1、永乐、宋芳屯油田侧斜井异常高压形成机理研究陈海明（修井二大队 技术办）摘要：2009 年、2010 年外围油田宋芳屯、永乐油田共计施工侧斜井 20 口，油层高压发生油、水侵 5 口，其中 2 口固后管外冒。宋芳屯、永乐油田，主要开采薄差油层，渗透性较差，“注得进，采不出”， 注入水难以被地层吸收，常在注水井附近形成异常高压区，而注水井钻关的好坏对原井地层压力剖面的调节影响甚微，异常高压形成的主要原因是原井（注水井）泄压不好。主题词：低渗透 高压 油水浸 1、施工情况：2009 年、2010 年（截止 10 年 11 月 10 日），在外围油田宋芳屯、永乐油田共计施工侧斜井 20 口，油层高压发
2、生油、水侵 5 口，占施工井 25%，其中 2 口固后管外冒（见表1）。表 1 宋芳屯、永乐油田施工情况统计表序号 井号 井别井深（m）压力系数异常显示 生产日期1 芳 86-侧斜 106 油 1595 1.20 09.3.052 芳 206-侧斜 126 油 1510 1.21 09.3.133 台 82-侧斜 124 水 1520 1.47 09.10.154 台 62-侧斜 128 水 1565 1.56 油侵 09.10.235 台 56-侧斜 136 水 1566 1.46 09.10.316 永 166-侧斜 58 水 1555 1.55 油侵 09.11.077 台 70-侧斜
3、134 水 1555 1.48 09.11.158 台 62-侧斜 122 水 1545 1.50 09.11.229 芳 58-侧斜 56 水 1545 1.40 10.4.1910 芳 196-侧斜 34 油 1585 1.20 10.4.2611 永 180-侧斜 70 水 1510 1.52 10.8.1712 永 148-侧斜 52 水 1570 1.49 10.8.2313 永 152-侧斜 54 水 1570 1.48 10.8.2914 台 86-侧斜 122 水 1506 1.65 固后冒 10.9.0515 台 60-侧斜 68 油 1395 1.41 10.9.1116
4、永 162-侧斜 60 水 1570 1.48 10.9.1917 芳 82-侧斜 78 水 1575 1.49 10.10.1418 芳 236-侧斜 104 水 1515 1.75 固后冒 10.10.2419 台 54-侧斜 126 水 1580 1.51 10.11.0120 台 62-侧斜 126 水 1564 1.67 油侵 10.11.072、地质概况井区地理位置位于黑龙江省大庆市大同区和大庆市肇州县境内，永乐油田处在宋芳屯油田西部(图 1)。图 1 研究区分布图研究区区域构造位置位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地三肇凹陷内，葡萄花油层是主要目的层，属于下白垩系姚家组姚一段。姚一段
5、地层在本区的岩性以紫红、灰绿色泥岩为主，底部为灰棕色含油泥质粉砂岩薄层。其中泥岩质岩性较纯，砂岩胶结较致密，成份以石英为主，长石次之，含油砂岩干枯，不染手，砂岩的分选较好，粒度较细，以粉粒为主 1。研究区渗透率分布在 0.01510-3m 2 之间，平均渗透率 1.1310-3m 2，主要集中在 0110-3m 2 段，属于特低渗透储集层 2。图 2 研究区渗透率分布直方图作为裂缝比较发育的低渗透油田，尽管采用了较高的注水压力和注采比，但油井注水受效差，低效井比例大，油田采油速度低，仅在 0.5%左右。由于低渗透油田渗透率低，油水井间的压力差异大，压力传导系数小，因此，压力传导慢，压力传导能力
6、低，使得油井受效困难。在亲水油层中，即使注采比高达 1.5 以上，油井也很难受效，造成“注得进，采不出”的现象 3。3.异常高压形成机理宋芳屯、永乐油田，主要开采薄差油层，渗透性较差，易形成局部油层异常高压。这些区块注水压力高，而采油井不受效，日产多在 1-2 吨，且间抽、提捞井较多（见附表1、2）。注入水难以被地层吸收，常在注水井附近形成异常高压区。3.1 注水井钻关影响上述油田渗透性较差，注水井钻关降压规律与老区不同，注水井停住后短期内降压极慢(见图 3)。051015200 3 6 9 12 15 18(d)(MPa)萨 中 P1萨 中 主 力 油 层杏 南永 乐 宋 芳 屯图 3 不同
7、区块注水井平均钻降规律对比宋芳屯、永乐油田井距大，开发层系单一，可以忽略多井干扰的影响。以任意一口水井为例，注入水为平面径向流。根据渗流力学理论其压力传导公式为：式中：Pa注水井周围任意一点 A 的压力，MPaPwf注水井井底流压，MPaq 注入流量rw水井半径re任意一点 A 距注水井距离、k、h流体粘度、地层渗透率、油层厚度由公式中可以看出，在相同供给半径情况下，注水井的降压效果主要受流量、流体粘度、油层厚度、地层渗透率影响。与老区相比，流量、流体粘度、油层厚度影响差异不大，显著的地层渗透率差异是影响注水井降压效果的决定因素。在平均渗透率只有 1.1310-3m 2的宋芳屯、永乐油田，注水
