地层压力预测技术第一章油田的地质特点油田位于松辽盆地北部，其储油层属于陆湖盆地叶状复合三角洲沉积，是一个大型的多层砂岩油田，共有三套含油组合，即上部黑帝庙、中部萨葡高和下部扶含油组合。

由于湖盆频繁而广泛的变化，形成了泛滥平原、分流平原、三角洲外前缘等不同的沉积相带，在萨尔图、葡萄花、高台子含油层段，由于不同的沉积时期和不同的沉积环境，又形成了不同类型的沉积砂体和沉积旋回，因此造成其平面上和垂向上的严重非均质性。

由于这种特定的陆湖相沉积环境，构成了油田的许多基本特点。

一是油层多，含油井段长，储量丰度高。

萨尔图、葡萄花、高台子油层组，约有49~130多个单层，含油井段几十米到几百米，每平方公里的储量从几十万吨到几百万吨不等。

二是油层厚度大，差异也大，最薄的0.2m，一般1m~3m，最大单层厚度可达10m~13m。

三是渗透率差异大，空气渗透率最低0.02μm2,最高达5μm2。

在纵向剖面上，形成了砂岩与泥岩，厚层与薄层，高渗透层与低渗透层交错分布的复杂情况。

第二章浅气层分布规律及下表层原则2.1 浅气层的分布规律浅气层在油田尤其是油田长垣北部的喇、萨、杏油田具有广泛的分布。

在构造轴部的嫩二段顶部粉砂岩及泥质粉砂岩层，嫩三段的粉砂岩及泥质粉砂岩层，嫩四段的细砂岩及粉砂岩层，只要具备以下三条件，就能形成浅气层（在外围就是黑帝庙油层）。

1）具备2.5m视电阻率为10Ω·m，自然电位3mv的砂岩。

2）该砂岩必须在一定海拔深度以上才能形成气层。

3) 同时形成一定的局部构造圈闭及断层遮挡条件（即断层断裂后相对隆起的下盘被断层遮挡），有利于浅气层的聚集。

，萨尔图、杏树岗油田浅气含气围见表1-1，喇嘛甸油田浅气含气围见表1-2。

图1-1 浅气层分区示意图表1-1 萨尔图、杏树岗油田浅气层分布及防喷地质要求表1-2 喇嘛甸油田浅气层分布及防喷地质要求储集在各储集层的浅气层的产状有很大的差别，嫩二段顶部砂岩的浅气层产状以纯气层为主，而嫩三段、嫩四段砂岩中的浅气层则以气水同层为主，在钻井过程中，如果不采取防措施或采取措施不当，极易发生气浸、井涌、井喷甚至井喷失控等复杂情况，重者造成钻机陷入地下，固后管外喷冒而报废井，轻者套管外冒气、冒水而影响油水井投产，使企业、国家蒙受重大经济损失，地下资源遭到人为破坏，环境遭受严重污染，人民群众生命受到严重威协，因此必须引起足够的重视。

2.2 下表层的原则下表层装防喷器是防喷的基础技术措施，是二次井控的必备条件，根据中国石油天然气集团公司的《石油与天然气钻井井控规定》，结合油田钻井生产实际，于2003年2月制定了《油田井控技术管理实施细则》。

细则规定凡属下列情况之一者，必须下表层装防喷器。

1）新区第一口探井；2）深层及外围探井；3）探气井和开发气井；4）其它预探井；5）有浅气层地区的开发井、调整井；6）设计钻井液密度超过1.90g/cm3的调整井、开发井；7）位于居民区的调整井、开发井；8）在铁路、公路干线、主要工业及民用建筑物100m围以的调整井、开发井；9）特殊作业或试验井。

第三章钻井前降低地层压力的方法近年来，油藏评价钻井在长垣部调整井区加深钻探扶油层的井越来越多，由于中部萨葡高含油组合注水开发，给尚处于原始状态的扶油层钻井带来了很大难度。

钻井前，若能把中部萨葡高含油组合的高压层的压力降下来，使用较低的钻井液密度钻井，既可以减少对油层的污染，也可以有效地减少钻井中井喷、井漏和卡钻等复杂情况发生，这对提高固井质量也有一定的好处，同时还可以降低钻井成本，提高钻井速度。

