王建國，彭 壯，張志新，鄭四兵

（大慶鉆探工程公司，黑龍 江大慶 163413）

朝陽溝區(qū)塊主要開發(fā)層位的地質(zhì)特點是：上部的葡萄花油層埋深較淺，油層發(fā)育致密，連通性差；下部的扶余油層區(qū)域憋壓嚴重，油層壓力高。在油田開發(fā)初期，主要的開發(fā)層位為上部的葡萄花油層，但隨著油田開發(fā)的進一步深入，下層的扶余油層也逐步成為開發(fā)的重點。為了進一步加大產(chǎn)油量，在朝陽溝66區(qū)塊進行了加密鉆井，但在扶余油層的實鉆過程中多口井發(fā)生了水侵和氣侵，復雜事故發(fā)生率遠高于其他區(qū)塊和層位。

分析原因認為，在這種情況下需要做好葡萄花油層和扶余油層的井下壓力預測，適當調(diào)整井筒壓力剖面，從而減少因周圍注水井引起的壓力異常和串層。針對上述兩個地層的油層進行壓力預測，選用合適的鉆井液密度是保障施工順利進行、減小井下復雜事故的有效方法之一[1-2]。

1 鉆井液與井壁穩(wěn)定之間的關(guān)系

鉆井作業(yè)過程中，鉆井液密度與井壁穩(wěn)定之間的關(guān)系十分密切。如果鉆井液密度偏低，在井下形成的液柱壓力不能平衡鉆遇巖層的地層應力則容易造成井壁坍塌和井眼縮徑；如鉆井液密度偏高，過高的液柱壓力容易壓漏易漏失地層造成井下漏失，此外過高的鉆井液密度也不利于提高機械鉆速并容易造成壓差卡鉆等復雜事故的發(fā)生。

1.1 鉆井液對泥頁巖力學參數(shù)的影響

鉆井過程破壞了井下巖石的應力結(jié)構(gòu)，新鉆開層位的巖石在鉆井液的浸泡下其含水量大幅度增加，強度也大幅度降低。鉆井液的濾液隨著時間和壓力等參數(shù)的變化對巖石力學性質(zhì)產(chǎn)生明顯的影響。在相同條件下，油基鉆井液由于濾液為油相，不易被粘土礦物吸收，是一種理想的半透膜，所以油基鉆井液浸泡下的巖石抗壓強度高于水基鉆井液，有利于井壁穩(wěn)定。

1.2 井壁穩(wěn)定力學分析方法

從巖石力學角度分析可知，除了鉆井液本身性質(zhì)外，造成井壁失穩(wěn)的另外一個主要原因是鉆井液的液柱壓力。井壁穩(wěn)定性與鉆開層位的巖石強度和應力情況密切相關(guān)。對于硬脆性地層，當鉆井液液柱壓力小于地層應力時，會造成剝落掉塊等現(xiàn)象；對于塑性地層，當鉆井液液柱壓力小于地層應力時，會因地層的塑性形變而導致井眼縮徑現(xiàn)象出現(xiàn)。

在實際工作中可通過三軸抗壓試驗來模擬井下圍巖的受力情況，得出楊氏模量、泊松比、體積壓縮系數(shù)和抗壓強度等力學參數(shù)，根據(jù)鉆井液特性計算內(nèi)摩擦角和粘聚力，帶入地層坍塌壓力公式，計算出用于鉆井設(shè)計的地層坍塌壓力系數(shù)。

2 葡萄花油層地質(zhì)特點及注采情況

2.1 葡萄花油層地質(zhì)特點

朝陽溝66區(qū)塊的葡萄花油層埋深較淺，油層發(fā)育致密，有斷層。葡萄花油層屬于小型低彎曲分流河道沉積，河道走向大致為東北西南向。

2.2 葡萄花油層注采情況

由于沒有老井電測數(shù)據(jù)，只能通過砂體沉積類型及周圍葡萄花油層開發(fā)射孔情況來判斷其發(fā)育聯(lián)通。通過對朝陽溝66區(qū)塊葡萄花油層油水井動態(tài)進行分析可知，葡萄花油層注水井累計注水量及注入壓力分別為2.614×105m3、15.25MPa；1.786×105m3、8.5MPa；1.815×105m3、10.8MPa。5口待鉆井周圍的葡萄花油層注水井只有1口井，而且距離北側(cè)兩口待鉆井較遠，南側(cè)三口井距離注水井較近，且朝85-44、朝85-45井在葡一1號層不發(fā)育，其余幾口井在厚度上有差異但注水井聯(lián)通，根據(jù)注水井井口壓力，通過滲流阻力反向推倒計算待鉆井處壓降情況，可計算出預測壓力系數(shù)。從這5口井的井位關(guān)系來看，各待鉆井葡萄花油層發(fā)育程度不一，連通較好，且距朝87-斜35井50m處的朝92-葡36在葡萄花油層均射孔，提供了很好的泄壓點，有利于鉆井施工。以儲層物性及老井油層注采情況基礎(chǔ)，結(jié)合預測出的砂體分布規(guī)律，利用周圍鉆關(guān)注水井壓力可以預測出小層油層壓力。

