大庆外围油田注水井钻关技术研究

摘要：大庆外围油田以中低渗透油藏为主，目前外围加密区块钻井一直沿用老区的钻关压力标准，由于外围油田储层物性差，注水井钻关降压过程持续时间长，严重影响了新井钻建进度;同时钻关后压力恢复速度慢，也严重影响了油田开发调整效果，因此，老区的钻关标准在外围低渗透油田加密调整过程中表现出适应性差的问题日益突出，随着钻井技术的不断发展，针对外围低渗透油田需要探索既能实现安全钻井，又能够保证固井质量的合理地层压力界限。因此，有必要开展低渗透油藏钻关技术研究，确定外围油田钻关新标准。

关键词：钻关;储层物性;低渗透

1、低渗透油田钻关降压周期

由于外围油田储层物性差，注水井钻关降压过程持续时间长，达到原钻关要求，一般需要持续5个月以上甚至2-3年，严重影响了新井钻建进度;影响加密区块的产量及效益。

2、影响注水井降压规律因素

渗透率是储层渗流、压力传导的关键因素，所以储层渗透率是影响注水井降压决定性因素，随着渗透率降低，压力传播速度减慢，距离增加，压力传播速度减慢。

地层压力传播速度与渗透率及距离关系图1

3、油田长期注水开发储层性质变化

油田开发中后期，在注入水的作用下，储层性质发生了很大变化，这些变化主要包括：储层的岩性、物性、压力等。

（1）、岩性变化

在注入水的长期冲刷及携带作用下，储层的岩石性质发生改变，主要表现在以下几个方面：粘土矿物的含量及组成比例发生变化、岩石骨架发生变化。

（2 ）、物性变化

在注入水的作用下，储层的岩性发生改变，导致储层的孔隙度、渗透率等也随之发生变化。离注水井较近的储层，储层物性变化一般较大，孔隙度、渗透率明显增大;离注入井较远的储层物性变化不大，甚至还会出现由于微粒迁移、沉淀、堵塞而造成孔隙度、渗透率降低的情况。

4、注水井井口压力与待钻井压力关系

（1）、300m范围内的注水井

通过收集宋芳屯油田芳69-117井、芳101-103井、芳75-斜90井、芳91-斜99井4口井，完钻后进行了MDT压力测试。MDT测试地层压力增值与其300m范围内最高压力注水井的井口压力相近，差值在±0.3MPa以内。

（2 ）、300～600m范围内的注水井

芳51-55井、芳97-99井、芳69-69井3口调整井完钻后进行了MDT压力测试。MDT测试结果显示地层压力增值与注水井的井口压力相差很大。

5、確定钻关注水井的井口压力

以宋芳屯油田葡萄花油层平均埋藏深度1500m计算注水井不同井口压力时的地层压力系数，绘制井口压力与地层压力系数关系图。从井口压力与压力系数关系图上看，当注水井井口压力为6MPa时，地层压力系数1.40。

6、现场实钻情况

钻井液密度设计，主要参考300米以内注水井，井口剩余压力，钻进阶段保持设计密度下限，完钻后调整密度达到设计上限，保持电测阶段平稳。

（1）、采油八厂钻关方案。300米以内的注水井，压力要求6.0MPa;300-500米之间的注水井，压力要求8.0MPa;500-600米之间的水井，要求关井。上半年，在八厂共完钻调整井51口，使用钻井液比重在1.40-1.65 g/cm3之间，施工正常。

（2）、海拉尔希54-50井区，上半年完钻8口调整井，共钻关注水井31口。钻关方案：300米注水井油压低于8.0MPa，使用钻井液密度1.30-1.45 g/cm3，平均1.36 g/cm3，施工正常，声幅检测8口，优质7口，合格1口，优质率87.5%。

7、结 论

（1）、分批次、压力由低到高、逐步探索的试验方式钻井，在保证施工安全的前提下，证实了外围低渗油田钻关标准300m<6MPa，300-500m<8MPa，安全可控;

（2）、钻关压力优化后，合理的钻井液密度设计，有效缓解了外围调整井孔隙压力高、破裂压力低的矛盾。钻井实践证明，使过去认为不能钻井的地区得以安全、优质地完成钻井任务，对其他外围高压区块具有较大的借鉴和指导意义;

参考文献：

[1] 刘金发，邓子汶，戴平生.松辽盆地北部三肇地区低渗透薄互层油藏勘探新进展[J].大庆石油地质与开发，1994，13（2 ）。

[2] 高瑞祺，萧德铭.大庆探区油气勘探新进展[M].北京：石油工业出版社，1992。

[3] 高瑞祺，蔡希源等.松辽盆地油气田形成条件与分布规律研究[M].北京：石油工业出版社，1997。

[4] 蒙启安，黄薇，林铁峰，张顺，厉玉乐.松辽盆地北部岩性油藏形成条件与分布规律.[J].中国石油勘探，2004，第4期。

作者简介：

韩德新，1967年生。1991年毕业于四川成都地质学院石油地质勘察系石油地质专业，2007年大庆石油学院，工程硕士，高级地质师，现在大庆钻井一公司技术服务分公司工作。