8、井钻关的好坏对原井地层压力剖面的调节效果甚微。 实例分析在芳 206-侧斜 126、芳 86-侧斜 106 井施工中，注水井钻关 3 个月后井口剩余压力仍在 9-11Mpa 之间，远未达到钻关要求，但在实际施工中，该 2 口井地层压力并不高，压力系数 1.20 左右。图 4 芳 206-侧斜 126 电测曲线在台 86-侧斜 122、芳 236-侧斜 104 井施工中，如图所示，该 2 口井钻关范围内均只有一口注水井，且长期关井。台 86-侧斜 122 邻井中最近的一口注水井为台 86-124 井，该井距离原井 300 米，2008 年 12 月套损关井。芳 236-侧斜 104 井邻井中最近
9、的一口注水井为芳 234-102 井，该井距离原井 425 米，为间注井，2008 年 5 月 31 日至目前关井未注。该 2 口井的钻关情况最有利于侧斜井的施工，但 2 口井均发生较明显的油气显示。图 5 台 86-侧斜 122、芳 236-侧斜 104 井井位图3.2 原井的影响已完成的 20 口井中，注水井 16 口，占 80%，而油层异常高压、固后冒的井均为注水井。从各油田提供的原井静压来看，注水井静压普遍较高，采油井静压较低。原井静压超过 25Mpa 的井有 12 口，其中 5 口出现油气显示。表 2 施工井生产静压与恢复压力统计序号 井号 井别静压（Mpa）井深（m）压力系数恢复压
10、力（Mpa）1 芳 86-侧斜 106 油 13-15 1595 1.20 17.62 芳 206-侧斜 126 油 13-15 1510 1.21 17.23 台 82-侧斜 124 水 25.5 1520 1.47 20.84 台 62-侧斜 128 水 30.9 1565 1.56 23.15 台 56-侧斜 136 水 20.4 1566 1.46 21.56 永 166-侧斜 58 水 32.3 1555 1.55 22.77 台 70-侧斜 134 水 29.7 1555 1.48 21.78 台 62-侧斜 122 水 30.9 1545 1.50 21.99 芳 58-侧斜 5
11、6 水 32-36 1545 1.40 21.310 芳 196-侧斜 34 油 13-15 1585 1.20 17.611 永 180-侧斜 70 水 21.2 1510 1.52 21.612 永 148-侧斜 52 水 34.9 1570 1.49 22.113 永 152-侧斜 54 水 28.3 1570 1.48 21.914 台 86-侧斜 122 水 32.6 1506 1.65 23.215 台 60-侧斜 68 油 15.5 1395 1.41 18.716 永 162-侧斜 60 水 29.1 1570 1.48 21.917 芳 82-侧斜 78 水 36-38 15
12、75 1.49 22.118 芳 236-侧斜 104 水 30-35 1515 1.75 25.019 台 54-侧斜 126 水 21.9 1580 1.51 22.320 台 62-侧斜 126 水 30.9 1564 1.67 24.7各油田提供的静压力是原井正常生产时的静压力，通过完井电测曲线计算油层压力，原井在停产一段时间后，油层压力得到恢复，静压力变化明显。采油井静压基本在 17-19Mpa 之间，而注水井静压普遍在 20Mpa 以上（见表 2）综合研究区内油层埋藏深度、破裂压力、油水井动静态资料及以往实钻井资料分析，设计油层钻井液密度 1.55-1.60，钻井液在油层部位的液柱
13、压力在 22.0522.75 之间。从图 6 中可以看出，发生油侵、管外冒的井全部集中在原井静压在 30-36MPa 区间内恢复压力在 22.7MPa 以上的注水井中。图 6 异常高压分布从注水井到任意一点，地层中的压力的传导是按对数关系分布的，如图 4，压力主要集中在注水井井底附近。注水压力高，原井侧斜前最后一次施工泄压情况好坏对侧斜井施工影响很大，压力恢复越低对侧斜施工越有利。3.3 电测曲线分析 图 4 压力分布曲线在测井资料中，姚一段地层普遍表现为双侧向曲线上部电阻率呈较低值、底部为尖峰状高幅度值；自然电位上部无异常值，下部呈微波状低负异常幅度。从上面可以反映出砂层不发育，且下部薄层砂
