表1(Table 1)
格拉芙油田位于伊拉克南部, 主要有Mishrif层、Zubair层、ratawi层和Yamama层等4个油层[1]。近年来，多家国际石油服务公司在该油田进行了取心钻探，整体取心收获率均未超过80%，主力油层Mishrif层取心收获率仅有58%，导致该层地质资料严重不足和缺失。2015年，为进一步弄清该油田的储量分布及油藏特性，甲方计划在油田的C，E和F等3个井区布设3口探井，中国石油集团长城钻探工程有限公司承担了这3口探井的钻井取心任务。
Mishrif层渗透率高，取心过程中极易发生压差卡钻和出现托压现象，严重影响取心质量和钻井安全；且Mishrif层松软，灰岩油气压力高，岩心在低围压状态下易膨胀，堵心概率大，现有长筒取心技术难以适应该区块的地质情况。为此，笔者结合Mishrif层的地层特点和长筒取心工具的结构特点，研制了适用于高压油气层的泄压式铝合金内筒，并优选取心钻头和高强度外筒，制定详细的取心施工方案，形成了适用于Mishrif层的长筒取心技术，并完成了3口井的取心施工，共计取心309.00 m，平均取心收获率达到92.5%。
1 油田概况及取心技术难点 1.1 油田概况格拉芙油田的油气资源主要分布在白垩系碳酸盐岩储层中，其中Mishrif层是最主要的产油层，约占格拉芙油田石油储量的76%。该层主要岩性为多孔洞的灰岩夹页岩薄层，局部含硫化铁矿物。设计在格拉芙油田的Mishrif层进行取心，取心井段2 350.00~2 500.00 m。该油田3口探井均采用三开井身结构，分别为φ660.4 mm、φ444.5 mm及φ311.1 mm井眼，井眼轨道设计为“J”形，最大井斜角25.0°；设计完成150.00 m的取心作业，但取心作业周期仅为12 d，采用常规取心技术很难如期完成，因此拟采用长筒取心技术，以缩短作业周期。
1.2 取心技术难点1) 白垩系Mishrif层粒间溶孔大量发育，渗透率高达1 000 mD，极易发生压差卡钻。由于其为高压油气层，为保证钻井安全，无法从压力控制方面减小压差卡钻的风险[2-3]。
2) 3口探井取心井段的井斜角均达到25.0°，取心段井眼直径为311.1 mm，取心工具采用φ215.9 mm取心钻头配合φ212.0 mm稳定器，在大尺寸井眼中取心时无法保证工具的稳定性。
3) Mishrif层分为U层、Marl层、M1层、M2层和L层5个小层。其中，Marl层为泥灰岩层，泥质含量高，岩心极易发生水化膨胀，堵心概率高；L层为灰岩，岩性松软且油气压力高，抗压能力弱，易坍塌破碎；地层中还偶尔出现黄铁矿，硬度高达6.5，容易损坏取心钻头和工具[4-5]。如Ga-5井Mishrif层首次采用长筒取心技术进行取心作业时，取心钻进27.00 m，由于发生堵心，仅收获岩心6.50 m。
4) 长筒取心作业需连续钻进2~3个单根，一次可钻穿多套地层及夹层，必须及时准确地判断地层变化情况, 并相应地调整参数；且长筒取心钻具组合相对于常规取心更为复杂，稳定器数量多，加大了取心钻进和起下钻的作业风险[6]。如Ga-5井在第二次长筒取心过程中发生卡钻，导致取心工具损坏严重，该筒取心钻进18.00 m，仅收获1.60 m岩心。
2 主要取心工具格拉芙油田Mishrif层具有高压高渗的地层特性，极大地增加了取心作业难度，采用常规取心工具难以安全、有效地获取高质量的岩心。因此，在该储层进行取心作业时，应考虑取心工具对地层的适应性和安全性，并在此基础上对取心工具进行针对性的强化和改进。
2.1 取心工具针对格拉芙油田地层特点和取心难点，采用中国石油集团长城钻探工程有限公司自主研制的GW180-101型取心工具。该取心工具主要由取心钻头、安全总成、外筒总成、内筒总成、割心总成和悬挂总成组成，外径180.0 mm，所取岩心直径101.6 mm，采用自锁式割心方式。每套工具配备4个φ212.0 mm稳定器，稳定器数量可根据实际情况进行增减，并备有相应的φ180.0 mm替换短节。
