彭永生

（中國石油大慶鉆探工程公司鉆井二公司，黑龍江大慶163413）

1 S油田淺部地層巖性及電性特征

1.1 S油田淺部地層巖性特征

S油田第四系厚度為60m左右，分布廣，不成巖無化石，主要由黃色和灰色粘土以及黃灰色砂層、砂礫層組成，表層有黑色腐植土。

明水組厚度由于受構(gòu)造位置因素影響，厚度變化由20～100m不等，上部為棕紅色、灰綠色泥巖與灰白色砂巖互層，呈正旋回，多含鈣質(zhì)結(jié)核，下部為灰色、灰黑色泥巖與白色粉砂巖互層。四方臺組為灰綠色泥巖夾砂質(zhì)泥巖、粉砂巖及灰白色鈣質(zhì)粉砂巖。嫩江組上部地層為灰綠色泥巖夾砂質(zhì)泥巖、粉砂巖及灰白色鈣質(zhì)粉砂巖，灰、灰褐色至深灰色泥巖、鈣質(zhì)粉砂巖夾淺灰色鈣質(zhì)粉砂巖、粉砂巖，下部為深灰色至灰黑色頁狀泥巖夾灰色泥質(zhì)粉砂巖，底為灰褐色油頁巖夾薄層泥灰?guī)r、鈣質(zhì)粉砂巖。

1.2 S油田淺部地層電性特征

S油田第四系含淡水，所以電阻基值比較高，底部為一砂礫層，電阻呈高峰狀。第四系沉積前雖有剝蝕現(xiàn)象，與下部地層是一個不整合接觸，但構(gòu)造形態(tài)已經(jīng)形成，所以厚度不受構(gòu)造影響。明二段全部出露時，從電阻曲線和自然電位曲線都可劃分出2個明顯的正旋回，底部為高滲透，電阻曲線為明顯高峰，上部為低滲透的泥巖，電阻、自然電位曲線有小的起伏，基本平直，明一段完整的出露時，曲線為2個明顯的正旋回，2個正旋回的電阻曲線均有一平直段，平直段下部有一明顯低值洼當(dāng)，一般上部旋回電阻曲線值高，下部旋回電阻曲線值略低。四方臺組曲線形態(tài)反映為一正旋回，電阻曲線不穩(wěn)定，多呈鋸齒狀，常有2個以上電阻高峰組成一組，高峰間有低值回反，相對應(yīng)的自然電位曲線由兩三組負(fù)異常組成。松遼盆地嫩江組地層劃分為五段，DQ長垣北部劃分為四段。因為嫩江組后期沉積時遭受剝蝕，嫩五段地層缺失，嫩四段曲線形態(tài)下部電阻呈中高值，由鈣質(zhì)砂巖形成的中高電阻曲線呈尖刀形，所夾黑色泥巖形成的電阻低值在小范圍內(nèi)穩(wěn)定。中上部出現(xiàn)較高電阻曲線，縱觀全段可劃為5個正旋回，底部曲線變化較大，但常有低值出現(xiàn)，明顯的低值和尖刀狀高峰可作為局部對比的標(biāo)志。嫩三段地層從電阻曲線和自然電位曲線上都明顯地反映出3個反旋回，曲線底部呈反S形，中部呈梳狀，頂部為鯨魚吐水狀，也稱龜背狀。嫩二段電阻曲線在上部有明顯的起伏，俗稱“箱狀陡坎”，自然電位曲線上部有30～40m小的負(fù)異常，就是人們常說的嫩二段上砂巖是劃分淺氣層構(gòu)造深度標(biāo)準(zhǔn)。中部大段電阻曲線和自然電位曲線平直，長垣上分布非常穩(wěn)定。底部是油頁巖反映的一組電阻尖峰，一般由7個高電阻組成，沉積穩(wěn)定，特征明顯，分布范圍廣，是全長垣地層對比標(biāo)準(zhǔn)層，從嫩二底到頂可認(rèn)為是一個反旋回。