14、岩含泥质重，储层物性较差 4。因此，当油层压力较高，液柱压差超过-1Mpa 时，电测曲线可以看出明显的高压特征（图 7）。图 7 芳 236-侧斜 104 电测曲线当泥浆液柱压力与油层压力压差较小时（+0.5Mpa 之间），在电测曲线上识别高压层较困难（图 8、图 9）。如图 9 台 62-侧斜 126 井电测曲线所示，单纯从曲线上很难判断曲线异常是由于油层渗透性较差还是地层压力高所致，此时施工过程中的油气显示作为第一手资料就很重要了。图 8 台 86-侧斜 122 井电测曲线图 9 台 62-侧斜 126 井电测曲线4、结论及认识1） 宋芳屯、永乐油田油层渗透率低，注水压力高，油水井间的压力
15、差异大，而压力传导慢，压力传导能力低，油井很难受效，因此，通过注水井钻关对地层压力剖面的调节效果不明显，老区的钻关要求不适合这种（超）低渗透性油田。） 注水井停注后降压效果较差，注水井原井泄压好坏对转侧斜后的施工能否安全顺利进行至关重要，原井泄压不好是该区块侧斜井异常高压形成的主要原因。由于该区块油水井侧斜施工前已经由其它单位报废，对原井（尤其是注水井）的压力情况掌握不清，应加强这方面的调查工作。）基于该区块多数井完井电测曲线高压特征不明显的情况，应加强一线施工钻遇高压复杂情况的信息反馈，同时建议在该区块引入流体测井项目。）该区块缺乏调整井钻井资料，准确预测地层压力难度较大。对于部分可能存在异
16、常高压的井建议补打表层套管；对于钻遇高压层的井应加强应对措施的研究，应尽快着手原井眼泄压技术在该区块可行性的论证工作。参考文献1 丛琳. 永乐向斜葡萄花油层成藏模式及有利区块预测D .大庆石油学院，20082 黄继承. 头台油田扶余油层加密与注采系统调整试验研究D .大庆石油学院，20083 赵国石. 宋芳屯低渗透油田套管损害原因分析.大庆石油地质与开发 1000-3754 (2004) 04-0040-04 翟志伟. 台 1 区块葡萄花油层砂体分布与古构造恢复研究D .大庆石油学院，2008作者简介 陈海明，男，1975 年 10 月 12 日出生，1999 年毕业于江汉石油学院石油地质专业
17、，现工作于大庆油田井下作业分公司修井二大队，工程师，从事侧斜井地质技术工作联系地址：大庆油田井下作业分公司修井二大队 邮政编码：163413 联系电话：04595605930 电子邮箱：jx_附表 1 宋方屯、永乐油田部分注水井动态资料序号 井 号注水层位压力（Mpa）日注量(m3) 备注1 台 82-120 葡 20.0 252 台 86-122 葡 16.5 103 台 86-124 葡 / / 200812 关井待修4 台 86-126 葡 / / 200904 方案关井5 台 78-122 葡 / / 已报废6 台 78-128 葡 / / 已报废7 台 84-128 葡 17.3 2
18、08 台 62-126 葡 / / 200812 关井待修9 台 62-124 葡 16.4 2010 台 60-130 葡 20.6 3011 台 58-128 葡 20.1 2012 台 66-128 葡 19.1 2013 台 66-126 葡 / / 已报废14 永 166-54 葡 14.5 1015 永 166-62 葡 21.6 3916 永 170-58 葡 17.1 817 永 176-70 葡 18.0 2018 永 182-66 葡 17.0 3019 永 184-70 葡 15.5 2020 永 152-50 葡 22.2 23 /21 永 154-52 葡 16.5
19、25 /22 永 154-56 葡 19.3 35 /23 肇 212 21.2 40 /24 台 60-66 葡 15.6 4025 台 56-66 葡 12.7 25 20100819 方案关井26 台 64-67 葡 13.9 36 20100819 方案关井27 台 58-更 124 葡 18.6 30 与待修井相距 650m28 台 58-128 葡 22.2 20 与待修井相距 610m29 台 62-124 葡 18.6 20 20100826 方案关井30 台 62-侧斜 128 葡 21.1 23 20101023 钻关31 台 66-128 葡 19.7 20 与待修井相距
20、 630m32 永 166-侧斜 58 葡 / / 20101102 作业小修33 永 170-62 葡 20.4 3034 永 164-62 葡 14.2 2035 永 168-60 葡 16.0 2036 永 168-64 葡 14.6 111 台 86-124 葡 / / 200812 关井待修2 台 86-126 葡 17.8 303 台 82-120 葡 / / 20100602 关井待修4 台 90-124 葡 17.9 255 台 82-侧斜 124 葡 17.0 201 芳 56-58 葡 17.2 10 200810 关井2 芳 56-56 葡 / / 2004 关井3 芳
