2004-2005年-大庆油田井筒技术文集 节选

    近年来，黑龙江省石油学会钻井工程专业委员会通过组织各会员单位参加各种学术研讨
和技术交流活动，充分调动了广大工程技术人员的积极性和创造性，为广大工程技术人员交流
与展示新成果、新技术和新方法创造了良好的环境和机会。
    井筒技术涉及地质、钻井、完井、修井等多项技术，是一项综合性的石油工程应用技术。为
使近几年的*新研究成果与现场应用经验得以推广和传播，在专业委员会领导的积极倡议和
各会员单位的大力支持下，组织出版这本《大庆油田井筒技术文集2004--2005年》。本书收
集了2004--2005年大庆油田在井筒技术领域的先进技术和重要成果，其内容涉及钻井地质、
录井技术、钻井技术、储集层保护技术、完井技术、修井技术等方面。我们希望，本书的出版能
够促进井筒技术各领域之间的相互渗透与借鉴，进一步启迪广大管理决策人员、工程技术人员
和现场操作人员的聪明才智和创造精神，同时在营造良好的学术氛围方面能够起到一定的促
进作用。    ．
    在此，谨向各会员单位和编审专家以及论文作者表示衷心的感谢!
    黑龙江省石油学会钻井工程专业委员会
    2006年9月

杏南东过原始异常高压对固井质量的影响
    宗  欣黄小燕  彭永生  王  杰  吴保民
    (大庆石油管理局钻探集团钻井二公司)
    摘要：本文通过对杏10～ll区东过外扩井区新钻井固井质量的分析及裸眼地层压力测井
    (RFT)证实该区油层段确实有异常高压层存在，原始压力系数高达L 59。从而提出了大庆长垣存
    在原始异常高压层，并找到了原始异常高压层的预测方法，制定出保证固井质量的有效措施，并取
    得了很好的效果。对以后在过渡带外扩井区钻井施工有一定的指导意义。
    关键词：原始压力  原始异常高压层孔渗性地层孔隙流体  固井质量
  一、问题的提出
  近年来过渡带外扩井逐年增多，由于这些井区还未注水开发，一般认为原始压力系数不高
于1．15。为保护油气层，钻井、完井施工中钻井液密度均按开发井执行(1．20～1．25g／cm3)。
2003年在杏树岗油田杏10～11区东部过渡带外扩井区首轮22口井施工时，有7口井15d延
时声变检测固井质量为合格井，优质率只有68．2％。固井质量差的层段均对应s2、s3组薄差
砂岩，经分析认为与地层压力有关。在杏11—3一丙562井进行裸眼地层压力测井，共测成15
个点，其中s2、S3组11个点压力系数超过1．45，*高达1．59，证实该井区存在异常高压层。
该井区异常高压层严重影响扩边井的固井质量，固井质量差射孔后容易造成窜槽，又将影响后
续采油开发效果。因此有必要对该井区异常高压层做进一步分析。
    二、异常高压层特点
    由22口井的电测曲线分析并绘制小层砂体图，可见该井区高压层与其他井区有显著差
异，主要体现在以下几个方面。
    (一)物性
    物性差：该井区高压层均为s2、s3组薄差粉砂岩、泥质粉砂岩，砂岩厚度在O．3一lm之
间，渗透率一般在(10～30)×10～μm2。
    其他井区高压层则由S0至G2各个层位均有出现，物性好、差均有，厚度在0．5～5m之
间，渗透率一般从(10～200)×10～μm2。
  (二)连通性
  连通性差：该井区高压层平面上以零星、透镜状、窄条带状、局部连片型分布，井问变化大，
砂岩连通性差或不连通。
    其他井区则不仅有连通性差砂岩存在高压，形成较小范围的高压区；也有成片稳定发育、
连通好的砂体存在高压，形成较大范围的高压区。
  (三)能量
  高压层能量小：该井区高压层压力系数*高达1．59，流体侵入井筒的速度、量都很小，钻
井液相对密度1．25—1.30g/cm3钻井施工时未检测出钻井液性能变化。24h流体侵入井筒的
量很小，未影响水泥胶结，因此新钻井使用密度1．30g/cm3钻井液固井，24h后声变检测固井质
量均为优质；15d后流体侵入井筒的量增多，水泥胶结变差，声变检测固井质量多为合格井。
