CY油田伴生氣影響調整井固井質量的探討

王連生 楊國春 何俊才 閆玉良 許明朋

摘要：影響調整井固井質量的因素可分為兩大類，一類是地質因素或稱地下因素，另一類則是工程因素。對于CY油田而言，隨著逐步進入高含水后期，儲層流體不但含水較高，而且伴生氣含量也逐年升高。研究發(fā)現(xiàn)，封固質量差的層位與高含氣的層位具有較好的對應性，有必要針對高含氣問題開展固井工藝研究和現(xiàn)場試驗。

關鍵詞：調整井;固井質量;伴生氣;氣竄

1、前言

CY油田是早期注水開發(fā)油田，隨著油田進入高含水后期，地層壓力和儲層流體性質發(fā)生了巨大變化，同樣的施工工藝，未注水區(qū)塊的固井質量明顯好于已注水區(qū)塊，地下因素已經(jīng)成為影響調整井固井質量的主要因素，注水開采導致某些儲層壓力升高、含水升高，造成固井質量變差。近年研究發(fā)現(xiàn)，固井質量較差的層位與高含氣層位有明顯的相關性。

2、開發(fā)后期伴生氣含量大幅度升高

氣油比參數(shù)為采出1噸油時所伴隨產(chǎn)出的天然氣量，隨著開發(fā)不斷進入高含水后期，CY油田氣油比大幅度升高，CY1地區(qū)升高1倍以上（表1）。

氣油比的分布特征與構造位置密切相關，CY1、CY6、CY4地區(qū)位于構造高部位，氣油比相對較高。

3、高氣油比儲層中流體相態(tài)分析

油田開發(fā)初期，在油水界面以上，儲層中流體主要為油和天然氣，當壓力大于或等于飽和壓力時，天然氣溶解在原油中，流體相態(tài)為單相。當注水開采至油層見水后，壓力不低于飽和壓力時，流體相態(tài)為兩相-油和水，天然氣溶解在油和水當中。壓力10Ma，溫度55度℃時，天然氣在油中的溶解度約為31 m3/t，在水中的溶解度約為1.68 m3/m3（據(jù)薛海濤，劉靈芝等，2001，據(jù)郝石生，張振英，1993）。

隨著含水不斷升高，因為天然氣在水中的溶解度低于在油中的溶解度，相同壓力條件下，溶解天然氣的能力下降，當含水率超過某一數(shù)值時，天然氣就會析出。

對于CY油田，含水率大多在95%以上。含水率按95%計算，油層壓力按10Mpa計算，溫度按55℃計算，1噸油可溶解天然氣約31m3，19噸水可溶解天然氣1.68×19=31.92m3，合計約63m3。

目前，大部分地區(qū)的氣油比已經(jīng)在80m3/t以上，已經(jīng)超出油和水能夠溶解的氣量。不能溶解的天然氣以氣泡形式游離于儲層當中，與注入水和油一起形成三相流體。

在縱向上，各層天然氣含量不可能是均勻分布的。區(qū)域蓋層或夾層的巖性較為致密，一般為油頁巖、鈣質泥巖等，具有較好的密封能力。受重力分異作用，靠近其下部的油層將聚集更多的天然氣，如位于標準層（N2底）下部的S0 組、位于 S1-S2 夾層下部的S2 組和位于SP 夾層下部的P1 組油層的上部，含氣量更高。

4、高含氣層位與封固質量差層段的對應性分析

通過與封固質量差的層段對應分析發(fā)現(xiàn)，高含氣的層位封固質量差層段出現(xiàn)頻次明顯高于其他層位（表2，圖1）。

圖中可以看出，S0組、S2組和P1組出現(xiàn)頻次明顯高于其他層位，與高含氣層位相吻合。其中，P1組出現(xiàn)頻次最高，除高含氣以外，P1組高滲透、高含水對部分井造成不良影響，增加了封固差的頻次。以上分析表明，高含氣是影響固井質量不可忽視的重要因素，游離態(tài)天然氣產(chǎn)生氣竄導致固井質量變差。

5、結論

（1）CY油田開發(fā)后期，氣油比大幅度升高，平面分布與構造位置相關;

（2）根據(jù)天然氣在原油和水中的溶解度計算，CY油田儲層里含有游離態(tài)天然氣，流體變成更為復雜的三相流體;

（3）受重力分異作用，靠近蓋層或隔層下部的S0 組、S2 組和P1組油層含氣量更高;

（4）高含氣層位與封固質量差的層位相吻合，油田開發(fā)后期高含氣對固井的影響不可忽視。

參考文獻：

[1] 馬志紅，王連生，郭占謙等.大慶長垣喇、薩、杏油田天然氣動態(tài)機制及深部氣源[J].吉林大學學報（地球科學版），2008，38（5）：726-730.

[2] 薛海濤，劉靈芝等.天然氣在大慶原油中的溶解度[J].大慶石油學院學報，2001，25（2）：12-15.

[3] 郝石生，張振英.天然氣在地層水中的溶解度變化特征及地質意義[J].石油學報，1993，14（2）：12-22.

[4] 宋文明，陳小樓，任文進.大慶油田固井技術的研究與應用[J].測井技術，2004，28（S1）：1-8.

作者簡介：

王連生，1966.3-，黑龍江寶清人。1989年畢業(yè)于長春地質學院，2006年獲得吉林大學博士學位，從事石油地質研究。