孤东827-斜更9井油藏地质设计书---6.21.docx
孤东油田孤东827-斜更9井油藏地质设计书（井别：注水井）设计单位：胜利油田分公司孤东采油厂 批准单位：胜利油田分公司 编写时间：2022年6月10日十、HSE要求专篇L地理位置和周边环境：新井孤东827-斜更9井井口位于老井GOGD827-9井口方位37度326米。该井不 在自然保护区内，周围无饮用水源，远离居民区，地面条件满足施工要求。由于钻井 环保要求，上泥浆不落地工艺。2 .邻井原始地层压力及分层动态压力变化情况：井控附表I 邻井原始地层压力及分层动态压力变化情况表序号井号层系层位原始地层 压力目前地层 压力压力系数备注1GOGD81X12孤东827NGS52+314.512.370.85201碎9月2GOGD827P1孤东827NGS5314.39.68C.68201摩12月3GOGD827P2孤东827NGS5314.39.440.66201洋8月4GOGD827P3孤东827NGS52+314-7.970.55201拜4月5GOGD827-13孤东827NGS5314.38.750.612017年3月6GOGD827-15孤东827NGS52+314.45.650.392017年泪7GOGD827-16孤东827NGS53+414/6.010.42201阵8月8GOGD827-3孤东827NGS5314.49.310.652020年11月9GOGD827-4孤东827NGS5314,:9.21C.64201弹6月10GOGD827X18孤东827NGS5252+314.311.490.802022年1月11GOGD827X19C孤东827NGS52+314.010.570.762017年4月12GOGD827P5孤东827NGS4213.912.230.88201奔10月13GOGD827P7孤东827NGS4213.910.270.74201弹10月14GOGD827P12孤东827NGS4213.911.430.822021年3月制表人：林燕云审核人：房朝连3 .有毒有害气体预测：利用便携式硫化氢检测仪对单元生产井进行井口检测，部分井监测出H2s有毒有 害气体，建议施工过程中随时监测H2s并做好安全防护。（邻井正常生产时H2s检测 情况见井控附表2）井控附表2 本井及相邻井H2s含量检出情况表序号井号测量时间位置测量方式层位深度H2s含量 (PPm)备注1GOGD82MO2022-05-03距本井2059米方位1075度便携式硫僮检测仪Ngs52+31430.1-1438.502GOGD827-132022-05-03距本井385米方位50.8度比色管NGS531429-1440.103GOGD827-152022-05-03距本井2993米方位93.3度便携靛隙检测仪NG52+31426.0-1446.6134GOGD827-162022-05-03距本井125.4米方位63.8度比色管NG53+41432.8-1448.8125GOGD827-172022-05-03明本井130.6米方位3232度便携式硫«颔仪顺52+3531428.2-1437.606GOGD827-202022-05-03距本井1322米方位2425度觥式硫口检测仪顺 52+31432.1-1440.007GOGD827P12022-05-03距本井2979米方位33.4度便携式硫僮撷1仪NG531585-185508GOGD827P62022-05-03距本井209.4米方位204度便携靛僮检测仪顺521594.5-1937.509GOGD827P72022-05-03距本井286.8米方位26.1度便携式翻撷妆NGS421551-1730.3010GOGD827P82022-05-03距本井139,珠方位81.7度便携式硫化氢检测仪NG52+31648.0-1890.0011GOGD827X182022-5-9距本井371.8米方位656度便携式硫嵋检测仪Ngs5252+31455.8-1472.0012GOGD827X19C2022-05-03距本井79.4米方位.腰便携式硫僮检测仪NG52+314552.9-1461.6013GOGD827X212022-05-03距本井2718米方位292.4度便携式硫口检测仪NGS531552.6-1568.80制表人：林燕云审核人：房朝连4 .浅层气预测：新井纵向上路过的各层系中含气情况见附表3。井控附表3本井及相邻井含气层位及深度情况表制表人：林燕云审核人：房朝连序号井号层位井段气层类别备注1GOGD827XN9Ng1+21315-1317气层设计新井预测参数2GOGD828P13Ng511673.4-1678.1气水同层3GOGD81-1Ng1+21315-1317.1气层4GOGD81-4Ng1+21285.5-1287.8气水同层5GOGD81X5CNg31+21292.8-1303气水同层6GOGD81P2Ng1+21256.9-1260.8气水同层5 .