3 扶余油層地質(zhì)特點及注采情況

3.1 扶余油層地質(zhì)特點

朝陽溝區(qū)塊的扶余油層是松遼盆地大規(guī)模沉降前期形成的一套以河流—三角洲相為主的沉積，物源來自西南部的?？导熬排_懷德沉積體系。在“層次界面分析”及“相控旋回等時”原則指導下，本區(qū)扶余油層劃分為3個油層組，包括39個沉積單元。

3.2 扶余油層注采情況

目前朝66區(qū)塊共有27口水井，開井24口，平均注水壓力14.7MPa，單井日注水12m3。其中8口井吸水狀況差，占該區(qū)塊正常注水井總數(shù)的33.3%，注水壓力達到了15.1MPa，平均單井配注13m3，實注5m3，只能完成配注量的38.1%。

朝66區(qū)塊經(jīng)部分井區(qū)加密后區(qū)塊產(chǎn)油量達到65.7t，采油速度0.50%。由于儲層物性差，該區(qū)塊在加密后的210m×210m井距條件下開發(fā)效果沒有得到明顯改善，區(qū)塊日產(chǎn)油下降明顯，目前區(qū)塊日產(chǎn)油只有35.5t，采油速度0.30%。

可通過油水井動態(tài)來繪制出扶余油層注采比趨勢圖，利用油水井的射孔數(shù)據(jù)及砂體分布來判斷待鉆井與老井之間的連通情況，預測出待鉆井鉆遇各小層情況，根據(jù)注水井的壓降來推導待鉆井所處的地層壓力狀況，依此預測出油層壓力系數(shù)。

4 朝陽溝66區(qū)塊鉆井液密度設(shè)計方法

朝陽溝66區(qū)塊的鉆井液密度設(shè)計方法主要是根據(jù)臨井已有的地層破裂壓力數(shù)據(jù)和周圍注采情況，在壓穩(wěn)地層的基礎(chǔ)上，采取分段式設(shè)計鉆井液密度，在保證上部地層井壁穩(wěn)定后，逐漸提高鉆井液密度后打開扶余高壓油層[3-4]，具體設(shè)計方案如下。

4.1 已有數(shù)據(jù)預測地層破裂壓力

表1為朝66區(qū)塊實測的扶余油層破裂壓力統(tǒng)計表，該表的實測數(shù)據(jù)可以作為扶余油層的鉆井液密度設(shè)計基礎(chǔ)。

表1 扶余油層破裂壓力統(tǒng)計表

4.2 周圍注采情況對地層破裂壓力的影響

針對該區(qū)塊待鉆井周圍老井射孔層位的調(diào)查，層間注采關(guān)系的變化，分析預測區(qū)域各層壓力，通過壓力情況預測出單井壓力剖面。待鉆井壓力預測曲線見圖1。

圖1 待鉆井壓力預測曲線

4.3 注水井對壓力的影響

根據(jù)注水井不同距離的井點地層壓力測試可知，在300m處壓力只有6.89MPa，在210m處達到 7.82MPa，150m處為10.43MPa，可以看出通過加密調(diào)整，縮小注采井間的距離，可以降低滲流阻力，有利于壓力傳導。

我們可以利用其測得低滲流阻力來推導鉆井過程中待鉆井與鉆關(guān)水井間的距離與壓力情況來分析，待鉆井附近地層壓力狀況，指導鉆井液密度設(shè)計。結(jié)合周圍注水井壓力，利用低滲流阻力計算出適合待鉆井的鉆井液密度，在鉆井過程中實施密切監(jiān)控，完井電測壓力解釋來證實所設(shè)計的鉆井液密度。

5 結(jié)論

（1）葡萄花油層處于砂體邊界部位，且待鉆井油層發(fā)育厚度具有明顯的差異性。

（2）扶余油層各個小層砂體呈條帶狀分布，形態(tài)變化較大，注水井在東北—西南向影響較大。

（3）通過注水井壓降情況，利用滲流阻力反向推導待鉆井地層壓力情況，結(jié)合老井射孔情況和層間注采關(guān)系的變化，可以有效分析預測各層壓力。

（4）根據(jù)預測的各小層壓力，結(jié)合區(qū)域地層破裂壓力，可以設(shè)計出合理的鉆井液密度。