遼河潛山興古7水平井地質(zhì)工程一體化研究

金佳毅

【摘 ?要】遼河坳陷是在華北地臺(tái)基礎(chǔ)上形成的新生代裂谷型坳陷。古近紀(jì)斷裂活動(dòng)強(qiáng)烈，具有多期性和繼承性等特點(diǎn)。興古7水平井是遼河油田公司實(shí)施的潛山注氣開(kāi)發(fā)水平井，位于遼河坳陷西部凹陷中南段興隆臺(tái)潛山，西鄰盤山洼陷，北部為陳古潛山，東鄰冷家斷階帶，南部為馬古潛山，構(gòu)造面積28.4km2。具有優(yōu)越的油氣成藏條件。井控級(jí)別I級(jí)，井型為水平井，井身結(jié)構(gòu)為三開(kāi)，由長(zhǎng)城鉆探工程公司70XXX隊(duì)承鉆，采用綜合錄井手段進(jìn)行水平段地質(zhì)工程一體化跟蹤研究，井身軌跡控制符合井筒質(zhì)量要求，鉆井周期為同區(qū)域最快，固井候凝優(yōu)質(zhì)順利完鉆。

【關(guān)鍵詞】遼河坳陷;地質(zhì)工程一體化;井筒質(zhì)量

一、興古7水平井基本情況

興古 7 水平井地理上位于遼寧省盤錦市興隆臺(tái)采油廠西南方向，興隆臺(tái)區(qū)晨宇工業(yè)園院內(nèi)，工區(qū)內(nèi)地勢(shì)平坦，地面海拔2～4m，地面為商業(yè)網(wǎng)點(diǎn)、工礦企業(yè)、居民區(qū)。西北方向?yàn)槌坑罴瘓F(tuán)公司辦公樓，距離注氣站70m，南方為溝海鐵路。井場(chǎng)周圍500m內(nèi)有多處廠房。

上報(bào)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量2865.97×104t，溶解氣36.80×108m3，含油面積7.21km2;興古7-12塊潛山探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量671.02×104t，溶解氣8.62×108m3，含油面積2.56km2。截止該井開(kāi)鉆前，興古7井區(qū)太古界投產(chǎn)井共69口，直井17口，水平井52口。油井開(kāi)井32口，日產(chǎn)油474.1t，日產(chǎn)氣22.98×104m?，累計(jì)產(chǎn)油493.07×104t，累計(jì)產(chǎn)氣13.47×108m3，采油速度0.45%，采出程度13.94%，區(qū)塊初期生產(chǎn)氣油比260m3/t，區(qū)塊目前生產(chǎn)氣油比467.89m3/t。

二、鉆探圈閉特征

鉆井揭露地層自下而上依次為：太古界、中生界、新生界（古近系沙河街組和東營(yíng)組、新近系館陶組）等。其中太古界為本次開(kāi)發(fā)的目的層。

太古界：黑云母斜長(zhǎng)片麻巖、混合花崗巖及混合巖為主，以及后期侵入的中酸性火山巖和煌斑巖脈。

中生界：與下伏太古界角度不整合接觸，下部為火山角礫巖、凝灰質(zhì)泥巖夾安山巖，中部為塊狀砂礫巖夾薄層泥巖，上部為安山巖、玄武巖夾火山集塊巖。

沙三段：與下伏中生界角度不整合接觸，深灰色泥巖夾薄層灰白色砂巖、含礫砂巖。

沙一+二段：沙二段為灰色塊狀砂礫巖、砂巖夾薄層泥巖;沙一段為灰色泥巖夾薄層砂巖，中部發(fā)育一組油頁(yè)巖，底部發(fā)育一套鈣質(zhì)頁(yè)巖。

東營(yíng)組：灰綠色泥巖與砂巖不等厚互層。

館陶組：大套灰白色塊狀砂礫巖，與下伏地層呈角度不整合接觸。

明化鎮(zhèn)組：塊狀淺灰色粒狀砂巖夾灰綠色泥巖，與下伏地層呈整合接觸。

平原組：細(xì)砂巖、粉砂質(zhì)泥巖與泥巖不等厚互層，與下伏地層呈角度不整合接觸。

興古7潛山儲(chǔ)集層主要為混合花崗巖、黑云母斜長(zhǎng)片麻巖及混合巖，夾少量侵入巖脈。巖心觀察和薄片分析，儲(chǔ)集空間類型主要為構(gòu)造裂縫、破碎粒間孔以及溶蝕成因的孔、縫;巖心分析孔隙度最大13.3%，最小0.6%，主要分布在2%～8%范圍內(nèi)，平均4.6%;滲透率最大161×10-3?m2，最小0.06×10-3?m2，主要分布在0.06～4×10-3?m2范圍內(nèi)，平均4.1×10-3?m2;巖心統(tǒng)計(jì)平均裂縫密度為40.1條/m，構(gòu)造裂縫以NE～NNE向最發(fā)育，多為中高角度裂縫。該區(qū)太古界發(fā)育有煌斑巖巖脈，但未形成穩(wěn)定分布。

