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低渗透裂缝型储层压力预测及钻井预防措施研究 　　【摘 要】 低渗透储层具有较强压力敏感效应、钻关泄压效果差，地层压力系数高。朝阳沟油田构造裂缝在扶余油层非常发育，岩心显示裂缝以高倾角剪切裂缝为主，储层裂缝对注水效果、波及体积和压力分布影响较大，裂缝发育程度决定了裂缝的渗透率。低渗透裂缝型储层高压区分布有规律可循，裂缝主渗流方向是高压区主要分布方向。钻井预防措施方面，钻井液性能是预防喷、塌、卡、漏最重要因素。控制好失水、良好的抑制性和合理流变性是防止事故发生的重要手段。 　　【关键词】 低渗透 构造裂缝 高压区 钻井措施 　　近两年在大庆外围朝阳沟油田钻井施工过程中出现了严重油气水浸甚至报废进尺的情况，2011年在朝阳沟油田朝631区块钻井40口井，其中朝72-15、朝73-18、朝71-23井由于严重水浸导致井壁坍塌而工程报废，水浸时密度在1.62-1.85g/cm3之间。剩余井的施工中，有5口井发生水浸，2口井井漏，见下图。通过对该钻井区块进行地质分析和压力预测，采取针对性的钻井预防措施，区块剩余井施工正常，没有再出现喷、塌、卡、漏等复杂情况。如图1所示。 　　1 低渗透性储层具有压力敏感性 　　朝631区块扶余油层为不等粒混杂型碎屑硬砂质长石砂岩，粒度中值为0.09mm～0.118mm之间，碎屑中石英占30.0%，长石占34.0%，岩屑占25.0%，砂岩以泥质胶结为主。储层平均空气渗透率4.3×10-3μm2，平均有效孔隙度15.5%，原始含油饱和度51.0%，属于低孔、特低渗储层。 　　岩心实验法表明，外围油田低渗透的孔隙储层具有较强的压力敏感效应[1]，储层孔隙中液体压力下降后，在上覆岩层压力下孔隙被压缩产生变形。从岩石孔隙和喉道理论分析，岩石受到压缩时最先被压缩的是喉道，而非孔隙。围压上升时，岩石喉道首先闭合，而孔隙基本不闭合。由于低渗透层的吼道十分细小，在同样的上覆岩层压力下，中、高孔渗储层变形量较小，在低渗透层中会产生十分明显变形，使渗透率大幅下降，下降幅度最大可达到原来的1/10，地层渗透率越低，下降幅度越大。正是这种压力敏感效应导致外围油田低渗透地层钻关泄压慢，注水井井口压力失真，储层压力系数高。钻关泄压后井底压力下降，围压上升，渗透率马上大幅度下降，泄压半径很小，远离井底的地层水渗流到井底的速度很慢，井口流量小，甚至没有，泄压速度很慢，地层压力高。 　　2 裂缝发育导致储层压力分布具有方向性 　　低渗透储层压力系数高，压力分布也具有一定的方向性。储层裂缝对注水井注水效果、波及体积和压力分布影响较大，其影响程度主要取决于裂缝的发育频率和发育方向[2]。朝阳沟油田构造裂缝在扶余油层非常发育，岩心显示扶余油层裂缝以高倾角（70度）剪切裂缝为主，观察取心井25口，岩心长度2336米，记录裂缝108条，裂缝发育频率0.044条/m。平面上，裂缝以70-100度之间，呈现以东西向为主的特征。裂缝的平均孔隙度很小，渗透率较大，表明裂缝的储集能力小，主要是起渗流作用，因此近东西向是扶余油层主渗流方向。在断块内，由于断层遮挡作用，裂缝主渗流方向也是高压区主要分布方向。从图中可以看出，发生水浸的8口井基本近东西向排列，而南北两侧压力相对较低，没有复杂情况发生。 　　3 钻井预防措施研究 　　根据储层压力高、裂缝发育的特点，对油水井动态资料分析，找到高压区的压力源，位于压力源近东西向待钻井在钻井施工时，采取特殊的钻井工艺措施，保证了钻井施工顺利进行。朝631区块发生水浸后，地层特点会导致严重的井漏、井塌，层位主要集中在青二三段和扶余油层，深度分别在700-1050米和1130-1400米处，嫩二段地层上部为大段泥岩，青二三段地层以泥岩、粉砂质泥岩互层为主，底部为油页岩，嫩二段、青二三段水浸后易塌。 井塌发生后甚至导致卡钻。 　　3.1 优化防卡措施 　　在钻井液性能方面控制好失水，保证降滤失剂用量不低于2.5%，改善钻井液的失水造壁性能；使用好固控设备，振动筛、除砂器使用率要达到80%；下套管作业前使用清扫液配合通井，进一步清除井下岩屑，根据井下情况，保证下套管作业的顺利施工；坚持短起下钻，每钻进150m短起下一次，防止岩屑携带不净形成厚泥饼、浮泥饼造成卡钻；坚持勤活动钻具，活动幅度大于5m，防止因钻具在井内静止时间过长而发生卡钻事故；保持适当的排量，有效排量不低于28L/s，钻进时环空平均返速大于1.1m/s；切实做好井塌的预防工作，防止因井塌而导致卡钻事故；发现井漏要立即起钻，不可中途开泵再试，防止因井漏而导致卡钻事故；钻完进尺后，充分调整好钻井液性能，然后大排量循环清洗井眼，钻头放到井底，开动转盘以不低于80r/min转动钻具30min，然后钻具在一个立柱范围内上提下放，循环至振动筛上基本不