杏南东过原始异常高压对固井质量的影响.pdf

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，黑龙江大庆) 1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(RJ丌)证实该区油层段确 摘要：本文通过对杏10．1 实有异常高压层存在，原始压力系数高达1．59。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。 主题词：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。 o 2003年在杏树岗油 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-I．259／ema 田杏十．十一区东部过渡带外扩井区首轮22口井施工时，有7口井15天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。 最高达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。 1、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0．3．1米之间，渗透 率一般在10一30毫达西。 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0．5．5米之间，渗透率 一般从10．200毫达西。 2、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，井间变化大，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。 3、能量 高压层能量小：该井区高压层压力系数最高达1．59，流体侵入井筒的速度、量都很小，钻井液比重 1．25—1．30 g／cm3钻井施工时未检测出钻井液性能变化。24小时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1．309／cm3钻井液固井，24小时后声变检测固井质量均为优质；15天后流体侵人 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24小时声变既可发现对应高压层胶结指数明显变差，且固井后 55 易管外冒。 4、注水井影响 压力不受注水井影响：该并区西南部由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-丙652井与 最近的注水井距离1380m，而且之间有断层。因此认为该并区不受注水井影响，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—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 杏十．十一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： 1、沉积环境和沉积相 松辽盆地在