永乐、宋芳屯油田侧斜井异常高压形成机理

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1、永乐、宋芳屯油田侧斜井异常高压形成机理研究陈海明（修井二大队技术办）摘要：2009年、2010年外围油田宋芳屯、永乐油田共计施工侧斜井20口，油层高压发生油、水侵5口，其中2口固后管外冒。宋芳屯、永乐油田，主要开采薄差油层，渗透性较差，“注得进，采不出”，注入水难以被地层吸收，常在注水井附近形成异常高压区，而注水井钻关的好坏对原井地层压力剖面的调节影响甚微，异常高压形成的主要原因是原井（注水井）泄压不好。主题词：低渗透高压油水浸1、施工情况：2009年、2010年（截止10年11月10日），在外围油田宋芳屯、永乐油田共计施工侧斜井20口，油层高压发生油、水侵5口，占

2、施工井25%，其中2口固后管外冒（见表1）。表1宋芳屯、永乐油田施工情况统计表序号井号井别井深（m）压力系数异常显示生产日期1芳86-侧斜106油15951.20　09.3.052芳206-侧斜126油15101.21　09.3.133台82-侧斜124水15201.47　09.10.154台62-侧斜128水15651.56油侵09.10.235台56-侧斜136水15661.46　09.10.316永166-侧斜58水15551.55油侵09.11.077台70-侧斜134水15551.48　09.11.158台62-侧斜122水15451.50　09.11.2

3、29芳58-侧斜56水15451.40　10.4.1910芳196-侧斜34油15851.20　10.4.2611永180-侧斜70水15101.52　10.8.1712永148-侧斜52水15701.49　10.8.2313永152-侧斜54水15701.48　10.8.2914台86-侧斜122水15061.65固后冒10.9.0515台60-侧斜68油13951.41　10.9.1116永162-侧斜60水15701.48　10.9.1917芳82-侧斜78水15751.49　10.10.1418芳236-侧斜104水15151.75固后冒10.10.2419

4、台54-侧斜126水15801.51　10.11.0120台62-侧斜126水15641.67油侵10.11.072、地质概况井区地理位置位于黑龙江省大庆市大同区和大庆市肇州县境内，永乐油田处在宋芳屯油田西部(图1)。图1研究区分布图研究区区域构造位置位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地三肇凹陷内，葡萄花油层是主要目的层，属于下白垩系姚家组姚一段。姚一段地层在本区的岩性以紫红、灰绿色泥岩为主，底部为灰棕色含油泥质粉砂岩薄层。其中泥岩质岩性较纯，砂岩胶结较致密，成份以石英为主，长石次之，含油砂岩干枯，不染手，砂岩的分选较好，粒度较细，以粉粒为主[1]。研究区渗透率分布在0

5、.01~5×10-3μm2之间，平均渗透率1.13×10-3μm2，主要集中在0~1×10-3μm2段，属于特低渗透储集层[2]。图2研究区渗透率分布直方图作为裂缝比较发育的低渗透油田，尽管采用了较高的注水压力和注采比，但油井注水受效差，低效井比例大，油田采油速度低，仅在0.5%左右。由于低渗透油田渗透率低，油水井间的压力差异大，压力传导系数小，因此，压力传导慢，压力传导能力低，使得油井受效困难。在亲水油层中，即使注采比高达1.5以上，油井也很难受效，造成“注得进，采不出”的现象[3]。3.异常高压形成机理宋芳屯、永乐油田，主要开采薄差油层，渗透性较差，易形成局部油

6、层异常高压。这些区块注水压力高，而采油井不受效，日产多在1-2吨，且间抽、提捞井较多（见附表1、2）。注入水难以被地层吸收，常在注水井附近形成异常高压区。3.1注水井钻关影响上述油田渗透性较差，注水井钻关降压规律与老区不同，注水井停住后短期内降压极慢(见图3)。图3不同区块注水井平均钻降规律对比宋芳屯、永乐油田井距大，开发层系单一，可以忽略多井干扰的影响。以任意一口水井为例，注入水为平面径向流。根据渗流力学理论其压力传导公式为：式中：Pa——注水井周围任意一点A的压力，MPaPwf——注水井井底流压，MPaq——注入流量rw——水井半径re——任意一点A距注水井距离

7、μ、k、h——流体粘度、地层渗透率、油层厚度由公式中可以看出，在相同供给半径情况下，注水井的降压效果主要受流量、流体粘度、油层厚度、地层渗透率影响。与老区相比，流量、流体粘度、油层厚度影响差异不大，显著的地层渗透率差异是影响注水井降压效果的决定因素。在平均渗透率只有1.13×10-3μm2的宋芳屯、永乐油田，注水井钻关的好坏对原井地层压力剖面的调节效果甚微。实例分析在芳206-侧斜126、芳86-侧斜106井施工中，注水井钻关3个月后井口剩余压力仍在9-11Mpa之间，远未达到钻关要求，但在实际施工中，该2口井地层压力并不高，压力系数1.20左右。图4芳206-