2 S油田淺層套損區(qū)動態(tài)數(shù)據(jù)預(yù)測異常高壓

S油田2014N東鉆井區(qū)塊共有套損井216口，其中采油井有102口，注水井有114口。套損井中有14口井是淺層套損（套損數(shù)據(jù)見表1），其中有11口井套損層位是N3-N2段，有5口井是注水井，有2口井已報廢。3口注水井套損后繼續(xù)注水，形成套損異常高壓井區(qū)。根據(jù)套損注水井的動態(tài)開發(fā)數(shù)據(jù)，將鉆井區(qū)塊分為3個淺層套損高壓井區(qū)，根據(jù)淺層壓力分布情況，指導(dǎo)鉆井生產(chǎn)。

表1 2014N東淺層套損數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

3 S油田標(biāo)準(zhǔn)層套損區(qū)異常高壓預(yù)測方法

3.1 嫩二段標(biāo)準(zhǔn)層套損機(jī)理

嫩二段套損的力學(xué)性質(zhì)屬于剪切套損，嫩二段標(biāo)志層是一套化石層組合,2.5m視電阻率曲線的6個特征尖峰與地層化石含量密切相關(guān)?；吭蕉?電阻率尖峰值越高。嫩二段標(biāo)志層泥巖因富含鈣質(zhì)而堅硬,又因化石沿層理面密集分布而具有薄弱面,且在電阻率最高峰值處表現(xiàn)最薄弱,這是導(dǎo)致成片剪切套損的重要地質(zhì)因素。在松遼盆地,嫩二標(biāo)志層沉積于白堊紀(jì)最大湖侵時期,沉積環(huán)境與沉積特征具有區(qū)域上的一致性,這是導(dǎo)致大慶油田在不同區(qū)塊同一層位發(fā)生成片套損的地質(zhì)基礎(chǔ)。泥巖遇水膨脹與剪切是導(dǎo)致成片套損的主要原因。

3.2 嫩二段底油頁巖異常壓力形成的原因

標(biāo)準(zhǔn)層套損后仍繼續(xù)注水形成異常壓力。嫩二底標(biāo)準(zhǔn)層為油頁巖，這種巖性吸水性很差，但油頁巖的水平層理發(fā)育，當(dāng)老的注水井嫩二底套損后，注入水沿套損部位進(jìn)入到油頁巖Z，沿水平層理竄流，局部地區(qū)形成浸水域，在浸水域內(nèi)形成異常壓力，當(dāng)老的套損注水井關(guān)井后進(jìn)入到標(biāo)準(zhǔn)層油頁巖Z的水在上覆巖層強(qiáng)大的重壓下，又會被重新擠回到井筒內(nèi)，從而浸水域逐漸縮小最后直至消失，所以只有當(dāng)注水井套損后繼續(xù)注水才能形成浸水域并且存在異常壓力。

3.3 嫩二段套損區(qū)異常壓力的計算

根據(jù)套損井的套損點(diǎn)處的壓力等于注水壓力與靜水柱壓力之和，可以得出新鉆井的標(biāo)準(zhǔn)層處的地層壓力系數(shù)公式：

式中：P注——套損注水井的注水壓力，MPa；

h1——套損井標(biāo)準(zhǔn)層套損深度，m；γ——注入物的當(dāng)量密度，g/cm3；

L——套損井與新鉆井的平面距離，m；

Β——地層傾角，（°）；

w——套損井到新鉆井方向與地層傾向之間的夾角,（°）；

F——地層壓力損失系數(shù)，MPa/m；

h2——新鉆井標(biāo)準(zhǔn)層深度，m。

N 1-31-E057井鉆井時，只有N 1-32-74井正在繼續(xù)注水，根據(jù)公式計算，標(biāo)準(zhǔn)層地層壓力系數(shù)預(yù)測值為1.68，實際檢測為1.71。

