遼河潛山興古7水平井地質工程一體化研究

金佳毅

【摘 ?要】遼河坳陷是在華北地臺基礎上形成的新生代裂谷型坳陷。古近紀斷裂活動強烈，具有多期性和繼承性等特點。興古7水平井是遼河油田公司實施的潛山注氣開發水平井，位于遼河坳陷西部凹陷中南段興隆臺潛山，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，構造面積28.4km2。具有優越的油氣成藏條件。井控級別I級，井型為水平井，井身結構為三開，由長城鉆探工程公司70XXX隊承鉆，采用綜合錄井手段進行水平段地質工程一體化跟蹤研究，井身軌跡控制符合井筒質量要求，鉆井周期為同區域最快，固井候凝優質順利完鉆。

【關鍵詞】遼河坳陷;地質工程一體化;井筒質量

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采油廠西南方向，興隆臺區晨宇工業園院內，工區內地勢平坦，地面海拔2～4m，地面為商業網點、工礦企業、居民區。西北方向為晨宇集團公司辦公樓，距離注氣站70m，南方為溝海鐵路。井場周圍500m內有多處廠房。

上報探明石油地質儲量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儲量671.02×104t，溶解氣8.62×108m3，含油面積2.56km2。截止該井開鉆前，興古7井區太古界投產井共69口，直井17口，水平井52口。油井開井32口，日產油474.1t，日產氣22.98×104m?，累計產油493.07×104t，累計產氣13.47×108m3，采油速度0.45%，采出程度13.94%，區塊初期生產氣油比260m3/t，區塊目前生產氣油比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組、新近系館陶組）等。其中太古界為本次開發的目的層。

太古界：黑云母斜長片麻巖、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，中部發育一組油頁巖，底部發育一套鈣質頁巖。

東營組：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：細砂巖、粉砂質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潛山儲集層主要為混合花崗巖、黑云母斜長片麻巖及混合巖，夾少量侵入巖脈。巖心觀察和薄片分析，儲集空間類型主要為構造裂縫、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，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，平均4.1×10-3?m2;巖心統計平均裂縫密度為40.1條/m，構造裂縫以NE～NNE向最發育，多為中高角度裂縫。該區太古界發育有煌斑巖巖脈，但未形成穩定分布。

三、鉆井地質設計

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育，依據鉆井揭露情況，潛山縱向上分為Ⅰ～Ⅳ四個油層集中發育段;油層分布主要受裂縫發育程度控制，非均質性較強。

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24℃，膠質+瀝青質5.21%。天然氣相對密度平均0.7019，甲烷含量平均80.15%。地層水為CaCl2型，總礦化度平均5615mg/L。

根據鄰井實測溫度數據分析，地溫梯度為 3.01℃/100m，屬正常溫度系統。預測最深層位溫度 104.6℃。H177 井儲層原始壓力為正常壓力系統，壓力系數 1.05。

預測 興古7水平井最深層位原始壓力 29.30MPa。

四、鉆井工程實施過程

興古7水平井，由中海油設計并負責監督。由長城鉆探鉆井一公司70XXX隊施工。本井于2019年5月1日開鉆，8月21日完井。完鉆井深5337米，實鉆A點4191.72米，B點5337米，水平段長1145.28米。本井四開采用有機鹽無固相鉆井液，主要固相成分為超細碳酸鈣，四開用量5.5噸，成分體積比<4%。

完鉆后由鉆井隊使用14方清水替出水平段鉆井液。篩管段內容積：1148.13m×11.57L/m=13.28m3。 8月20日-8月21日利用在位鉆機執行由鉆采院設計的替泥漿-氣舉排液一次管柱設計，目的是實施清水正替泥漿、氮氣氣舉反替泥漿，依照設計要求下入氣舉管柱后鉆井搬家。

實施替泥漿，打進5方清水后開始返泥漿，替至出口液性為清水后停止，共計打清水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，氣舉不出后關井恢復液面。停泵壓力6.5 MPa。再次氣舉，返出液28方，17：30不出停舉（見天然氣和氮氣），停泵壓力7MPa。本次舉出28方液量，相當于1400m的井筒體積數量。兩次共舉出液108方，大于全井井筒容積（井筒容積約88方）。

進行下注氣管柱作業。用清水洗井1車約12方后開始返液，并見少量油花，洗井至20時無油全水，共計循環洗井5車約60方。根據作業小結，至9月30日作業結束，15天作業全程采用一泵2罐保液，期間共補液（清水）約20方，基本等同于四次起管柱過程（起原井、通井、刮削、試壓）中作業管柱本體容積，未見洗井液大量漏失的情況。

注天然氣，壓力即升至壓縮機設定壓力29MPa，流量計顯示瞬時量為0，注不進，累注2.7萬方。關井觀察壓力恢復，壓力自然擴散至23.1MPa后啟注，壓力同樣快速上升，注入1938方后瞬時流量即歸零，注不進停注。該井階段累注天然氣3.1萬方，優質完井符合井筒質量要求和開發部署目的。

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（作者單位：遼河油田公司油氣井井筒工程質量監督站）