大慶外圍油田注水井鉆關技術研究

摘要：大慶外圍油田以中低滲透油藏為主，目前外圍加密區塊鉆井一直沿用老區的鉆關壓力標準，由于外圍油田儲層物性差，注水井鉆關降壓過程持續時間長，嚴重影響了新井鉆建進度;同時鉆關后壓力恢復速度慢，也嚴重影響了油田開發調整效果，因此，老區的鉆關標準在外圍低滲透油田加密調整過程中表現出適應性差的問題日益突出，隨著鉆井技術的不斷發展，針對外圍低滲透油田需要探索既能實現安全鉆井，又能夠保證固井質量的合理地層壓力界限。因此，有必要開展低滲透油藏鉆關技術研究，確定外圍油田鉆關新標準。

關鍵詞：鉆關;儲層物性;低滲透

1、低滲透油田鉆關降壓周期

由于外圍油田儲層物性差，注水井鉆關降壓過程持續時間長，達到原鉆關要求，一般需要持續5個月以上甚至2-3年，嚴重影響了新井鉆建進度;影響加密區塊的產量及效益。

2、影響注水井降壓規律因素

滲透率是儲層滲流、壓力傳導的關鍵因素，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系圖1

3、油田長期注水開發儲層性質變化

油田開發中后期，在注入水的作用下，儲層性質發生了很大變化，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，儲層的巖石性質發生改變，主要表現在以下幾個方面：粘土礦物的含量及組成比例發生變化、巖石骨架發生變化。

（2 ）、物性變化

在注入水的作用下，儲層的巖性發生改變，導致儲層的孔隙度、滲透率等也隨之發生變化。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;離注入井較遠的儲層物性變化不大，甚至還會出現由于微粒遷移、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系

（1）、300m范圍內的注水井

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，完鉆后進行了MDT壓力測試。MDT測試地層壓力增值與其300m范圍內最高壓力注水井的井口壓力相近，差值在±0.3MPa以內。

（2 ）、300～600m范圍內的注水井

芳51-55井、芳97-99井、芳69-69井3口調整井完鉆后進行了MDT壓力測試。MDT測試結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，繪制井口壓力與地層壓力系數關系圖。從井口壓力與壓力系數關系圖上看，當注水井井口壓力為6MPa時，地層壓力系數1.40。

6、現場實鉆情況

鉆井液密度設計，主要參考300米以內注水井，井口剩余壓力，鉆進階段保持設計密度下限，完鉆后調整密度達到設計上限，保持電測階段平穩。

（1）、采油八廠鉆關方案。300米以內的注水井，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，要求關井。上半年，在八廠共完鉆調整井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，上半年完鉆8口調整井，共鉆關注水井31口。鉆關方案：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，優質7口，合格1口，優質率87.5%。

7、結 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標準300m<6MPa，300-500m<8MPa，安全可控;

（2）、鉆關壓力優化后，合理的鉆井液密度設計，有效緩解了外圍調整井孔隙壓力高、破裂壓力低的矛盾。鉆井實踐證明，使過去認為不能鉆井的地區得以安全、優質地完成鉆井任務，對其他外圍高壓區塊具有較大的借鑒和指導意義;

參考文獻：

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[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年畢業于四川成都地質學院石油地質勘察系石油地質專業，2007年大慶石油學院，工程碩士，高級地質師，現在大慶鉆井一公司技術服務分公司工作。