滨海斜坡区地层压力分布研究论文
滨海斜坡区位于北大港潜山构造带向歧口凹陷过渡的斜坡部位, 主要目的层埋深3000-5000m。该地区地层压力系统复杂, 钻井液安全密度窗口窄, 给钻探带来了极大的困难:BH4井四开井段共漏失泥浆1351m3井眼平均扩大率21.16%;BH5井四开漏失泥浆649m3。
1地层压力预测基本方法
基于地层压实理论和异常压力在地震、测井、钻井过程中发生的异常现象, 目前国内逐步形成了地层压力预测、监测的方法主要有以下几类:
地震层速度法:地震波在地层中的传播速度和地层密度、孔渗及弹性参数等性质有关, 因此可以根据钻遇地层的波速差别 (层速度) 进行钻前地层特征的压力预测, 该方法主要用于缺乏钻井资料的新区, 但存在预测准确程度较低的不足。
测井资料法:测井资料有纵向连续性好、分辨率高和数据可靠性高的优点, 因此可以根据声波速度、密度、电阻率等测井参数预测对地层特征的响应预测地层压力, 该方法具有较高的可靠性。
钻井中检测 (或监测) 包括DC指数法:基于压实理论和标准钻速方程根据钻井过程中随钻录取钻井参数、地质参数等资料预测地层压力;泥页岩密度法:通过测量泥页岩密度来反映地层压实情况进而预测地层压力;此外还有标准化钻速法、各类泥浆录井方法等。
2地层压力分布特征及钻井液密度
在建立待钻井与邻井关系的基础上, 利用已钻井资料实现外推预测, 分析区块地层压力纵向和横向上的分布特征, 从而为区域整体的压力预测提供依据。
单井压实曲线分析表明, 滨海斜坡区压力体系在纵向上可划分为三个压力系统:
正常压力带:位于浅层明化镇组 (Nm) 和馆陶组 (Ng) 上部。
上部异常带:位于正常压实带之下, 深度范围在3200m-3400m之间, 压力系数最高为1.15, 分布层位主要为馆陶组 (Ng) 下部和东营组 (Ed) 上部。
下部异常带:压力系数高于上部异常带, 最高达1.47 (BH4) , 层位主要为Es1, 分布的深度范围较宽, 而且处于歧口凹陷的生油窗内, 是深层勘探的重点。
研究表明上超压带在凹陷中并非普遍存在, 只出现在地层埋深大, 沉积速率高的凹陷中心部位, 因此, 在馆陶组 (Ng) 和东营组 (Ed) 上部出现了欠压实现象, 形成了一个分布范围有限的超压带;下超压带在凹陷中普遍存在且起始深度较深, 多起始于东营组Ed中上部3000m。
总体来看从凹陷中心向边缘压力系数变小。东营组地层孔隙压力钻井液当量密度为1.03-1.27g/cm3, 自下部压力开始出现异常达到1.25-1.27g/cm3, 相对于上覆地层容易坍塌。沙一上压力变化范围在1.20-1.26g/cm3, 沙一中再次出现异常高压, 压力最高达到1.4g/cm3, 沙一下压力有所下降 (1.25-1.30g/cm3) , 沙二段压力在1.18-1.28g/cm3。
3应用效果
利用测井资料多井对比进行压力预测, 从平面上和剖面上确定了该地区的地层压力分布特征, 在压力预测模式指导下的BH8、BH9 井钻井与之前的BH4、BH5 井相比成效显著, 事故复杂时效为零, 顺利完钻。BH8井采用技术套管封堵沙一段地层有效解决了井漏问题;BH8、BH9 井完井平均井深比BH4、BH5井平均井深深70米, 而平均钻井周期缩短了21天, 平均建井周期缩短了19天, 按该地区钻机日费45万元计算, BH8、BH9共节约钻机费用1710万元;BH8、BH9井钻进过程中无漏失, 降低钻井液成本约200万元。
摘要：滨海斜坡区油层埋深大, 存在多套压力系统, 钻井过程中频繁发生油气侵或井漏现象, 处理这些复杂情况存在较大风险且严重制约钻井速度。本文在对该区内钻井资料分析的基础上, 分析了压力分布特征, 提供了钻井液密度的安全窗口, 有效提高了机械钻速及效益、降低了钻井工程事故的风险。
关键词：滨海斜坡,压力预测,地层压力分布,异常压力
参考文献
[1] 李志明, 张金珠.地应力与油气勘探开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.
[2] 管志川, 窦玉玲.利用测井资料预测地层压力的误差处理方法[J].石油钻探技术, 2006, 34 (5) .
[3] 李茂, 何俊才, 李玮.地层压力的多井对比综合预测技术[J].特种油气藏, 2008, 15 (1) .
[4] 赵万优, 王振升.黄骅坳陷埕北断阶带油气成藏系统[J].石油勘探与开发, 2008, 35 (1) .
点击下载文档文档为doc格式