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摘 要:为了预防油田固井后管外冒,有必要研究区块整体地层压力高压层成因,在区块整体施工前确定出高压区,以便评价其风险,制订相应的对策。本文针对西区过渡带井区被断层遮挡的特点,分析了该区地层异常高压的来源和成因。该定向井组位于大庆油田西区过渡带断层所夹的内部,通过对该井组钻井、完井及周围的油水井注采关系进行分析,得出管外冒发生的原因是由于S1组高压层引起的。
关键词:高压层 断层 注采 管外冒
中图分类号:TE626 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)02(b)-0048-01
1 基本情况
该定向井组由1205钻井队施工,其中西丁207-斜P08井在完钻通井时发生油气浸。第一次油气浸发生在1100m,密度1.75降至1.41,持续30min,密度加至1.80；第二次油气浸发生在1210m,密度从1.80降至1.62,持续10min,密度加至1.80。该井于8月21日用1.80的钻井液固井后,发生管外冒。
2 压力来源
根据该井组的电测曲线图判断该井组Ｓ1组整体存在异常高压层。
(1)300m内共有6口注水井,其中高133-侧斜24、西6-更2、西7-斜P8三口水井位于断层外,西7-更8压力较低,不是主要压力源。
该井区的主要压力源来自西72-26、西81-斜25两口井。
(2)两注水井停注放溢情况
西72-26井6月10日停注放溢,7月30日压力:ＦＹ1.0/1.7/2.0/2.2推6.0ＭＰa；
西81-斜25井6月10日停注放溢,8月9日压力:ＦＹ4.6/4.9/4.9/5.0推6.2MPa.(如图1,2)
(3)注水井套损情况
西72-26、西81-斜25两井到目前为止未发现套损。
西6-更2井在925.22m发现套管变形,已修复。
西7-斜P8井在875.95m发现套管变形,已修复。
3 压力形成的原因
3.1 注采不平衡
从注采关系上,西丁207-斜P08井距西81-23井109m,S1-3射开的效厚度2.7m; 距该井189m的西7-P9井S1-2射开的效厚度1.5m；距该井204m的西81-24井完井后S1组未射孔,致使该井区S1组内的压力一直无法泄出来。由于该井区长期只注不采,且油层物性差,注水井注压高达14.1ＭＰa,虽经过较长时间的放溢流,而Ｓ1组压力并未降低。
3.2 断层遮挡形成高压
由于断层面的遮挡作用,注入水在断层面不断聚集,而且S2组砂体发育不均,在局部区域有透镜体状砂体存在,就形成了异常高压区。西72-26、西81-斜25两井位于漏斗形断层的内部,由于多年的注采不平衡形成较高的压力,两侧的断层遮挡导致地层压力下降非常缓慢,从而造成S1组高压。
4 异常压力范围
由注采关系分析待钻井西272-P07、西丁207-斜P07、西丁207-斜P08、西丁7-斜P07井都位于漏斗形断层内,所以这四口井Ｓ1组都存在异常高压,尤以西丁207-斜P08井严重,它处于西72-26、西81-斜25两口注水井的边缘,在钻进和完井过程中都出现了不同程度的油气浸,致使地层比较活跃,用密度较高的钻井液压井也不能完全抑制住地层压力,固井后出现了较为严重的管外冒,严重的影响了这口井的固井质量。由于四口井都在断层内,注水井对每口井又都有一定的注压,故对四口待钻井都有一定的影响。
5 结论
西丁207-斜P08井在SI组存在异常高压,此异常高压层是由于长期注采不平衡和断层遮挡形成的。对如此异常高压层井进行固井时,遇到的主要问题是固井后高压层的油气水浸入水泥环发生管外冒,这就严重威胁着固井质量。特别是调整井,随着油田长期注水开发,地层不均质,注采不平衡及多种地质构造影响,地层变成了高压水层。因此,出现了本定向井组固井后的水窜管外冒问题。
6 建议
在此地区或类似于有个别层高压低渗地区钻调整井,可采取钻穿高压层后原井眼泄压来降低地层压力的方法。这样可以达到降压目的,提高经济效溢,降低成本；减少井漏、井涌事故发生,提高固井质量；减少油层污染,提高采收率。
