鄭文武(中石化華北石油工程有限公司技術(shù)服務公司，河南 鄭州 450006)

0 引言

河南油田為完成產(chǎn)能建設，重點開展老區(qū)精細化開發(fā)。泌陽凹陷為重點開發(fā)老區(qū)，經(jīng)過多年注水、注聚開采，隨著注水注聚量增大、層位增加、面積擴大，尤其是下二門工區(qū)已出現(xiàn)連通串層、地層壓力紊亂，問題突出、復雜頻發(fā)，施工難度增大。已鉆井由承壓堵漏情況看，部分井經(jīng)多次承壓，地層承壓能力始終較低，如下淺8C1井、下F5-232X1井、下T5-223X1井等，多次承壓堵漏后當量鉆井液密度僅為1.45～1.55 g/cm3，其原因一是上部破裂壓力低，要承壓更高難度大；二是堵漏劑粒徑、成分還需根據(jù)下二門地層裂縫和孔隙大小重新復配。且在同一比重下，部分井同時出現(xiàn)出水和井漏，如下T5-111X2井經(jīng)承壓堵漏后比重分別在1.45 g/cm3、1.52 g/cm3鉆進期間既涌又漏。

1 泌陽凹陷下二門區(qū)塊地質(zhì)特征描述

1.1 儲層特征

泌陽凹陷注聚區(qū)下二門油田H2 Ⅳ油組儲層物性較好，從孔隙度和滲透率直方圖可以看到(如圖1所示)，各流動單元孔隙度變化區(qū)間較小，主要分布在20%～26%之間，平均孔隙度為23.04%；各流動單元滲透率主要分布在500～2500×10-3μm2之間，平均為1170×10-3μm2。層系小層平面滲透率值變化較大，西部及北部區(qū)域滲透率高，滲透率達到2.5 μm2以上，西南方向的滲透率則逐漸降低，最低0.3 μm2左右[1]。

1.2 沉積特征

下二門油田H2 Ⅳ油組巖性復雜，以含礫細砂巖為主，非均質(zhì)較嚴重，主要礦物成分為石英、長石、巖屑，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型以孔隙型為主，顆粒以次圓為主。

1.3 開發(fā)歷程

下二門油田H2 Ⅳ油組1978年9月投產(chǎn)以來，至今已有近四十年的開采歷史。其中水驅(qū)階段經(jīng)歷了合采穩(wěn)產(chǎn)、細分綜合調(diào)整、井網(wǎng)加密完善等三個階段，進行了井網(wǎng)一次和井網(wǎng)二次加密完善調(diào)整，同時實施了分采、分注等完善注采結(jié)構(gòu)調(diào)整措施，至2004年注聚結(jié)束。

1.4 地質(zhì)特征總結(jié)及存在難題

泌陽凹陷注水(聚)區(qū)是河南油田重點開發(fā)的老區(qū)，區(qū)塊內(nèi)井網(wǎng)密集，井間距小，由于經(jīng)過多年注水、注聚開采，已進入高含水開發(fā)后期，地層壓力紊亂。并存在以下問題：(1)注聚井多，地層壓力紊亂。由于長期注水注聚，局部區(qū)域地層產(chǎn)生異常高壓，超設計鉆井液密度，這是導致多口井發(fā)生大量出水復雜的主要原因；(2)膠結(jié)類型以孔隙型為主，涌漏同存，堵漏難度大。產(chǎn)層中既存在高壓層，又有易漏層。發(fā)生出水壓井時，極易誘發(fā)易漏層漏失，常出現(xiàn)開泵循環(huán)漏失，停泵出水的現(xiàn)象。下T5-233C1井由于壓力過大，出水量超200 m3/h，無法堵漏。下淺8C1井連續(xù)三次堵漏，耗時12.7天，仍無法有效封堵漏層；(3)存在異常高壓氣層，井控風險高。泌陽凹陷注聚區(qū)存在異常高壓氣層，壓井后上部地層發(fā)生井漏，下涌上漏，無安全密度窗口，正常施工困難，大大增加了施工的井控風險。下淺8C1井和下F5-232X1井，可燃氣體檢測最高值達到100%。

2 地層壓力預測技術(shù)研究

圖1 下二門H2Ⅳ油組孔隙度、滲透率直方圖

由于采用注水(聚)保持地層壓力，因此，單相滲流只在一定時間的局部區(qū)域出現(xiàn)，油水兩相滲流則更為普遍。利用油藏工程公式預測地層壓力的方法，而停注泄壓部分則主要是結(jié)合現(xiàn)場的停注規(guī)范。此方法應用起來方便快捷，缺點是與數(shù)值模擬比較起來精度要差一點。此方法根據(jù)滲流理論，在了解區(qū)塊的基本參數(shù)，基于壓力疊加原理，當注水(聚)多井投產(chǎn)時，地層中任一點的壓力等于每口井單獨產(chǎn)生時，在該點形成的油水、兩相滲流的壓力預測表達式為：

