朝阳沟66区块钻井液密度设计研究

王建国，彭 壮，张志新，郑四兵

（大庆钻探工程公司，黑龙 江大庆 163413）

朝阳沟区块主要开发层位的地质特点是：上部的葡萄花油层埋深较浅，油层发育致密，连通性差；下部的扶余油层区域憋压严重，油层压力高。在油田开发初期，主要的开发层位为上部的葡萄花油层，但随着油田开发的进一步深入，下层的扶余油层也逐步成为开发的重点。为了进一步加大产油量，在朝阳沟66区块进行了加密钻井，但在扶余油层的实钻过程中多口井发生了水侵和气侵，复杂事故发生率远高于其他区块和层位。

分析原因认为，在这种情况下需要做好葡萄花油层和扶余油层的井下压力预测，适当调整井筒压力剖面，从而减少因周围注水井引起的压力异常和串层。针对上述两个地层的油层进行压力预测，选用合适的钻井液密度是保障施工顺利进行、减小井下复杂事故的有效方法之一[1-2]。

1 钻井液与井壁稳定之间的关系

钻井作业过程中，钻井液密度与井壁稳定之间的关系十分密切。如果钻井液密度偏低，在井下形成的液柱压力不能平衡钻遇岩层的地层应力则容易造成井壁坍塌和井眼缩径；如钻井液密度偏高，过高的液柱压力容易压漏易漏失地层造成井下漏失，此外过高的钻井液密度也不利于提高机械钻速并容易造成压差卡钻等复杂事故的发生。

1.1 钻井液对泥页岩力学参数的影响

钻井过程破坏了井下岩石的应力结构，新钻开层位的岩石在钻井液的浸泡下其含水量大幅度增加，强度也大幅度降低。钻井液的滤液随着时间和压力等参数的变化对岩石力学性质产生明显的影响。在相同条件下，油基钻井液由于滤液为油相，不易被粘土矿物吸收，是一种理想的半透膜，所以油基钻井液浸泡下的岩石抗压强度高于水基钻井液，有利于井壁稳定。

1.2 井壁稳定力学分析方法

从岩石力学角度分析可知，除了钻井液本身性质外，造成井壁失稳的另外一个主要原因是钻井液的液柱压力。井壁稳定性与钻开层位的岩石强度和应力情况密切相关。对于硬脆性地层，当钻井液液柱压力小于地层应力时，会造成剥落掉块等现象；对于塑性地层，当钻井液液柱压力小于地层应力时，会因地层的塑性形变而导致井眼缩径现象出现。

在实际工作中可通过三轴抗压试验来模拟井下围岩的受力情况，得出杨氏模量、泊松比、体积压缩系数和抗压强度等力学参数，根据钻井液特性计算内摩擦角和粘聚力，带入地层坍塌压力公式，计算出用于钻井设计的地层坍塌压力系数。

2 葡萄花油层地质特点及注采情况

2.1 葡萄花油层地质特点

朝阳沟66区块的葡萄花油层埋深较浅，油层发育致密，有断层。葡萄花油层属于小型低弯曲分流河道沉积，河道走向大致为东北西南向。

2.2 葡萄花油层注采情况

由于没有老井电测数据，只能通过砂体沉积类型及周围葡萄花油层开发射孔情况来判断其发育联通。通过对朝阳沟66区块葡萄花油层油水井动态进行分析可知，葡萄花油层注水井累计注水量及注入压力分别为2.614×105m3、15.25MPa；1.786×105m3、8.5MPa；1.815×105m3、10.8MPa。5口待钻井周围的葡萄花油层注水井只有1口井，而且距离北侧两口待钻井较远，南侧三口井距离注水井较近，且朝85-44、朝85-45井在葡一1号层不发育，其余几口井在厚度上有差异但注水井联通，根据注水井井口压力，通过渗流阻力反向推倒计算待钻井处压降情况，可计算出预测压力系数。从这5口井的井位关系来看，各待钻井葡萄花油层发育程度不一，连通较好，且距朝87-斜35井50m处的朝92-葡36在葡萄花油层均射孔，提供了很好的泄压点，有利于钻井施工。以储层物性及老井油层注采情况基础，结合预测出的砂体分布规律，利用周围钻关注水井压力可以预测出小层油层压力。

3 扶余油层地质特点及注采情况

3.1 扶余油层地质特点

朝阳沟区块的扶余油层是松辽盆地大规模沉降前期形成的一套以河流—三角洲相为主的沉积，物源来自西南部的保康及九台怀德沉积体系。在“层次界面分析”及“相控旋回等时”原则指导下，本区扶余油层划分为3个油层组，包括39个沉积单元。

3.2 扶余油层注采情况

目前朝66区块共有27口水井，开井24口，平均注水压力14.7MPa，单井日注水12m3。其中8口井吸水状况差，占该区块正常注水井总数的33.3%，注水压力达到了15.1MPa，平均单井配注13m3，实注5m3，只能完成配注量的38.1%。

朝66区块经部分井区加密后区块产油量达到65.7t，采油速度0.50%。由于储层物性差，该区块在加密后的210m×210m井距条件下开发效果没有得到明显改善，区块日产油下降明显，目前区块日产油只有35.5t，采油速度0.30%。

可通过油水井动态来绘制出扶余油层注采比趋势图，利用油水井的射孔数据及砂体分布来判断待钻井与老井之间的连通情况，预测出待钻井钻遇各小层情况，根据注水井的压降来推导待钻井所处的地层压力状况，依此预测出油层压力系数。

4 朝阳沟66区块钻井液密度设计方法

朝阳沟66区块的钻井液密度设计方法主要是根据临井已有的地层破裂压力数据和周围注采情况，在压稳地层的基础上，采取分段式设计钻井液密度，在保证上部地层井壁稳定后，逐渐提高钻井液密度后打开扶余高压油层[3-4]，具体设计方案如下。

4.1 已有数据预测地层破裂压力

表1为朝66区块实测的扶余油层破裂压力统计表，该表的实测数据可以作为扶余油层的钻井液密度设计基础。

表1 扶余油层破裂压力统计表

4.2 周围注采情况对地层破裂压力的影响

针对该区块待钻井周围老井射孔层位的调查，层间注采关系的变化，分析预测区域各层压力，通过压力情况预测出单井压力剖面。待钻井压力预测曲线见图1。

图1 待钻井压力预测曲线

4.3 注水井对压力的影响

根据注水井不同距离的井点地层压力测试可知，在300m处压力只有6.89MPa，在210m处达到 7.82MPa，150m处为10.43MPa，可以看出通过加密调整，缩小注采井间的距离，可以降低渗流阻力，有利于压力传导。

我们可以利用其测得低渗流阻力来推导钻井过程中待钻井与钻关水井间的距离与压力情况来分析，待钻井附近地层压力状况，指导钻井液密度设计。结合周围注水井压力，利用低渗流阻力计算出适合待钻井的钻井液密度，在钻井过程中实施密切监控，完井电测压力解释来证实所设计的钻井液密度。

5 结论

（1）葡萄花油层处于砂体边界部位，且待钻井油层发育厚度具有明显的差异性。

（2）扶余油层各个小层砂体呈条带状分布，形态变化较大，注水井在东北—西南向影响较大。

（3）通过注水井压降情况，利用渗流阻力反向推导待钻井地层压力情况，结合老井射孔情况和层间注采关系的变化，可以有效分析预测各层压力。

（4）根据预测的各小层压力，结合区域地层破裂压力，可以设计出合理的钻井液密度。