采用原井眼泄压应注意以下两点:(1)封井器完好；(2)泄压钻井液密度不能太低,防止井壁坍塌。
注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文
关键词:高压层 断层 注采 管外冒
中图分类号:TE626 文献标识码:A 文章编号:1674-098X(2011)02(b)-0048-01
1 基本情况
该定向井组由1205钻井队施工,其中西丁207-斜P08井在完钻通井时发生油气浸。第一次油气浸发生在1100m,密度1.75降至1.41,持续30min,密度加至1.80；第二次油气浸发生在1210m,密度从1.80降至1.62,持续10min,密度加至1.80。该井于8月21日用1.80的钻井液固井后,发生管外冒。
2 压力来源
根据该井组的电测曲线图判断该井组Ｓ1组整体存在异常高压层。
(1)300m内共有6口注水井,其中高133-侧斜24、西6-更2、西7-斜P8三口水井位于断层外,西7-更8压力较低,不是主要压力源。
该井区的主要压力源来自西72-26、西81-斜25两口井。
(2)两注水井停注放溢情况
西72-26井6月10日停注放溢,7月30日压力:ＦＹ1.0/1.7/2.0/2.2推6.0ＭＰa；
西81-斜25井6月10日停注放溢,8月9日压力:ＦＹ4.6/4.9/4.9/5.0推6.2MPa.(如图1,2)
(3)注水井套损情况
西72-26、西81-斜25两井到目前为止未发现套损。
西6-更2井在925.22m发现套管变形,已修复。
西7-斜P8井在875.95m发现套管变形,已修复。
3 压力形成的原因
3.1 注采不平衡
从注采关系上,西丁207-斜P08井距西81-23井109m,S1-3射开的效厚度2.7m; 距该井189m的西7-P9井S1-2射开的效厚度1.5m；距该井204m的西81-24井完井后S1组未射孔,致使该井区S1组内的压力一直无法泄出来。由于该井区长期只注不采,且油层物性差,注水井注压高达14.1ＭＰa,虽经过较长时间的放溢流,而Ｓ1组压力并未降低。
3.2 断层遮挡形成高压
由于断层面的遮挡作用,注入水在断层面不断聚集,而且S2组砂体发育不均,在局部区域有透镜体状砂体存在,就形成了异常高压区。西72-26、西81-斜25两井位于漏斗形断层的内部,由于多年的注采不平衡形成较高的压力,两侧的断层遮挡导致地层压力下降非常缓慢,从而造成S1组高压。
4 异常压力范围
由注采关系分析待钻井西272-P07、西丁207-斜P07、西丁207-斜P08、西丁7-斜P07井都位于漏斗形断层内,所以这四口井Ｓ1组都存在异常高压,尤以西丁207-斜P08井严重,它处于西72-26、西81-斜25两口注水井的边缘,在钻进和完井过程中都出现了不同程度的油气浸,致使地层比较活跃,用密度较高的钻井液压井也不能完全抑制住地层压力,固井后出现了较为严重的管外冒,严重的影响了这口井的固井质量。由于四口井都在断层内,注水井对每口井又都有一定的注压,故对四口待钻井都有一定的影响。
5 结论
西丁207-斜P08井在SI组存在异常高压,此异常高压层是由于长期注采不平衡和断层遮挡形成的。对如此异常高压层井进行固井时,遇到的主要问题是固井后高压层的油气水浸入水泥环发生管外冒,这就严重威胁着固井质量。特别是调整井,随着油田长期注水开发,地层不均质,注采不平衡及多种地质构造影响,地层变成了高压水层。因此,出现了本定向井组固井后的水窜管外冒问题。
6 建议
在此地区或类似于有个别层高压低渗地区钻调整井,可采取钻穿高压层后原井眼泄压来降低地层压力的方法。这样可以达到降压目的,提高经济效溢,降低成本；减少井漏、井涌事故发生,提高固井质量；减少油层污染,提高采收率。
采用原井眼泄压应注意以下两点:(1)封井器完好；(2)泄压钻井液密度不能太低,防止井壁坍塌。
注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文