停注水（气、汽、聚）井提示井控附图新井邻近注水井示意图GD827X216 973 7出,GD827-43 893. 83. 0827-93. 5GD827-13、 4. 0、7GD827X19 峭)GD827-15/ 7 削 8先+凯GD827X59. 41GD827-17 ' 9 4 ，,8q Gs2 GD827-105%GD827为 D827XN 步D827X19(CGD827-16 (0. 44. 5100 200水平井一新水蟀制图人：林燕云 审核人：房朝连6 .防碰：新井附近油井较密集，需注意防碰，保证钻井过程中不出现对已完钻 老井井身的碰撞，尤其注意与G0GD827X5、G0GD827P1K GOGD 827P1、GOGD827P7等 井的防碰防撞。卜一、附表附表1孤东827单元基本情况表单元名 称层位油层埋 深(m)含油面 积 (Km2)油层总 度 (m)地质储 i (101t )油藏类 型孔隙度 (%)渗透率 (小 U12)地面原 油粘度 (mPa.s)油井开 并数 (0)单井日 油能力 (1)综合 含水 (%)采油 速度 (%)采出程 度 (%)标定采 收率 (%)可量气 余储10- 剩采1GD827M42、W52+31360-14503.96.9563.79S 视性-33.39614981461.293.80.367.4110.1915.69制表人：林燕云 审核人：房朝连附表2 G0GD827XN9井区邻井注水情况表井号注水层位及井段注水时间注入压力 MPaFl注水量 (Vd)累?主水量 (104t)备注GOGD827-3NG52+31432.1-1439.82014年2月10.5683.50442016.5.27 日停注2016年5月3.276GOGD827-9NG52+31428.9-1445.92014年1月8.21564.82982016.5.25 口停注2016年5月560制表人：林燕云 审核人：房朝连附表3 G0GD827XN9井区邻井生产情况表井号生产层位及井段生产时间工作制度 HSN)口产 液(Q日产 油m含水 (%)动液 面(m)累产油 岫累产水 (10*(1累注汽 (1040GOGD827X5531452.5-1462.82CO3-105ri2CG.434206.269泵上1.S6516.941421676202245ri198.18*3,02*1.8413.8285.51085GOGD827-9NG5252+31423.6-1445.92004.9567 10493415.85.167.76160.11050.12820.07712005.156-1104.9-3-3.58.93.461.8777NG52+3142891445.92005.957*1201433.513.75.460.65070.90242.55362.39512014.1转汽驱 累注4.13712012.557*1351 *3.6'3212.886.5泵上GOGO827-10NG421382.6-1387.3,2012.857*1182.58*3'1.515.7287.49170.40864.53020.28512017.557,1299.35*4.2*431.60.797.81171NG52*31430.1-1438.52004.857Tl 96.8329.51.583.8泵上0.63992.35221.3676'2012.757Tl 99.71*3*2.314.91.8883泵上2017.657*1251.927*42441.601009680.10530.77340.45052022.03.03带 产检泵关20220357*1249.42297*1.540100767GOGD827-11NG521424.6-1436.02005.157*1203.0*3*1.78.82.27510M0.43241.3141.2634201&0614 供液 不足关2016.657*1303.49*5*0.82.50.38751240GOGD827-16NG53M1434-1439，20C9.257*1098.1241.693.5泵上0.79888.48190.46612022.45741299.7*4.2*1.513.31.588.81101GOGO827-17NG52+31422.9-1432.42009-557*1200*6*2.222.25.176.9泵上0.575.10011.47132022-457*1302.17*4.2*0.83.20.194.81174GOGO827-20NG52+31432.1- 