因此研究钻井前降压方法，也是钻井中很重要的一项技术工作。

老区加深钻探实际上相当于中部萨葡高含油组合钻调整井，因此介绍几种调整井降压方法。

3.1 分区块提前降压钻调整井应是一个区块一个区块进行，以便给分区块提前降压创造条件。

1）降低注水井的注水泵压注水开发的油田，油层压力的来源是注水井长期注水，在钻调整井前，有目的的把注水泵压相对降低一些，注水量就减少了，地层压力也就会降低一些。

2）采油井加大日产液量在同样长的时间里，采出较多的液量，是有利于降低地层压力的。

3）采油井打开堵水层堵水层一般是高压层，钻调整井之前，打开堵水层，使采油井对其采液，就可以降低堵水层的压力。

4）对套管错断的注水井放溢流对应在套管错断层位的高压层，通过套断注水井放溢流，可以很快的把地层压力降下来。

5）对采油井高压层射孔后采液有些套断的注水井，井筒被岩石碎块等杂物堵死，不能放溢流，为了把套断层位对应的高压层的地层孔隙压力降下来，在采油井上，对准套断层位进行射孔后采液，也可以起到降压作用。

3.2 注水井控制注水量它适用于注水层位单一、吸水层单层厚度大、分布面广、渗透率高而且注采平衡的层。

如的喇嘛甸油田，注P1组油层的注水井，就可以采用控注的办法，在短时间局部降低注水井附近区域的地层压力，以满足钻调整井的需要。

3.3 注水井关井停止注水或停止注水并放溢流油田老区调整初期~1995年基本执行：钻关距离600m，开钻前，300m以注水井井口恢复压力不超过 2.0MPa；300m －600m之间的注水井井口恢复压力不超过3.0MPa 。

1995年开始，陆续在不同区块进行了钻关现场试验，在老区钻关距离基本控制在450 m围，即开钻前，300 m以注水井井口恢复压力不超过 2.0MPa；300m－450m之间的注水井井口恢复压力不超过3.0MPa。

当然，对不同区块、不同层位的注水井钻关方案差别也较大。

3.4 钻泄压井对高压层进行泄压在油、水井成片的套管损坏区，套损的注水井和采油井，对套损层位的高压层，都不能降压时，就必须有目的钻一些泄压井。

而后射开套损层位的高压层，以达到降压的目的。

第四章地层压力与固井质量的关系油田已进入高含水后期开采,其二、三次加密调整方案已经陆续展开。

随着油田开发的不断调整,井网越来越密,不同的开发层系,几套开发井网相互作用,使储层的地层压力在平面上和纵向上分布更加复杂,沿用采油厂提供的笼统的静压值来指导调整井钻井工作已不能满足需要。

第一,目前影响固井质量的主要地质因素之一是单层高压,而笼统的静压不能反映单层的压力。

第二,就1口井而言,笼统的静压,是高压层、欠压层、常压层的平均值,因此它低于高压层的压力。

第三,高压层压力和静压值之间相差多少,不是一个定值,光凭经验,在静压值上加上一个差值就等于高压层的压力,盲目性太大。

第四,高压层都是注多采少或光注不采的憋压层,在平面上无规律可言,但在钻井之前,如果不弄清楚,会给钻井和固井造成影响,因此,应当研究小层的压力与固井质量的关系,确定合理的套管下深和井身结构,制定合理的固井设计和施工方案,从而确定合理的固井液密度,以确保调整井的固井质量。

4.1 钻井液密度的确定平衡压力钻井中钻井液密度的确定，以地层孔隙压力当量钻井液密度为基数，再增加一个安全附加值。

选择附加值时要考虑地层孔隙压力预测精度、地层破裂压力、地层坍塌压力、H2S含量和井控设备配套情况，附加值按以下两种原则之一确定（欠平衡井或其他特殊井执行钻井工程设计给定的附加值）。