该取心工具具有以下特点：1) 采用了新型外筒螺纹，螺纹抗拉能力可以达到1 800 kN，抗扭能力达到50 kN·m，并采用高强度梯形螺纹带摩擦环的安全总成，可大大提高安全系数；2) 针对该油田岩心易膨胀和易堵心的特点，对φ101.6 mm内筒内径进行了优化扩增，增大了岩心和内筒之间的间隙，以防止岩心膨胀后发生堵心。该取心工具安全性高，对地层的适应性强，可以满足高风险井的取心需求。
2.2 取心钻头根据格拉芙油田地层特点，优选了2种不同类型的取心钻头：一种是针对松软灰岩地层的DFC1308型PDC取心钻头(见图 1)。该钻头采用8刀翼和φ13.0 mm切削齿组合设计，并带有侧向水眼和防冲蚀“U”形槽，以避免钻井液冲蚀岩心；并且该钻头具有较高的刀翼面，钻井液排放空间大，既有助于降低压持效应，又有助于岩屑的及时运移，因此更适用于松软灰岩地层的取心作业。另一种是适用于泥灰岩及含铁矿物地层的DFC0809型PDC取心钻头(见图 2)，该钻头采用9刀翼和φ8.0 mm切削齿组合设计，冠部形状为长锥形，切削齿数达80个，适合切削钻进硬地层和非均质地层，对碳酸盐岩地层也具有良好的适用性。
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| 图 1 DFC1308型PDC取心钻头 Fig.1 PDC core bit of Model DFC1308 |
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| 图 2 DFC0809型PDC取心钻头 Fig.2 PDC core bit of Model DFC0809 |
泄压式铝合金内筒是筒壁上带有泄压阀的特制内筒，是针对格拉芙油田高压油气层进行的特殊设计。使用泄压式内筒主要有2个原因：1) 受长筒取心工具结构的影响，上部球座(回压阀)与井底钻头相距28.00 m，岩心释放气体后产生的压力无法完全通过回压阀排放出去，若岩心在内筒当中某一部位发生了膨胀，则内筒的连通性被阻断，形成活塞效应，回压阀失去作用，封堵在内筒中的压力难以释放，就会成为后续岩心的进筒阻力；形成活塞效应后，随之产生的钻压反向作用力也施加在岩心上，内筒中的岩心将承受更大的压力，使岩心更易坍塌破碎。2) 出心过程中若内筒中存在较大的压力，岩心容易从内筒中顶出，增加出心操作风险。为此，每个铝合金内筒从上至下均匀布置数个泄压阀，泄压阀能阻止外界流体的进入，并可以及时将内筒中的压力排放出去，降低岩心坍塌破碎的风险，避免形成活塞效应及后续的破坏作用。
2.4 内筒稳定装置内筒稳定装置包括防倒扣装置和内筒扶正装置，主要作用是维持内筒的轴向和径向稳定。由于长筒取心工具内筒由多处螺纹连接而成，在长时间的取心钻进过程中，有时因为内筒螺纹连接不紧、轴承失效或扭矩不稳定等原因，会导致内筒连接螺纹倒扣。一旦螺纹发生倒扣脱开，将会对整个取心作业造成严重影响。为此，专门设计了内嵌于钻头中的防倒扣装置，其中起作用的主要是3个凸起的轴承滚珠(见图 3)。内筒螺纹松卸倒扣时，内筒长度逐渐变长，当卡箍座接触到防倒扣装置上的滚珠时就会阻止螺纹继续倒扣，限制了螺纹倒扣的行程，同时保留了卡箍座与钻头之间的间隙。轴承滚珠可以将卡箍座与防倒扣装置的摩擦降至最低，不影响内筒的稳定性。内筒扶正装置是将连接内筒的双母接头加工成带扶正条的扶正装置，以维持28.00 m超长内筒径向的稳定性，确保岩心顺利入筒。
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| 图 3 防倒扣装置 Fig.3 Protector against back off |
由于采用长筒取心技术，为提高取心钻具的稳定性和取心质量，应在取心钻具组合中安装稳定器[7]。但是由于地层卡钻风险极高，稳定器数量过多也会有井下安全风险，为安全起见，仅采用了1个近钻头稳定器和2个中部稳定器，在上稳定器位置采用φ180.0 m替换接头(见图 4)。考虑到取心层位油气显示活跃，井控风险大，取心钻具组合中还增加了板式浮阀和随钻震击器。
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| 图 4 长筒取心钻具组合 Fig.4 Long barrel coring BHA |