14402009.457'1000*6'2.224.56.374.30.89857.31150.89972022.457,1296.95*5-1.516.50.795.8990；OGD827X19(NG421400A1405.3'2017.457*1298.41*5*1.514.25.362411600.26091.8140.30422020.1257*1204.26,5T0.9096.4301NG52+31452.9-1461.6'2009.257*1204.4,6,1.820.22.1897泵上0.69594.28491.4492,2016.857T301.4751.517.6010010022021.257*1248.77*5-1.116.21.1939810.02640.409302022.457*1248.77,5,1.19.70.693.81063GOGD827P5NG421533.7-1704.7,2015.1157*1203.68*4,8*335.11.396 38760.4262.90430.986，2022.457*1200.88*4.8*115.4099.8976GOGD827P7NG421551-1730.32016.1257*1201.88-4,2*4.523.35.178泵上0.64991.39020.6934，2022.457T203.W423T5.4181.61041GOGD827P8NG52+31648-18902018.1157*1202.47*4,2*321.62.787.58540.09721.00490.5602,2021.357*1196.87'4.18'17.60.395.81081GOGDS2NG52+31429.3-1442.02004.183To04.331221.29.256.53380.11160.57752021.03.25 供液差间关2CTC6357*1007.5*4,2*35.30.2963981GOGDSC2NG52+31429.3-1442.42007.457*996*5.5*1.512.92.283.39100.12651.1280.12752014.11.08 供 液不足关2tJ14.1157*1380.67-3.6*10.70100泵上制表人：林燕云审核人：房朝连10附表4 G0GD827XN9井设计参数表（不含补心高）井号井别地理位置靶点坐标讨要的层 设主目后计层度m) 预油厚<井控 面积 （km2）原始 井控 储量 （10，）剩余 井控 储量 （砒剩余 可采 储量 （嗔计点深的 设靶垂m设计 完钻 垂深 （m）GOGD827XN9水井井口孤东8279井37度326米靶点孤东827-9井126度40米井口 X:20675873 Y:4195114 靶点 X:20675705.1Y:4194832.3Ng42523120.05815.511.11.814401470制表人：林燕云审核人：房朝连附表5 G0GD827XN9井开发指标预测数据表时间水井数单井日注水年注水单井组 日增油年增油累计增油（年）()(10*m3)(101)仰）11701.402.50.050.0521702.312.40.080.1331702.312.30.080.2041702.312.20.070.2851702.312.10.070.3561702.312.10.070.4271702.312.00.070.4881702.312.00.070.5591702.311.90.060.61101702.311.90.060.68111702.311.90.060.74121702.311.80.060.80131702.311.80.060.86141702.311.80.060.92151702.311.80.060.98制表人：林燕云审核人：房朝连11十二、附图附图1 G0GD827XN9井4?层顶面构造图制图人：林燕云审核人：房朝连图例,比例兄L）。加油井水M 套变井 水平井一新水蟀附图2 G0GD827XN9井S?。层顶面构造图制图人：林燕云审核人：房朝连12附图3 G0GD827XN9井4?层井网部署图制图人：林燕云审核人：房朝连GD827X5GD827-43. 8 .37 8附图4 G0GD827XN9井S"层井网部署图GD827-13、4 0<511GD827-17GD827X21 o 47. 8 7,93 Gs23. 03. 5GD827X：曲，GD827J.6 5- 5 jTxGD827碘827XN手e 21 7. 9GD827-16 (0 4. 4. 500827-11、端GD827-15/s9 1 .8 KrD827X19(C2 1u 7. 7 V)GD827.10、8. 7、巧 GD827X19+ m"1 , 2. 3L m” _ f ,破0 100 200水平井一新水蟀制图人：林燕云审核人：房朝连13附图5 G0GD827XN9井4?