1) 油水井为0.05 g/cm3~0.10g/cm3，气井为0.07 g/cm3~0.15g/cm3。

2) 油水井为1.5 MPa~3.5MPa，气井为3.0 MPa~5.0MPa。

4.2 地层压力与固井质量的关系4.2.1地层压力与固井质量关系的研究利用模拟装置进行了室试验研究,如图1-2所示,试验装置主要由外套、模拟岩心、环空(水泥环)、套管、声幅仪、数据采集系统等部分组成。

图1-2 室模拟装置图地层压力对固井质量的影响表现在两个方面:一个是环空压差,即液柱压力与地层压力之差值;另一个是层间压差,即高压层与低压层之间孔隙流体压力的差值。

油田由于长期的注水开发,地下已形成高压层、常压层、低压层等并存的多压力层系。

在固井过程中,不同地层的孔隙压力与液柱压力之差值不同(即环空压差不同),环空压差的变化反映了地层压力的变化。

在模拟装置上,进行了不同环空压差下水泥环胶结质量室试验,试验条件:地层状态为钢壁+325目筛网+60目筛网；水泥浆为A级水泥,水灰比0.44,密度1.90g/cm3;养护条件为45℃×水浴养护；滤饼情况为憋压2h×2MPa,浸泡24h,厚度2mm~3mm。

结果见图1-3。

图1-3 环空压差与固井质量关系图由图1-3可见,液柱压力和地层压力的压差在1MPa~8MPa之间,固井声幅检测其幅度值小于5%。

当环空压差大于9.5MPa(相当于低压层固井)时,A级水泥原浆的水泥环胶结质量的声幅值将大于10％。

当环空压差小于1.0MPa(相当于高压层固井)时，水泥浆在固井过程中将不能阻止地层流体的侵入,地层流体将侵入环空,引起声幅值的升高或二界面的窜槽,从而破坏环空的胶结质量。

4.2.2地层压力影响水泥环胶结质量的机理在钻井固井生产过程中，地层压力对水泥浆胶结质量的影响可以分为下列2种情况：一是高压层的固井(相当于室试验的环空低压差<1.0 MPa，二是低压层固井(相当于室试验的环空高压差>9.0MPa)。

高压层固井地质因素对水泥环胶结质量的影响机理是:高压层固井时地层压力较高，环空压差较小，水泥浆在凝固过程中水泥颗粒饺合强度的发展引起环空阻渗能力的降低。

当环空阻渗能力降至低于地层侵入能力,而水泥石孔隙毛细管力的发展不能补偿环空阻渗能力的降低时，地层流体侵入环空，破坏水泥环的胶结质量，引起二界面的窜槽甚至空套管。

取环空压差试验的水泥环进行结构分析。

通过矿相分析可知，环空压差<1.0MPa作用下形成的水泥环，其水泥石的显微结构与环空压差在1.0MPa~9.0 MPa形成的水泥石相比，水泥颗粒胶结疏松，孔隙度较大，胶结物(主要是氢氧钙石)不发育，水泥颗粒之间的胶结作用减弱，氢氧钙石在孔隙中自形发育，水泥石的渗透率和孔隙度较高，毛细管力较小，水泥石的胶结质量较差。

所以高压层固井时必须保证环空压差大于1MPa，以防止地层流体在水泥浆候凝过程中侵入环空。

低压层固井地质因素对水泥环胶结质量的影响机理是:低压层由于地层压力较低，环空压差较高，水泥浆的阻渗能力明显增大，结果造成水泥浆的滤失。

由室试验，取高压差下水泥浆失水后形成的水泥石进行显微结构矿相分析可知，高压失水后形成的水泥石水化颗粒堆积，水化产物不发育，水泥颗粒自形程度较高，胶结物氢氧钙石含量较少，颗粒间的饺合强度低。

失水后形成的水泥石再放入水浴中养护，由矿相分析可见，水泥颗粒继续水化，颗粒间胶结作用增强，水化产物进一步发育，导致水泥石处于高应力场中，在应力集中处水泥颗粒间原有的胶结结构被破坏，局部可见微裂缝。

故当水泥浆的滤失量达到水泥浆体积的13%时，水泥颗粒堆积，环空水泥浆的容积变小，相互胶结很快形成结构，环空中水泥石具有一定的颗粒饺合强度，环空的阻渗能力降低，环空中的水泥浆滤失将减弱乃至停止。