三、鉆井地質(zhì)設(shè)計(jì)

興古7潛山油藏埋深為2335～4670m，油層從潛山頂部到底部均有發(fā)育，依據(jù)鉆井揭露情況，潛山縱向上分為Ⅰ～Ⅳ四個(gè)油層集中發(fā)育段;油層分布主要受裂縫發(fā)育程度控制，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

油藏20℃下平均原油密度0.816g/cm3，50℃地面脫氣原油粘度為3.5mPa·s，凝固點(diǎn)24℃，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)5.21%。天然氣相對(duì)密度平均0.7019，甲烷含量平均80.15%。地層水為CaCl2型，總礦化度平均5615mg/L。

根據(jù)鄰井實(shí)測(cè)溫度數(shù)據(jù)分析，地溫梯度為 3.01℃/100m，屬正常溫度系統(tǒng)。預(yù)測(cè)最深層位溫度 104.6℃。H177 井儲(chǔ)層原始?jí)毫檎毫ο到y(tǒng)，壓力系數(shù) 1.05。

預(yù)測(cè) 興古7水平井最深層位原始?jí)毫?29.30MPa。

四、鉆井工程實(shí)施過(guò)程

興古7水平井，由中海油設(shè)計(jì)并負(fù)責(zé)監(jiān)督。由長(zhǎng)城鉆探鉆井一公司70XXX隊(duì)施工。本井于2019年5月1日開(kāi)鉆，8月21日完井。完鉆井深5337米，實(shí)鉆A點(diǎn)4191.72米，B點(diǎn)5337米，水平段長(zhǎng)1145.28米。本井四開(kāi)采用有機(jī)鹽無(wú)固相鉆井液，主要固相成分為超細(xì)碳酸鈣，四開(kāi)用量5.5噸，成分體積比<4%。

完鉆后由鉆井隊(duì)使用14方清水替出水平段鉆井液。篩管段內(nèi)容積：1148.13m×11.57L/m=13.28m3。 8月20日-8月21日利用在位鉆機(jī)執(zhí)行由鉆采院設(shè)計(jì)的替泥漿-氣舉排液一次管柱設(shè)計(jì)，目的是實(shí)施清水正替泥漿、氮?dú)鈿馀e反替泥漿，依照設(shè)計(jì)要求下入氣舉管柱后鉆井搬家。

實(shí)施替泥漿，打進(jìn)5方清水后開(kāi)始返泥漿，替至出口液性為清水后停止，共計(jì)打清水7車105方。該井喇叭口（3506m）以上井筒容積約為65方。氣舉返液80方，氣舉不出后關(guān)井恢復(fù)液面。停泵壓力6.5 MPa。再次氣舉，返出液28方，17：30不出停舉（見(jiàn)天然氣和氮?dú)猓?，停泵壓?MPa。本次舉出28方液量，相當(dāng)于1400m的井筒體積數(shù)量。兩次共舉出液108方，大于全井井筒容積（井筒容積約88方）。

進(jìn)行下注氣管柱作業(yè)。用清水洗井1車約12方后開(kāi)始返液，并見(jiàn)少量油花，洗井至20時(shí)無(wú)油全水，共計(jì)循環(huán)洗井5車約60方。根據(jù)作業(yè)小結(jié)，至9月30日作業(yè)結(jié)束，15天作業(yè)全程采用一泵2罐保液，期間共補(bǔ)液（清水）約20方，基本等同于四次起管柱過(guò)程（起原井、通井、刮削、試壓）中作業(yè)管柱本體容積，未見(jiàn)洗井液大量漏失的情況。

注天然氣，壓力即升至壓縮機(jī)設(shè)定壓力29MPa，流量計(jì)顯示瞬時(shí)量為0，注不進(jìn)，累注2.7萬(wàn)方。關(guān)井觀察壓力恢復(fù)，壓力自然擴(kuò)散至23.1MPa后啟注，壓力同樣快速上升，注入1938方后瞬時(shí)流量即歸零，注不進(jìn)停注。該井階段累注天然氣3.1萬(wàn)方，優(yōu)質(zhì)完井符合井筒質(zhì)量要求和開(kāi)發(fā)部署目的。

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（作者單位：遼河油田公司油氣井井筒工程質(zhì)量監(jiān)督站）