式中：f=O或w，采油井取“-”，注水井取“+”；Pm為n口井同時投產(chǎn)在M點形成的壓力(MPa)；Re為供給邊緣到井區(qū)中心的平均距離(m)；Rw為井底半徑；Ri為i井到M點的距離(m)；Pwi為地層原始壓力(MPa)；Qi為i井的產(chǎn)量，生產(chǎn)井取“+”，注水井取“-”(m3/d)；μ為原油黏度(mPa·s)；K為油層滲透率(μm2)。

3 漏失機理研究

3.1 漏失壓力研究

下二門注聚區(qū)施工井中，有數(shù)口井因溢流后壓井發(fā)生不同程度井漏。根據(jù)前期施工井數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析研究：漏失壓力(上部原始地層承壓能力)：1.30～1.40 g/cm3，地層承壓能力較弱。漏失程度：漏速6～48 m3/h，屬于小漏-中等漏失。主要復雜井漏失情況如表1所示[2]。

表1 主要復雜井漏失情況

3.2 漏失層位研究

3.2.1 錄井資料分析

以施工井下T5-223X1的上部地層為研究對象，開展巖性特征分析，根據(jù)錄井現(xiàn)場采樣分析，上部地層以砂泥巖互層為主，成巖性差，砂巖主要以礫狀砂巖為主，存在多組大段砂巖層，砂樣物性好，分析為易漏失層位。

3.2.2 測井資料分析

根據(jù)對錄井巖屑的分析，判斷上部地層井漏的地質(zhì)因素主要是地層松軟承壓能力差，并且砂巖層物性好的原因。滲透率是指在一定壓差下，巖石允許流體通過的能力。是表征土或巖石本身傳導液體能力的參數(shù)。其大小與孔隙度、液體滲透方向上孔隙的幾何形狀、顆粒大小以及排列方向等因素有關(guān)，而與在介質(zhì)中運動的流體性質(zhì)無關(guān)。利用測井方法，對油層上部井段，主要是物性良好的600 m以下的砂巖層進行物性定量分析。通過多口井鉆測錄資料綜合分析，油層上部地層漏失層主要集中在：600 m至油頂。

4 高效承壓堵漏技術(shù)

結(jié)合區(qū)域復雜井特點和情況分析，制定了采取“承壓防溢”為主，“堵漏治溢”為輔的技術(shù)思路。在現(xiàn)有堵漏劑配方上，根據(jù)高效承壓封堵理論，采用鋼性顆粒+彈性顆粒+纖維的復配方法，優(yōu)選剛性顆粒濃度，并調(diào)整顆粒級配。鋼性顆粒首先在孔喉或裂縫狹窄處穩(wěn)定架橋，形成承壓封堵層的骨架；纖維材料和鋼性顆粒彈性顆粒共同作用，形成致密網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提高承壓堵漏層整體結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性。

5 現(xiàn)場應用

5.1 油藏工程法地層壓力預測技術(shù)

地層壓力預測技術(shù)及高效承壓堵漏技術(shù)在泌陽凹陷下二門工區(qū)2口井進行了現(xiàn)場試驗，所屬地層深度范圍1 032～1 525m。采用油藏工程方法預測壓力下T5-363、下T6-239井目的層地層壓力及平均壓力系數(shù)，擬合率在95%以上，具體如表2，表3所示。

表2 下T5-363井目的層的平均壓力及平均壓力系數(shù)

表3 下T6-239井目的層的平均壓力及平均壓力系數(shù)

油藏工程方法預測壓力符合率如表4所示。

表4 油藏工程方法預測壓力符合率

5.2 防漏堵漏技術(shù)應用

通過先期地層壓力預測技術(shù)，指導選擇合適鉆井液密度鉆開油層；優(yōu)化高效承壓堵漏漿配方，采取粗中細復配，進行承壓堵漏，有針對性的提升上部薄弱地層承壓能力。通過油藏工程法地層預測技術(shù)及高效承壓堵漏技術(shù)的應用，兩口井均以1.45 g/cm3鉆開油層，直至完鉆井不涌不漏，單次平均提升當量密度0.30 g/cm3，單井鉆井周期縮短21.65%，復雜(故障)時效降低38.72%，為今后在該區(qū)塊的防漏堵漏作業(yè)提供了依據(jù)。

6 結(jié)語

(1)泌陽凹陷下二門區(qū)塊多年注水(聚)，地層壓力紊亂，上部地層承壓能力低，易發(fā)生井漏、出水等復雜。

(2)采用油藏工程計算方法預測地層壓力，完成了2口井的壓力預測試驗，擬合率均在95%以上。

(3)針對安全窗口密度窄，漏涌同層復雜，優(yōu)選出高效承壓堵漏配方，單次承壓能力提升0.30 g/cm3，復雜(故障)時效降低38.72%，解決了下二門區(qū)塊涌漏同層問題。