取心钻具组合最终设计为：φ215.9 mm取心钻头+φ212.0 mm近钻头稳定器+φ180.0 mm取心外筒+φ212.0 mm稳定器+φ180.0 mm取心外筒+φ212.0 mm稳定器+φ180.0 mm取心外筒+φ180.0 mm替换接头+φ180.0 mm安全接头+φ171.0 mm浮阀(板式)+φ165.1 mm钻铤×2柱+φ165.1 mm转换接头+φ165.1 mm随钻震击器+φ165.1 mm转换接头+φ140.0 mm加重钻杆×20柱+钻杆。
3.2 滑轮组快速吊装系统取心内筒从钻台上的垂直方位吊运到地面的水平位置时，要保证其不产生弯曲变形和不破坏岩心[8]。国内外常用的吊运工具有滚动式岩心托架和液压岩心保护槽，其优点是能很好地固定和保护内筒；缺点是设备笨重，对内筒的二次转移需连同设备一起，灵活性差。为了保证铝合金内筒在吊运过程中不产生弯曲变形，同时提高内筒吊装作业效率，专门研制了滑轮组快速吊装系统。该系统可单人携带，作业效率高，内筒在提出井口的同时就可安装完毕；并且在吊运第一根内筒的同时井口可进行第二根内筒的安装，从而实现快速连续的出心作业，大大提高了出心作业效率。
3.3 岩心伽马扫描技术岩心伽马扫描技术可以在不破坏内筒和岩心的情况下分析岩性，为辨别岩性提供参考，并能减小处理岩心的工作量，是目前广泛应用的一种岩心分析技术。伽玛射线的强度与待测岩心中放射性元素的含量成正比，并且岩心中放射性元素的含量由岩石本身的特性决定，因此测量岩心的自然伽马射线强度并转化成电压脉冲信号，再采集该电压脉冲信号强度就能判断岩心的种类[9]。该次取心作业采用了自行式岩心伽马扫描仪，可在内筒吊装至场地后30 min内完成对岩心的扫描采样，获取采样数据后及时判断岩心种类并进行分析。
3.4 关键技术措施根据Mishrif层的地层条件和钻井取心特点，在井眼准备和取心钻进等环节制定了以下关键技术措施[10-11]：
1) 为保证取心作业顺利进行，在卡准层位准备取心之前应充分循环清洗井底，确保井眼干净畅通，井底无落物。
2) 取心作业前应对钻具进行通径，确保板式浮阀开关灵活，φ30.0 mm钢球能顺利通过。
3) 取心工具组装完毕应将取心工具提出井口检查卡箍座与钻头间隙是否合适，如过大或者过小应打开内筒调节接头进行调整。
4) 取心下钻速度控制在12柱/h以内，每下钻40柱打通一次水眼，下钻到底后先进行低泵冲试验并记录数据，数据采集完毕后充分循环井底。
5) 设定转速50~90 r/min，排量20~28 L/s，并根据不同钻进阶段和实际情况及时调整取心参数。
6) 引心阶段以5~10 kN钻压接触井底，通过牺牲一定的时间来换取岩心头的成型；正常钻进钻压控制在80 kN以内，理想钻压应在首次取心钻进期间通过试钻法求得。
7) 根据解决该地区井下故障的处理经验，连续取心不得超过2筒次，连续取心2筒次后应进行通井，将取心井段的井眼直径扩至311.1 mm，以保证下步取心作业能安全进行; 若井下情况复杂，可一筒一扩。
4 应用效果 4.1 应用概况根据地质需要，在格拉芙油田E，C和F等3个井区各部署1口探井，3口探井均在Mishrif层进行了长筒取心，设计取心309.00 m，收获岩心285.77 m，平均取心收获率达到92.5%，超过了80%的预期指标，取得了良好的应用效果(见表 1)。
| 井号 | 取心次数 | 取心井段/m | 进尺/m | 岩心长/m | 取心收获率，% | 平均机械钻速/(m·h-1) |
| E36P | 6 | 2 362.00~2 497.00 | 135.00 | 123.05 | 91.15 | 5.0 |
| C43P | 4 | 2 318.00~2 423.00 | 105.00 | 98.91 | 94.20 | 5.2 |
| F28P | 4 | 2 387.00~2 456.00 | 69.00 | 63.81 | 92.40 | 3.6 |