层有效厚度图制图人：林燕云审核人：房朝连 戴水井0制图人：林燕云审核人：房朝连附图6 G0GD827XN9井5?”层有效厚度图14附图7 G0GD827XN9井井油藏剖面图（北西-南东向）制图人：林燕云审核人：房朝连附图8G0GD827X25井井区注入采出状况图.126.517图例：油井0 新水井 臬产油;万巨累产水;万吨）15制图人：林燕云审核人：房朝连附图9 G0GD827XN9井区水淹状况图图例:比例尺一。2。3油井水井/100959085807570656055504540水平井新水井祥制图人：林燕云审核人：房朝连16孤东油田孤东827-斜更9井油藏地质设计书（井别：注水井）设计人：林燕云参加人：初审人：房朝连审核人：崔文福复审人：批准人：设计单位：胜利油田分公司孤东采油厂 批准单位：胜利油田分公司 编写时间：2022年6月10日一、钻井目的及设计依据1二、井区简要油藏地质特征1三、井区开采现状和潜力分析3四、井位设计4五、实施要求5六、油层保护要求5七、固井质量要求6八、采油工艺对钻井工程的要求6九、HSE要求专篇7十、附表10H-一、附图12一、钻井目的及设计依据钻井目的：完善孤东油田827单元馆4-5稠油热采转降粘复合驱方案注聚井 网设计依据：根据胜利油田分公司新井井位审批纪要2022T64，设计孤东827- 斜更9井。二、井区简要油藏地质特征1 .构造特征孤东披覆构造西翼由于受孤东断裂带和孤南断裂带的控制，形成多个断块和断鼻 构造，孤东827井块位于孤东潜山披覆构造的西翼，构造比较简单，该块NG52+3构造 整体比较平缓，具有西低东高特征，地层倾角1-5。，油藏埋深1400-1450m。孤东827-斜更9井附近构造埋深1420-1440mo2 .储层特征（1）储层展布除西部孤东827-7井附近砂体尖灭外，其它井均钻遇目的层，厚度中心位于孤东 8279及孤东827-更斜6井区，砂厚20m左右，向四周逐渐减薄，平均砂体厚度 11.4m。孤东827.斜更9井附近砂体厚度7-16m。孤东827块42层南部共有11 口井钻遇，砂厚4-6m左右，厚度中心在GD827X2GD827X19 一线，向四周逐渐减薄，有效厚度与砂体厚度展布规律基本一 致，向四周逐渐减薄，效厚一般为2.54.5m；北部目前有3 口油井钻遇，砂厚 47m,厚度中心在GD810,砂体由西北向东南方向逐渐减薄，有效砂体厚度2 4mo孤东827-斜更9井附近有效砂体厚2-4m。孤东827块NG52+3有效厚度与砂体厚度展布规律基本一致，油层主要分布在孤 深2孤东18-48一线，厚度中心在孤东827-16井（有效厚度15m）附近，向四周逐 渐减薄。有效厚度一般为610m,平均10.5m。孤东827-斜更9井附近有效砂体厚 度 5-9m。（2）储层岩性特征- 1孤东827块Ng4252+3储层岩性为灰色、灰白色粉砂岩、细砂岩与深灰色泥岩互层。 纵向上Ng52+3砂体具有正韵律特点。根据孤东827井取心资料，NG52+3储层石英含量 43.8%,长石含量36.8%,岩块含量17.2%,其矿物成分成熟度和结构成熟度均较低， 粒度中值0.203mm,分选中等，成岩作用弱，胶结疏松。(3)储层物性本区NG4?52'3小层孔隙度30-36%,平均33. 3%,渗透率152-3764义10、口抗 平均 961X10-3um2,为高孔、中高渗储层。平面上以孤深2井区及以西地区物性较好，向边 部物性变差，储层敏感性强，储层粘土矿物含量达到10. 08%伊/蒙间层比60%65机 储层强水敏、弱碱敏、中等偏弱酸敏。3 .流体性质(1)原油性质孤东 827 块 NG/52,3原油密度一般为 0. 9793-1. 0007g/cm 平均 0. 986g/cm 地 面原油脱气粘度(50)时：3284-7468mPa s,平均4981mPa-s,属于普通稠油。(2)地层水性质孤东827块NG425"地层水总矿化度为4119-7018mg/L,氯离子含量2164-3946mg/L, 水型为CaCk型。4 .地层压力和温度根据该区试油试采资料综合分析，孤东827块Ng42原始地层压力13.82MPa,油 层压力系数1.0,原始油层温度为66,地温梯度约为3.4/100m,属于常温常压系 统；孤东827块NG52+3原始地层压力14.36MPa,油层压力系数L0,原始油层温度为 66,地温梯度约为3.4/100小，属于常温常压系统。5 .油水关系及油藏类型该块NG52V为河流相沉积，河道砂体决定储集层的空间展布，油层分布于构造高部 位，明显受构造控制，综合分析其油藏类型属构造一岩性普通稠油油藏。6 .井区储量评价新井孤东827-斜更9井，井区主要目的层Ng4?52+3层，控制面积0. 