辽河潜山兴古7水平井地质工程一体化研究

金佳毅

【摘  要】辽河坳陷是在华北地台基础上形成的新生代裂谷型坳陷。古近纪断裂活动强烈，具有多期性和继承性等特点。兴古7水平井是辽河油田公司实施的潜山注气开发水平井，位于辽河坳陷西部凹陷中南段兴隆台潜山，西邻盘山洼陷，北部为陈古潜山，东邻冷家断阶带，南部为马古潜山，构造面积28.4km2。具有优越的油气成藏条件。井控级别I级，井型为水平井，井身结构为三开，由长城钻探工程公司70XXX队承钻，采用综合录井手段进行水平段地质工程一体化跟踪研究，井身轨迹控制符合井筒质量要求，钻井周期为同区域最快，固井候凝优质顺利完钻。

【关键词】辽河坳陷;地质工程一体化;井筒质量

一、兴古7水平井基本情况

兴古 7 水平井地理上位于辽宁省盘锦市兴隆台采油厂西南方向，兴隆台区晨宇工业园院内，工区内地势平坦，地面海拔2～4m，地面为商业网点、工矿企业、居民区。西北方向为晨宇集团公司办公楼，距离注气站70m，南方为沟海铁路。井场周围500m内有多处厂房。

上报探明石油地质储量2865.97×104t，溶解气36.80×108m3，含油面积7.21km2;兴古7-12块潜山探明石油地质储量671.02×104t，溶解气8.62×108m3，含油面积2.56km2。截止该井开钻前，兴古7井区太古界投产井共69口，直井17口，水平井52口。油井开井32口，日产油474.1t，日产气22.98×104m?，累计产油493.07×104t，累计产气13.47×108m3，采油速度0.45%，采出程度13.94%，区块初期生产气油比260m3/t，区块目前生产气油比467.89m3/t。

二、钻探圈闭特征

钻井揭露地层自下而上依次为：太古界、中生界、新生界（古近系沙河街组和东营组、新近系馆陶组）等。其中太古界为本次开发的目的层。

太古界：黑云母斜长片麻岩、混合花岗岩及混合岩为主，以及后期侵入的中酸性火山岩和煌斑岩脉。

中生界：与下伏太古界角度不整合接触，下部为火山角砾岩、凝灰质泥岩夹安山岩，中部为块状砂砾岩夹薄层泥岩，上部为安山岩、玄武岩夹火山集块岩。

沙三段：与下伏中生界角度不整合接触，深灰色泥岩夹薄层灰白色砂岩、含砾砂岩。

沙一+二段：沙二段为灰色块状砂砾岩、砂岩夹薄层泥岩;沙一段为灰色泥岩夹薄层砂岩，中部发育一组油页岩，底部发育一套钙质页岩。

东营组：灰绿色泥岩与砂岩不等厚互层。

馆陶组：大套灰白色块状砂砾岩，与下伏地层呈角度不整合接触。

明化镇组：块状浅灰色粒状砂岩夹灰绿色泥岩，与下伏地层呈整合接触。

平原组：细砂岩、粉砂质泥岩与泥岩不等厚互层，与下伏地层呈角度不整合接触。

兴古7潜山储集层主要为混合花岗岩、黑云母斜长片麻岩及混合岩，夹少量侵入岩脉。岩心观察和薄片分析，储集空间类型主要为构造裂缝、破碎粒间孔以及溶蚀成因的孔、缝;岩心分析孔隙度最大13.3%，最小0.6%，主要分布在2%～8%范围内，平均4.6%;渗透率最大161×10-3?m2，最小0.06×10-3?m2，主要分布在0.06～4×10-3?m2范围内，平均4.1×10-3?m2;岩心统计平均裂缝密度为40.1条/m，构造裂缝以NE～NNE向最发育，多为中高角度裂缝。该区太古界发育有煌斑岩岩脉，但未形成稳定分布。

三、钻井地质设计

兴古7潜山油藏埋深为2335～4670m，油层从潜山顶部到底部均有发育，依据钻井揭露情况，潜山纵向上分为Ⅰ～Ⅳ四个油层集中发育段;油层分布主要受裂缝发育程度控制，非均质性较强。

油藏20℃下平均原油密度0.816g/cm3，50℃地面脱气原油粘度为3.5mPa·s，凝固点24℃，胶质+沥青质5.21%。天然气相对密度平均0.7019，甲烷含量平均80.15%。地层水为CaCl2型，总矿化度平均5615mg/L。

根据邻井实测温度数据分析，地温梯度为 3.01℃/100m，属正常温度系统。预测最深层位温度 104.6℃。H177 井储层原始压力为正常压力系统，压力系数 1.05。

预测 兴古7水平井最深层位原始压力 29.30MPa。

四、钻井工程实施过程

兴古7水平井，由中海油设计并负责监督。由长城钻探钻井一公司70XXX队施工。本井于2019年5月1日开钻，8月21日完井。完钻井深5337米，实钻A点4191.72米，B点5337米，水平段长1145.28米。本井四开采用有机盐無固相钻井液，主要固相成分为超细碳酸钙，四开用量5.5吨，成分体积比<4%。

完钻后由钻井队使用14方清水替出水平段钻井液。筛管段内容积：1148.13m×11.57L/m=13.28m3。 8月20日-8月21日利用在位钻机执行由钻采院设计的替泥浆-气举排液一次管柱设计，目的是实施清水正替泥浆、氮气气举反替泥浆，依照设计要求下入气举管柱后钻井搬家。

实施替泥浆，打进5方清水后开始返泥浆，替至出口液性为清水后停止，共计打清水7车105方。该井喇叭口（3506m）以上井筒容积约为65方。气举返液80方，气举不出后关井恢复液面。停泵压力6.5 MPa。再次气举，返出液28方，17：30不出停举（见天然气和氮气），停泵压力7MPa。本次举出28方液量，相当于1400m的井筒体积数量。两次共举出液108方，大于全井井筒容积（井筒容积约88方）。

进行下注气管柱作业。用清水洗井1车约12方后开始返液，并见少量油花，洗井至20时无油全水，共计循环洗井5车约60方。根据作业小结，至9月30日作业结束，15天作业全程采用一泵2罐保液，期间共补液（清水）约20方，基本等同于四次起管柱过程（起原井、通井、刮削、试压）中作业管柱本体容积，未见洗井液大量漏失的情况。

注天然气，压力即升至压缩机设定压力29MPa，流量计显示瞬时量为0，注不进，累注2.7万方。关井观察压力恢复，压力自然扩散至23.1MPa后启注，压力同样快速上升，注入1938方后瞬时流量即归零，注不进停注。该井阶段累注天然气3.1万方，优质完井符合井筒质量要求和开发部署目的。

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（作者单位：辽河油田公司油气井井筒工程质量监督站）