3.4 標(biāo)準(zhǔn)層套損區(qū)異常高壓預(yù)測方法

（1）標(biāo)準(zhǔn)層套損注水井，套損后繼續(xù)注水，淺層存在異常高壓。套損注水井N1-32-74井，標(biāo)準(zhǔn)層套損后繼續(xù)注水，井區(qū)存在異常高壓。做出該井區(qū)壓力系數(shù)等值線圖，該區(qū)待鉆井最高壓力系數(shù)為1.73。

（2）利用已完鉆井的鉆井資料預(yù)測淺層異常高壓井區(qū)。N1-221-E061井油層設(shè)計密度1.65，打鉆時發(fā)生水浸，嫩三段泥巖浸水形成塑性蠕動地層，導(dǎo)致井眼縮徑，報廢進(jìn)尺960m。

（3）斷層兩側(cè)成片套損淺層高壓區(qū)壓力預(yù)測。油田注水開發(fā)后期，斷層兩側(cè)地層壓力產(chǎn)生差異后，使斷層兩側(cè)的采油井關(guān)井后形成死油區(qū)，隨著相應(yīng)注水井的繼續(xù)注水，使層內(nèi)、層間及平面矛盾進(jìn)一步加劇，從而形成異常高壓區(qū)。在137#大斷層兩側(cè)，采油井在標(biāo)準(zhǔn)層處成片套損，注水井在標(biāo)準(zhǔn)層套損后繼續(xù)注水，因此形成淺層套損高壓區(qū)。在該套損區(qū)鉆井時易發(fā)生水浸。N 1-221-E061井位于標(biāo)準(zhǔn)層套損區(qū)，該井設(shè)計比重1.60～1.65g/cm3，設(shè)計加重井深656～686m，鉆至標(biāo)準(zhǔn)層時泵壓升高，最后淺層浸水形成塑性蠕動地層，導(dǎo)致井眼縮徑，報廢進(jìn)尺960m。在標(biāo)準(zhǔn)層套損區(qū)的套管損壞處形成一定的浸水區(qū)域，該區(qū)域內(nèi)的待鉆井淺層存在異常高壓。

4 S油田淺層異常高壓相關(guān)性

4.1 淺層斷層—注水井三角高壓區(qū)

S油田斷層的走向大多為北西向，傾向為北東向正斷層，斷層與注水井排相交成銳角區(qū)，當(dāng)該三角區(qū)位于斷層上升盤時，使注水井水驅(qū)面積減少，形成注大于采的狀況，從而形成高壓井區(qū)，如果該井區(qū)采油井套損或高含水關(guān)井，則注采不平衡進(jìn)一步加劇，形成異常高壓井區(qū)

4.2 淺層異常高壓區(qū)

由于固井質(zhì)量差或套管損壞等因素，使注水井的注入水竄入淺部的非開采地層，從而形成只注不采的狀況，在具備構(gòu)造或巖性壓力封閉條件的情況下，形成淺層異常高壓區(qū)。

5 S油田淺層出水及縮徑鉆井應(yīng)對措施

由于固井質(zhì)量差或套管損壞等因素，使注水井的注入水竄入淺部的非開采地層形成淺層異常高壓，或由于標(biāo)準(zhǔn)層套損后繼續(xù)注水形成的淺層異常高壓，采用提前加重和提高鉆井液密度的方法來平衡地層蠕變壓力，并跟蹤鉆井隊施工情況，及時調(diào)整鉆井液密度，擴(kuò)大或者縮小淺部易蠕動縮徑區(qū)域，通過檢測電測曲線，注意井徑情況和流體情況，應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)分析技術(shù)，滾動設(shè)計鉆井液密度。

