大慶外圍油田注水井鉆關(guān)技術(shù)研究

摘要：大慶外圍油田以中低滲透油藏為主，目前外圍加密區(qū)塊鉆井一直沿用老區(qū)的鉆關(guān)壓力標(biāo)準(zhǔn)，由于外圍油田儲層物性差，注水井鉆關(guān)降壓過程持續(xù)時間長，嚴(yán)重影響了新井鉆建進(jìn)度;同時鉆關(guān)后壓力恢復(fù)速度慢，也嚴(yán)重影響了油田開發(fā)調(diào)整效果，因此，老區(qū)的鉆關(guān)標(biāo)準(zhǔn)在外圍低滲透油田加密調(diào)整過程中表現(xiàn)出適應(yīng)性差的問題日益突出，隨著鉆井技術(shù)的不斷發(fā)展，針對外圍低滲透油田需要探索既能實現(xiàn)安全鉆井，又能夠保證固井質(zhì)量的合理地層壓力界限。因此，有必要開展低滲透油藏鉆關(guān)技術(shù)研究，確定外圍油田鉆關(guān)新標(biāo)準(zhǔn)。

關(guān)鍵詞：鉆關(guān);儲層物性;低滲透

1、低滲透油田鉆關(guān)降壓周期

由于外圍油田儲層物性差，注水井鉆關(guān)降壓過程持續(xù)時間長，達(dá)到原鉆關(guān)要求，一般需要持續(xù)5個月以上甚至2-3年，嚴(yán)重影響了新井鉆建進(jìn)度;影響加密區(qū)塊的產(chǎn)量及效益。

2、影響注水井降壓規(guī)律因素

滲透率是儲層滲流、壓力傳導(dǎo)的關(guān)鍵因素，所以儲層滲透率是影響注水井降壓決定性因素，隨著滲透率降低，壓力傳播速度減慢，距離增加，壓力傳播速度減慢。

地層壓力傳播速度與滲透率及距離關(guān)系圖1

3、油田長期注水開發(fā)儲層性質(zhì)變化

油田開發(fā)中后期，在注入水的作用下，儲層性質(zhì)發(fā)生了很大變化，這些變化主要包括：儲層的巖性、物性、壓力等。

（1）、巖性變化

在注入水的長期沖刷及攜帶作用下，儲層的巖石性質(zhì)發(fā)生改變，主要表現(xiàn)在以下幾個方面：粘土礦物的含量及組成比例發(fā)生變化、巖石骨架發(fā)生變化。

（2 ）、物性變化

在注入水的作用下，儲層的巖性發(fā)生改變，導(dǎo)致儲層的孔隙度、滲透率等也隨之發(fā)生變化。離注水井較近的儲層，儲層物性變化一般較大，孔隙度、滲透率明顯增大;離注入井較遠(yuǎn)的儲層物性變化不大，甚至還會出現(xiàn)由于微粒遷移、沉淀、堵塞而造成孔隙度、滲透率降低的情況。

4、注水井井口壓力與待鉆井壓力關(guān)系

（1）、300m范圍內(nèi)的注水井

通過收集宋芳屯油田芳69-117井、芳101-103井、芳75-斜90井、芳91-斜99井4口井，完鉆后進(jìn)行了MDT壓力測試。MDT測試地層壓力增值與其300m范圍內(nèi)最高壓力注水井的井口壓力相近，差值在±0.3MPa以內(nèi)。

（2 ）、300～600m范圍內(nèi)的注水井

芳51-55井、芳97-99井、芳69-69井3口調(diào)整井完鉆后進(jìn)行了MDT壓力測試。MDT測試結(jié)果顯示地層壓力增值與注水井的井口壓力相差很大。

5、確定鉆關(guān)注水井的井口壓力

以宋芳屯油田葡萄花油層平均埋藏深度1500m計算注水井不同井口壓力時的地層壓力系數(shù)，繪制井口壓力與地層壓力系數(shù)關(guān)系圖。從井口壓力與壓力系數(shù)關(guān)系圖上看，當(dāng)注水井井口壓力為6MPa時，地層壓力系數(shù)1.40。

6、現(xiàn)場實鉆情況

鉆井液密度設(shè)計，主要參考300米以內(nèi)注水井，井口剩余壓力，鉆進(jìn)階段保持設(shè)計密度下限，完鉆后調(diào)整密度達(dá)到設(shè)計上限，保持電測階段平穩(wěn)。

（1）、采油八廠鉆關(guān)方案。300米以內(nèi)的注水井，壓力要求6.0MPa;300-500米之間的注水井，壓力要求8.0MPa;500-600米之間的水井，要求關(guān)井。上半年，在八廠共完鉆調(diào)整井51口，使用鉆井液比重在1.40-1.65 g/cm3之間，施工正常。

（2）、海拉爾希54-50井區(qū)，上半年完鉆8口調(diào)整井，共鉆關(guān)注水井31口。鉆關(guān)方案：300米注水井油壓低于8.0MPa，使用鉆井液密度1.30-1.45 g/cm3，平均1.36 g/cm3，施工正常，聲幅檢測8口，優(yōu)質(zhì)7口，合格1口，優(yōu)質(zhì)率87.5%。

7、結(jié) 論

（1）、分批次、壓力由低到高、逐步探索的試驗方式鉆井，在保證施工安全的前提下，證實了外圍低滲油田鉆關(guān)標(biāo)準(zhǔn)300m<6MPa，300-500m<8MPa，安全可控;

（2）、鉆關(guān)壓力優(yōu)化后，合理的鉆井液密度設(shè)計，有效緩解了外圍調(diào)整井孔隙壓力高、破裂壓力低的矛盾。鉆井實踐證明，使過去認(rèn)為不能鉆井的地區(qū)得以安全、優(yōu)質(zhì)地完成鉆井任務(wù)，對其他外圍高壓區(qū)塊具有較大的借鑒和指導(dǎo)意義;

參考文獻(xiàn)：

[1] 劉金發(fā)，鄧子汶，戴平生.松遼盆地北部三肇地區(qū)低滲透薄互層油藏勘探新進(jìn)展[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1994，13（2 ）。

[2] 高瑞祺，蕭德銘.大慶探區(qū)油氣勘探新進(jìn)展[M].北京：石油工業(yè)出版社，1992。

[3] 高瑞祺，蔡希源等.松遼盆地油氣田形成條件與分布規(guī)律研究[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997。

[4] 蒙啟安，黃薇，林鐵峰，張順，厲玉樂.松遼盆地北部巖性油藏形成條件與分布規(guī)律.[J].中國石油勘探，2004，第4期。

作者簡介：

韓德新，1967年生。1991年畢業(yè)于四川成都地質(zhì)學(xué)院石油地質(zhì)勘察系石油地質(zhì)專業(yè)，2007年大慶石油學(xué)院，工程碩士，高級地質(zhì)師，現(xiàn)在大慶鉆井一公司技術(shù)服務(wù)分公司工作。