大古2井舒善河组测压认识与思考

2016-12-04杨金洪

中国科技纵横 2016年16期

关键词：关井水泥系数

杨金洪

（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

大古2井舒善河组测压认识与思考

杨金洪

（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011）

探井地层资料录取可靠性十分重要。对比大古2井舒善河组的地层测试、地破试验和静压测量结果发现，地层压力前后不一致。通过对比压力系数、地层流体和压力恢复速度，认为已经窜层至下部的亚格列木组。从固井质量和水泥塞受力情况分析判断，二者都可能是窜层的通道。舒善河组地层测试资料与亚格列木存在明显区别，可认为舒善河组测试资料可靠。同时建议，以后对类似高压低渗、高地破压力、储层间距小的套管内分层评价，应更重视固井质量和上返封堵工艺。

地层测试窜层外推压力

大古2井是部署在二八台北1号圈闭上部的一口探井，该井密度较稀，对比井较远，因此，地层资料录取与油气突破同样重要。但是，对比舒善河组地层测试、地破试验和静压测量结果后发现，地层压力前后存在较大差异。为了落实舒善河组压力数据可靠性，有必要从工艺的角度，分析导致测压结果出现异常的原因。

1　前期施工简况

1.1地层测试

大古2井亚格列木组地层测试结束后人工井底为6489.5m。光管柱打水泥塞，塞面6465m，用1.3g/cm3泥浆正循环洗井后，全井筒试压25MPa，稳压30min。

2010年9月20日采用“RD安全循环阀+井下关井阀+RD循环阀+RTTS封隔器+5″射孔枪”，射开舒善河组6433.5-6441.0m井段进行地层测试，液垫为1.03g/cm3的清水，无淘空。

1.2第一、二次地破试验

第一次地破试验前用管柱硬探井底2 T，复探3次，井底6093.19m，比测试时上升470.81m。后用1.29g/cm3泥浆循环冲洗至井深6460.4m后，划眼通井至人工井底6465m，静止发现钻具内溢流24L/hr；洗井时油气侵高峰油面占槽面70%，出口泥浆密度1.25↓1.20g/cm3，循环后逐渐消失。

12月20日进行第一次地破试验，由于封隔器失封未能取得地层破裂压力参数。

关井11hr油压上升至6MPa，第19hr油压7.5MPa，第35hr油压11.5MPa。

12月22日进行第二次地破试验，最高泵压60MPa，最高套压59MPa，排量0.12 -0.14m3/min，累计注入1.21g/cm3盐水2.5m3，地层仍未明显破裂，表明储层破裂压力梯度在0.021MPa/m以上。

1.3第三次地破试验

2011年4月6日，更换管柱和140MPa井口后，进行第三次地破试验。井筒内为1.21g/cm3盐水，最高泵压88.9MPa，但地层尚未明显破裂，表明地层破裂压力梯度大于0.0259MPa/m。地破试验后关井，12.6hr后油压即恢复至30MPa。

1.4测静压

2011年6月14日采用防硫钢丝+存储式电子压力，实测压力90.5MPa/5000m，按照梯度1.18 MPa/100m，折算储层中部压力107.46MPa/6437.25m，折算压力系数1.70；实测温度139.87℃/ 5000m，按照梯度2.41℃/100m，折算至储层中部温度174.51℃/ 6437.25m，折算温度梯度2.71℃/100m。

2　资料分析

2.1压力对比

2.1.1舒善河地层测试压力（压力系数1.48-1.58）

一关24hr后压力恢复30.8MPa，二关109hr后压力恢复30MPa，对比两次关井压力恢复，高压低渗特征明显。

关井期间未出现径向流，不能用试井模型外推地层压力。所以，只能根据实测压力靠后端的有限数据点，采用数值逼近的方法，估算实测点之后有限时间内的压力。将恢复压力对时间求导，对求得的导数采用指数式公式进行拟合，得到压力恢复后期压力的变化和时间的关系式，以此外推50hr，计算得地层稳定压力95.4±3MPa，压力系数1.480-1.576。

2.1.2关井估算压力（压力系数1.66-1.69）

第2次地破试验后，井口压力缓慢恢复至最高28.5MPa，井内为1.21g/cm3盐水，折压力系数1.66。

第3次地破试验后，井口压力迅速恢复至最高30MPa，井内为1.21g/cm3盐水，折压力系数1.69。

2.1.3实测静压（压力系数1.70）

实测压力90.5MPa/5000m，按照梯度1.18 MPa/100m，折算储层中部压力107.46MPa/6437.25m，折算压力系数1.70。

2.1.4亚格列木组估算压力（压力系数1.74）

亚格列木组对6479.50-6486.50m进行地层测试，液垫为1.03g/cm3的清水，无掏空。一开井10分钟出液0.38m3；一关井34小时：油压0Mpa-47MPa；3mm油嘴二开井，0.5小时内油压47-0MPa，之后无油嘴自喷间断排液，自喷累计出液7.51m3，含油5-10-20-30%；后连续油管气举，最大举深1500m，累计举出液6.88m3。开井期间累计产液14.39m3，原油0.386m3，水14.004m3。

