层应力释放或者泥饼性能不佳，造成泥岩段缩径，致使倒划眼过程中憋压蹩扭矩[1]；4）泥浆性能不佳，岩屑不能有效的带出来，泥饼不够强和韧，是摩阻大、岩屑多的原因[2]；5）本井段使用5-1/2″S 级钻杆，接头外径7-1/4″，存在岩屑在每柱钻杆接头处堆积的可能，造成频繁憋压、蹩扭矩；6）马达钻具所钻井眼的井眼扩大率较大，部分井段可能存在大肚子的情况，岩屑堆积，是出现憋卡的原因之一[3]。