14-吐哈油田特殊固井技术应用及成效.doc

吐哈油田特殊井固井应用及成效 李建忠 王学良 秦 静 周芝琴 王恩合 肖 华 王建毅 禹 萍 罗风芝 （吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院） 随着吐哈油田钻井新技术、新工艺、新产品的研究、开发与应用，固井技术也得到了长足的发展，抗盐水泥浆、低密高强水泥浆、矿渣MTC固化液等单项或多项有机结合的完井新技术以及吐哈十多年研究应用成熟的固井技术如分级注固井工艺技术、长封固段固井技术、固两头固井技术等的研究应用，成功的探索出了适合于吐哈油田不同地层、不同储层物性的固井完井技术，取得了良好的效果。 一、吐哈油田地质特征及固井难点 1、吐哈油田地质特征 吐哈油区已开发油田多为低渗透断块油田，油藏类型多，油气水关系复杂，纵向上发育多套油水系统，一般多含有底水或边水。油气层多分布于侏罗系中统的七克台、三间房、西山窑油藏，储量占93%。沉积特征主要为湖相沉积或河流三角洲沉积，储层平面差异大，给勘探开发带来很大困难。油层埋藏深，大于2500米的储量占85%，开采层段30米～750米。从油藏特性上看，储层压力普遍偏低，压力系数0.9～1.05g/cm3，部分区块甚至低于0.7 g/cm3。储层物性差，孔隙度12%～16%，空气渗透率小于50毫达西储层的储量占88%。油田主要含油层系中侏罗统七克台组、三间房组和西山窑组储层均为低孔低渗和低孔特低渗，平均孔隙度在10%～20%之间，平均渗透率多小于100×10-3μm2。鄯善油田、丘东气田及丘陵西山窑油藏储层平均渗透率小于10×10-3μm2 ，属特低渗；丘陵油田三间房油藏、温米、葡北、吐鲁番油田储层平均渗透率在10×10-3～100×10-3μm2 之间，属低渗。仅丘陵油田的陵4井区、神泉油田等少数区块渗透率较高，平均渗透率分别达10×10-3μm2到和10×10-3μm2。已发现的油藏中仅有红南连木沁的白垩系储层物性较好，其平均孔隙度分别为28.2%和23.3%，平均渗透率分别为1033.4×10-3μm2和290.3×10-3μm2，在吐哈属于物性最好的油田。 总之，以鄯善、丘陵、温米油田为代表的吐哈油田储层特征如下： · 受沉积特征控制，储层的平面剖面非均质性强，井间差异大，油水系统复杂； · 储层物性差，属低孔、低渗和低孔、特低渗储层，平均孔隙度0.13；平均渗透率6.2×10-3μm2，部分区块微裂缝发育。由于地层供液能力差，生产压差大，部分区块边水、底水发育，导致单井产量低，含水上升快； · 储层岩石亲水性强，为亲水—强亲水，一旦水侵，产量难以恢复； · 经压裂酸化和长期高压注水后，大部分注水井井底附近呈裂缝吸水。 2、吐哈油田存在的问题及固井难点 （1）盐膏层固井 吐哈油田盐膏层主要分布在雁木西、神泉、葡北等区域。 雁木西区块 鄯善群储层砂层发育，岩性为泥质粉砂岩，粉砂岩、砾状砂岩、砂砾岩，泥质胶结，泥质含量7.46%。次致密—疏松。有效孔隙度8.1-32.7%，渗透率3.8-267×10-3μm2，属低孔-高孔低渗—高渗透型储集层。 白垩系储层砂层发育，中部夹薄砂岩，岩性为泥质粉砂岩、粉砂岩、砾状砂岩，细砂岩，砂砾岩，泥质胶结，泥质含量5.53%。次致密-疏松。有效孔隙度22.5-34.2%，渗透率46-862×10-3μm2，属中高孔低渗-高渗透型储集层。 雁木西区块地层水矿化度较高，一般在10-20万PPM，水型为CaCl2型。下表1-1为雁6-1井地层水分析结果。 雁木西区块上部地层主要是含盐，含盐量在7-11%之间，盐类型主要是NaCL，在钻井过程中主要为盐溶，钻井液滤液矿化度一般在8-18万ppm之间，含CL- 表1-1 雁6-1井地层水分析表 离子 HCO3- CO3-2 Ca2+ Mg2+ SO42- Cl- K+、Na+ 矿化度 (mg/l) 92 0 4288 1239 1224 91456 52692 总矿化度(mg/l) 150991 水型 CaCl2 在6-12万ppm 之间。存在两套油层Esh、Kls，表1-2为雁木西区块上部地层含盐情况，井深分别为1590～1640m和1800m左右，主力油层在1590～1640m之间，该层从上到下分别为油层、油水同层、水层，层间很薄，甚至没有明显的隔层。 表1-2 雁木西区块上部地层含盐情况 地层名称 含盐量（%） 碳酸盐含量 （%） Esh 7.65 8.78 K 11.56 5.83 神泉、葡北区块 神泉、葡北储层以灰砂岩为主，泥质胶结，而且很疏松；填隙物以铁方解石、高岭石为主，方解石易分散运移，形成速敏；高岭石是碱的敏感性物质，由此看来，储层岩石存在速敏和碱敏。 神泉、葡北区块地层主要是含石膏，N1t、Esh组含长段膏质泥岩、白色石膏，极易引起对泥浆的化学污染、井壁失稳。钻井