21、56-54 葡 16.2 15 200901 钻关4 芳 60-58 葡 8.5 15 20100331 钻关1 太东 212-斜 94 葡 12.5 102 太东 210-100 葡 10.4 251 芳 80-76 葡 16.2 122 芳 80-80 葡 19.8 103 芳 82-82 葡 20.4 104 芳 84-76 葡 16.5 0 不吸水5 芳 86-78 葡 12.6 131 芳 234-102 葡 20.3 8 间注，080531 至目前未注2 芳 232-104 葡 17.3 203 芳 238-100 葡 18.9 18附表 2 宋方屯、永乐油田部分采油井动态资料序号
22、井号 开采层位 日产液(m3)含水（%） 备注 1 台 82-122 葡 4 95.0 间抽2 台 82-126 葡 3 20.03 台 80-122 葡 / / 不产液4 台 80-124 葡 10 98.0 间抽5 台 80-126 葡 3 30.0 提捞，半月/次6 台 84-122 葡 1 45.07 台 84-124 葡 1 45.08 台 84-126 葡 1 97.09 台 62-130 葡 1 3010 台 60-126 葡 2 98.511 台 60-128 葡 0.8 2.512 台 64-126 葡 1 013 台 64-128 葡 1 2014 永 164-60 葡 1
23、.2 52.115 永 166-60 葡 / / 高含水长关井16 永 167-57 葡 / / 新井未投17 永 167-斜 59 葡 / / 新井未投18 永 168-56 葡 / / 200909 关井待转注19 永 168-58 葡 0.4 100 间抽20 永 168-60 葡 / / 200910 关井待转注21 永 165-56 葡 6 99.2 间抽22 永 164-57 葡 1 3623 永 177-69 葡 0.3 024 永 177-71 葡 2.8 9725 永 178-68 葡 / / 转注26 永 178-70 葡 1.2 027 永 179-69 葡 0.8 02
24、8 永 180-68 葡 / / 高关29 永 181-67 葡 1.2 030 永 182-68 葡 3 10031 永 182-70 葡 2.0 032 永 150-52 葡 / / 201001 关井转提捞33 永 150-56 葡 5.6 99.1 /34 永 151-斜 53 葡 2 46 /35 永 151-55 葡 1 26 /36 永 152-52 葡 13 99.2 /37 永 152-56 葡 8 98.8 /38 永 153-斜 51 葡 1.1 44.6 /39 永 153-53 葡 1.6 96.7 /40 永 153-斜 55 葡 0.9 5.7 /41 永 154
25、-54 葡 3.5 50.6 /42 台 58-65 葡 4.0 52.343 台 58-67 葡 0.4 044 台 62-67 葡 2.0 0 间抽45 台 62-69 葡 1.0 046 台 62-65 葡 3.5 53.047 台 51-126 葡 0.6 0 /48 台 52-128 葡 2 90.5 /49 台 53-125 葡 1.6 98.1 /50 台 53-斜 127 葡 1.2 97.5 /51 台 54-124 葡 3 99.3 /52 台 54-128 葡 5 69.6 /53 台 54-130 葡 4 99.3 /54 台 55-123 葡 1 0 /55 台 56
26、-122 葡 0.4 0 /56 台 56-124 葡 5 80 /57 台 56-126 葡 4 29.8 /58 台 57-斜 123 葡 1.5 88 /59 台 57-127 葡 0.9 0 /60 台 60-124 葡 2.0 3.061 台 60-126 葡 2.0 99.962 台 60-128 葡 0.8 6.063 台 64-124 葡 2.0 99.964 台 64-126 葡 0.5 065 台 64-128 葡 0.5 2066 台 66-126 葡 / / 20070615 关井67 台 66-124 葡 / / 20071024 关井68 台 84-120 葡 1 22.069 台 84-122 葡 1 40.770 台 84-124 葡 1 44.0 间抽， 3 天/次71 台 88-122 葡 2.4 56.972 台 88-124 葡 4 46.673 永 164-60 葡 1.2 52.874 永 165-斜 63 葡 1.1 99.975 永 166-60 葡 / / 高含水关井76 永 166-64 葡 4 99.9 井口77 永 167-斜 59 葡 1.5 99.9 井口78 永 167-61 葡 1.8 99.9 井口79 永 167-63 葡 2.4 99.980 永 168-62 葡 1.0 66.3