从现场应用情况来看，格拉芙油田C，E和F等3个井区的地层差异性较大，面临的问题也各不相同。E36P井的主要问题是，进入油水界面后钻具托压现象严重，机械钻速降低，岩心直径变细，起钻时岩心掉落导致收获率低，且发生2次严重卡钻事故。F28P井首次钻进时钻遇黄铁矿层，由于地层坚硬破碎，导致该筒岩心收获率较低；钻进至L层后，由于岩心松软，切割内筒时发现内部岩心发生了明显的膨胀。为应对地层变化，在该井首次采用了地层适应性更强的DFC0809型取心钻头，解决了地层非均质性强的难题；另外，应用泄压式内筒，降低了堵心风险，保证了该井的取心收获率。C43P井借鉴了E36P井的经验教训，在取心层位接近油水界面时将通井频率改为一筒一扩，并对钻井液性能进行了优化，增强了钻井液的润滑性和携岩能力[12]，取心过程较为顺利。
下面以E36P井为例介绍长筒取心技术的具体应用情况。
4.2 E36P井E36P井位于格拉芙油田东北部E井区，取心钻进应用了DFC1308型PDC取心钻头，首次取心时采用了试钻法求理想钻压[13]。经过观察，在转速60 r/min、排量24 L/s的情况下，机械钻速随钻压增大而加快，并在钻压达到50 kN时获得了5.0 m/h的理想钻速，钻压超过50 kN后机械钻速变化不明显，因此将理想钻压设定为50 kN。
该井前三次取心效果较好，第四次进入油水界面后，机械钻速有所降低，将钻压调整为70~80 kN后钻速无明显提高，并且取心结束后上提钻具困难，随后下放钻具启动顶驱，通过倒划眼才将钻具提出。钻具提出井口时发现下部有30 cm岩心露在取心钻头外面，岩心直径严重变细。后经测量发现，该筒岩心丢失4.74 m，最细处岩心直径仅为83.0 mm，判断为下部岩心直径过细直接掉落。在第六次取心时也遇到了同样的问题，钻进9.00 m时机械钻速明显降低，增大钻压后无明显变化，现场果断起钻。在起钻过程中发生卡钻，采取多种解卡措施无效，顶驱数次被憋停，最终启动震击器才成功解卡。由于起钻及时，本次取心仅丢失岩心0.80 m，将损失降至最低。
经过分析，该井机械钻速高的地层岩心直径一般是正常的，而机械钻速在3.0 m/h以下的地层岩心直径都严重变小，即使加大钻压也不能明显提高钻速，这是由于稳定器在新钻开的井眼托压导致的。由于地层的渗透性非常好，新井眼中迅速形成厚滤饼导致井径缩小，阻碍了稳定器顺利通过，一部分钻压作用在稳定器上，取心钻头没有获得足够的有效钻压，机械钻速下降，导致岩心表面被重复切削，直径变细。如果在钻进中出现托压现象，钻具长时间静止，不利于清除岩屑，且易发生压差卡钻[14]，二者极易同时发生，具有一定的关联性。
该井按照“取心—取心—扩眼”的预案步骤进行，第1，3，5筒取心是在φ311.1 mm井眼进行的，第2，4，6筒取心是在φ215.9 mm井眼进行的，2次卡钻都是在第二次连续取心时发生，说明满眼连续取心存在较大风险。因此从安全角度考虑，在该地区进行长筒取心作业时一筒一扩的作业方式更为安全，且应及时调整钻井液的性能，必要时增强钻井液的润滑性和携岩能力，有助于保证取心作业安全进行。在C43P井的取心作业当中采取了上述措施，4次取心均未发生严重卡钻和钻具托压现象，岩心直径均符合标准，效果显著。该井平均筒进尺达到26.25 m，平均取心收获率达到94.2%，2项指标均为该油田钻井取心最高纪录。
5 结论1) DFC1308型取心钻头对Mishrif层的灰岩地层具有良好的适用性，平均机械钻速达到5.0 m/h；DFC0809型取心钻头适用于非均质性强的地层，应根据地层变化合理选择取心钻头类型。
2) 泄压式内筒不仅可以有效降低高压油气层松软岩心的堵心风险，还能避免出心时岩心被顶出。
3) 为了降低取心作业的风险，在卡钻风险高发地层进行长筒取心作业应合理配置稳定器数量，建议结合格拉芙油田“J”形井特点开展长筒取心工具稳定性研究。
4) 制定施工预案，准确掌握地层规律，及时判断井下异常情况和调整施工参数，以保证取心收获率；建议采用可以防止岩心掉落的双岩心爪，以提高取心收获率。
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