由于压力计数据无法回放，无法确定准确地层温度压力。根据一关期间井口最高关井压力47MPa，井内液垫密度1.0g/cm3，折算地层压力110.5MPa/6483m，折算压力系数1.74。

2.2压力恢复速度对比

地层测试关井时井内为1.02g/cm3清水，压差较大，且地层射开后初始流动，压力恢复较快。

第一次地破前泄压关井、第一次地破后关井和第二次地破后关井，井内分别为1.45g/cm3泥浆和1.21g/cm3盐水，关井后压力恢复较慢。

2011年4月6日第三次地破后关井，井内为1.21g/cm3盐水，压力恢复迅速。

2.3流体分析对比

亚格列木地层测试开井期间地面累计产液14.39m3，其中原油0.386m3，水14.004m3，远大于测试口袋容积。二关井关闭RD安全循环阀后，取罐口油样反循环出的水样。累计开井时间80.72hr，累计产液14.39m3，折产液4.28m3/d。试油结论：干层（见油）。

舒善河地层测试开井期间地层累计产液4.6m3，其中油0.724m3，大于测试口袋容积（1.8m3）。取二开期间井口油样和RD安全循环阀与井下关井阀间的水样。按照开井时间79.7hr，折产液1.39 m3/d。试油结论：干层（见油）。

舒善河地层测试之后再未取得地层液样。

3　认识

3.1资料认识

3.1.1压力数据归属

舒善河地层测试实测压力和亚格列木估算压力差别明显，地层测试的舒善河地层压力可靠。舒善河地层测试后各次估算或实测更接近于亚格列木压力，说明地层测试之后可能与亚格列木组窜层。

3.1.2井口压力恢复速度差异

第三次地破后关井井口压力恢复速度显著高于之前各次，更说明井底压力系统已经发生改变。

3.1.3流体分析

舒善河水分析结果显著异于亚格列木水分析结果，结合压力数据差异，可判断地层测试资料可靠，所取油样是测试层段产出。

3.2窜层原因分析

导致窜层的可能原因有两种。

3.2.1水泥环窜层

舒善河射孔井段距下部亚格列木射孔井段仅38.5m，且固井质量不好，多数固井质量中等的井段都是在套管接箍上下，套管外水泥环在套管接箍附近呈层状胶结。

地层测试开井近80hr的时间内，这段水泥环承受最高49MPa左右负压差，水泥环可能遭到破坏但尚未窜层。

地层测试后用1.45g/cm3泥浆压井，而井口压力缓慢恢复至最高18.5MPa。若液柱按照比重1.45估算井底压力系数达1.714。但是第一次地破试验前管柱硬探井底2T，复探3次，井底6093.19m，比测试时上升470.81m。冲洗至井深6460.4m，再划眼通井至人工井底6465m。说明高密度泥浆长时间静置在高温高压环境中，可能发生了加重材料沉降，此时，作用在井底的液柱压力降低（具体数值尚无法计算），难以估算井底压力。

第二次地破试验时水泥环承压23MPa，第三次地破试验时承压54MPa，水泥环被反复加载，根据后期井口压力恢复速度，判断在第二次试破后就可能窜层，在第三次试破后完全窜层。

3.2.2水泥塞窜层

扫塞后，井筒内为1.3g/cm3泥浆，全井筒试压至25MPa，稳压30min，井底压力约107MPa，说明水泥塞具有较好的密封性，但并不能保证水泥塞能承受较大的向上压力。

塞面至亚格列木射孔井段顶深的距离为14.5m。射孔孔眼会影响附近水泥塞的胶结质量，不规则胶结面的应力集中，导致微裂缝生成。舒善河地层测试期间，该14.5m水泥塞上下压差最高达49MPa，水楔作用使射孔段水泥塞的微裂缝延伸、扩大甚至形成断面。由于水泥塞自重相对极小（可忽略），此时，14.5m水泥塞将承受最高约49MPa的向上作用力。后期三次地破试验和多次泄压过程，对水泥塞交替施加正负向载荷。因此，水泥塞也可能是窜层发生的通道。