5.1 采取提前加重措施

針對2014N東鉆井區(qū)塊淺層存在異常高壓情況，對劃分出的3個淺層高壓區(qū)的共計129口井采取了提前加重的措施，加重井深由正常的油層頂部以上10m提至嫩三頂。這種提前加重措施，平衡了地層蠕變壓力，減少了復(fù)雜事故的發(fā)生。

5.2 適當(dāng)調(diào)整鉆井液密度

通過新鉆井的鉆井情況及壓力檢測結(jié)果，應(yīng)用精細(xì)地質(zhì)分析技術(shù)，滾動設(shè)計鉆井液密度,有效降低了鉆井液密度，3個淺層高壓區(qū)鉆井液密度由原來的1.75g/cm3，降低至1.62g/cm3，降低了鉆井成本，提高了鉆井速度，減少了油層污染。

5.3 套損井區(qū)降壓方法的

套損區(qū)的高壓異常層與套管損壞同時存在，高壓異常層的位置與套損層位置吻合，套損井排液時高壓流體將從套損處溢出，達(dá)到降低孔隙壓力的目的。套損注水井套損后長期注水形成的局部異常高壓，可以采用套損注水井放溢流的泄壓方法。套損井通過放溢流，使高壓流體經(jīng)套損處流至地面，使套損處孔隙壓力降低。

6 實鉆應(yīng)用

S油田2014N東區(qū)塊鉆井過程中，經(jīng)現(xiàn)場試驗驗證，淺層異常高壓層預(yù)測準(zhǔn)確率達(dá)80%，在縮短建井周期，減小油氣水浸、井漏等復(fù)雜事故方面取得了很好的效果。

利用套損井的動態(tài)數(shù)據(jù)，預(yù)測出58口待鉆井在異常高壓區(qū)中，利用鉆井區(qū)塊最高壓力系數(shù)等值線法預(yù)測出10口井在壓力較高地區(qū)，對這些井采取提前加重并及時調(diào)整了鉆井液密度和鉆機(jī)運(yùn)行，按一口井鉆井周期縮短了1.50d計算，單口井一天的鉆井費(fèi)用為2.3萬元，則68口井節(jié)約費(fèi)用為：

68×1.50×2.3＝234.6（萬元）

該理論適用于DQ長垣內(nèi)部鉆井區(qū)塊。通過對淺層壓力預(yù)測技術(shù)可以提高鉆速，縮短建井周期，從而可以減少油氣水浸、井漏、井噴等各種復(fù)雜事故的發(fā)生，而且提高了固井質(zhì)量，該方法對提高經(jīng)濟(jì)效益具有重要意義。

由于目前采油廠提供的注水井套損時間都是經(jīng)過修井作業(yè)等確定的套損時間，而在修井作業(yè)時套損已經(jīng)損壞，所以有些鉆井區(qū)塊的套損井資料不能準(zhǔn)確反映套損情況，這對計算套損注水井套損后注水量有很大誤差，因此影響了預(yù)測的準(zhǔn)確性。針對以上問題，在淺層套損區(qū)壓力預(yù)測時綜合運(yùn)用精細(xì)地質(zhì)分析的方法，進(jìn)一步提高預(yù)測的準(zhǔn)確率。

7 結(jié)論

（1）利用淺層套損井的套損數(shù)據(jù)及注水井動態(tài)數(shù)據(jù)預(yù)測淺層異常壓力。

（2）利用淺層斷層和注水井排形成的淺層高壓井區(qū)，注水井淺層套損預(yù)測待鉆井的淺層異常壓力。

（3）利用斷層兩側(cè)標(biāo)準(zhǔn)層成片套損預(yù)測套損區(qū)內(nèi)淺層異常壓力。

（4）應(yīng)用壓力系數(shù)等值線及油層密度等值線預(yù)測淺層壓力預(yù)測。

（5）對于淺層異常高壓井區(qū)通過提前加重和根據(jù)實鉆情況調(diào)整鉆井液密度來壓穩(wěn)高壓層。