    而其他井区高压层能量较大，流体侵入井筒的速度、量都很大。在钻进时会有油气水显
示，如洗井钻井液密度不能平衡高压层压力，则测24h声变既可发现对应高压层胶结指数明显
变差，且固井后易管外冒。
  (四)注水井影响
  压力不受注水井影响：该井区西南部由3151号断层与注水井相隔；西北方向与注水开发
区相连，但除4口井外，其余新钻井均与注水井距离500m以上，中间隔有采油井。测压井杏
11—3一丙652井与*近的注水井距离1380m，而且之间有断层。因此认为该井区不受注水井
影响，高压层为原始异常高压层。由于高压层为原始异常高压层，所以高压层段较多，例如，杏
11—3一丙652井实测有11个小层压力系数超过1．45。压力系数中等，在1．45一1．59之间。
    其他井区高压层受注水井影响很大，多为注多采少、只注不采等注采不平衡，注水井套损
后继续注水等原因形成，因此一般高压层段较少，而且压力系数高，多在1．60～1．85之间，个
别层位压力系数甚至高达1．90以上。
  三、异常高压层的形成原因
  杏10～11区东部过渡带外扩井区试验井试油、试采资料表明，该区油水边界不遵循构造
油气藏特点，而是受砂体与断层共同控制，不具备与区域构造统一的油水边界，因此该区也不
具备与区域构造统一的油藏压力系统。该区压力系统为原始压力系统，异常高压层为原始异
常高压。原始异常高压形成主要有以下几个因素。
  (一)沉积环境和沉积相
  松辽盆地在s2、s3组沉积时湖泊发生了明显扩张，水体随湖底的沉降加深，但通常不超过
lOm，是一个典型的湖面开阔的大型浅水湖盆。杏10～1l区东部过渡带外扩井区s2、s3组位
于河湖过渡相区，以三角洲外前缘亚相沉积为主，沉积物较细，砂／泥比例低。单砂体数量多、
形态复杂，零散的薄砂层以零星、透镜状、窄条带状、局部连片状被包围于泥岩中，形成平面上
连通性差的泥包砂状态，差异压实作用明显。这是原始异常高压形成的基本因素，沉积环境和
沉积相决定了沉积物的物理性质，沉积物的物性决定了以后各因素所产生的压力得以保存
下来。
  (二)压实不平衡
  沉积盆地中沉积物的上覆地层负载压力是由岩石骨架颗粒和孔隙流体共同支撑的。
沉积过程中，当上覆地层负载压力增加时，要保持压实与排水的平衡使孔隙流体压力维持
静水压力状态，就要求沉积物有足够快的排水速度，相应的要求沉积物有较高的渗透率。
而压实作用的结果是使孔隙度不断变小、渗透率不断降低，当压实程度达到使地层维持平
衡所需的*低渗透率以下时，地层流体就不能随压实作用的进行而充分排出，从而产生异
常孔隙流体高压。
    该区s2、s3组的薄差砂岩纵向与泥岩互层，横向上连通不好，压实作用进行时孔隙流体不
能充分排出而形成原始异常高压。相反P1组及以下由于砂层渗透率高、厚度大，横向上连通
好，压实作用进行时孔隙流体可以充分排出，因而为正常原始压力。
  (三)水热增压作用
  沉积物在埋藏深度增加时，岩石骨架及孔隙水的体积因温度升高而不断膨胀，而前者远远
小于后者，石英膨胀率仅为水1／15。水的体积膨胀，密度减少，据K．Magaral988年所做图版
显示：其密度减少的速度随埋藏深度和地温的增加而增加。水的体积不断增加，如果排水通
畅，孔隙流体压力也不会增加。但在欠压实层由于排水不畅，为水热增压效应创造了有利条
件，加上较高的地温梯度(3℃／100m)。这样，由于温度升高所造成的水的体积膨胀必然进一
步增大孔隙流体的压力。
  (四)油气生成和聚集
  在生油门限以下，由于干酪根热降解而开始生成烃类的同时，有大量的二氧化碳、甲烷等
气体生成，据Hot lman，c．E．计算，沉积物颗粒的线性膨胀系数为9×10负6的平方单位体积/℃；气体
理想膨胀系数为4000×10负6的平方单位体积/℃；原油为1000×10负6的平方单位体桫℃；盐水为200×10负6的平方
单位体积/℃。因此当埋藏深度达到生油门限以下，干酪根大量降解生成液态烃和气体烃后，
它的膨胀系数是沉积物颗粒膨胀系数的几十甚至几百倍，这必然将大大增加岩石孔隙流体的
压力。