06km%预计 效厚12m,控制储量15.5X10% 剩余可采储量L 8万吨。三、井区开采现状和潜力分析1 .目的层开采现状孤东827块单元含油面积3. 9km?,石油地质储量597.81 X 10匕 实际动用石油地 质储量563. 79X 10%。孤东827块2004年投入开发，开发历程可以分为四个阶段：产 能建设和治理阶段（2004年4月-2005年3月）、产量下降阶段（2005年3月-2005年 7月）、低产量开发阶段（2005年7月-2008年12月）、扩边加密调整阶段（2008年12 月-目前）。2008年老区加密，2011年828平8、810平3扩边建产，目前井网控制程 度100%,井网密度13.8 0 / Km2,中心井区平均井距Mini。目前油井总井65 口，开井46 口，日液目7t/d,日油55. 6t/d,平均单井日油1.2t, 综合含水93. 8%,平均动液面942nb累产油41.76X10W采油速度0. 36%,采出程度 7.41%,采收率10. 19%,剩余可采储量15.69X10%。新井井区位于NG5一层南部,目前7 口油井生产,日液新井井d,日油5.9t/d,综 合含水91.6%,平均动液面1086m,累计产油4. 4X 10%,累计产水25. 26X 10%。2 .潜力分析（1）新井井区储量动用差，具有钻新井的物质基础。新井位于孤东827降粘化学驱，井区目的层储量动用程度低，具有物质基础。井 区主要目的层Ngsd"%井区控制面积0. 06k*预计油层厚度12nb控制储量15.5X 10't,按采收率40%,可采储量6. 20X10%。井区累产油4. 4X10匕 剩余可采储量L 8 X104t,具有部署新井的物质基础。（2）新井井区储量动用差且降粘化学驱井网不完善。老井G0GD827-9于2019年4月大修拔隔作业过程中经多次磨铳、打印后确定套 管内有隔热管皮紧贴套管内壁，最后下油管探冲套管，探冲至井深816. 35处未继续下 探，深度已超过打印鱼顶深度，打印深度809. 23m,起出打印管柱带Hl铅印，查铅印底 部有一道半圈痕迹，底部边上缺失一块，分析为套管破裂，2019年11月工程报废。新井井区Ngs4,3层老井报废后井网不完善，无法形成降粘化学驱注采井网。为 恢复控制储量，提升化学驱开发效果，因此设计新井GOGD827XN9。四、井区地层能量状况评价1、井区累积亏空情况孤东827单元是稠油油藏，主要采用蒸汽吞吐方式开发，井区井累积注汽量12.1 X104m3,累采液29. 6X10%目前无对应水井,地层亏空17. 5X 1013。2、井区地层能量情况距新井靶点130米处老井GOGD827X18井于2022年1月测得5?52+3层静压 11.49Mpa,原始地层压力14.3Mpa,地层压降2.8Mpa；距新井靶点170米处老井 GOGD827P7井于2016年G月测得42层静压10.27Mpa,原始地层压力13.87Mpa, 地层压降3.6Mpa；经过多年吞吐，地层能量下降大，下步即将开展降粘化学驱，能量 能逐步恢复。3、井区生产情况井区目前正采井7 口，平均单井日液能力10. It,日油能力0. 8t,综合含水91. 6%, 动液面1086m,下步井区将开展降粘化学驱，满足新井液量要求。五、井位设计1、地理位置结合构造位置、井网状况、储层厚度、水淹状况、剩余油分布及地面状况等优化 平面位置。根据地面情况，确定部署斜井，井口位于GOGD827-9井37度326米。井口坐标：横坐标：20675873；纵坐标：4195114。2、靶点位置靶点位于G0GD827-9井126度40米,横坐标:20675705.1；纵坐标：4194832.3, 靶点垂深1440m。新并考虑目的层深度，预计完钻垂深1470.0m,预计完钻井深1506.0mo （文中所 有深度均不含补心高）。3、新井设计参数新井孤东827-斜更9井设计目的层Ng4?52+3层，预计有效厚度12. 0米。控制地质 储量15.5万吨，新增可采储量1.8万吨。4、开发指标预测参照九区降粘化学驱水井GOGDR5-6投注情况，同时考虑井区的储量动用状况及 水淹状况，设计新水井投注初期井组日增油按2.5吨预测，预计15年增油0. 98万吨。六、实施要求1 完钻原则：定深完钻。2、测井要求：采用中高孔渗砂泥岩剖面测井系列（组合测井和标准测井），测井深 度自井底测至1200米并提交电子文档。3、投产原则：采用套管射孔投注，预计射开层位：Ng4252+3,预计有效厚度12米， 射孔井段根据测井图定。目的层以细砂、细粉砂为主，胶结疏松，地层易出砂，采用 防砂工艺投注。4、其它要求：新井GOGD827XN9井井身轨迹附近有老井钻遇，需注意防碰：保 证钻井过程中不会出现对己完钻井井身轨迹GOGD827X5、GOGD827PIK GOGD 827P1、GOGD827P7等井身的碰撞；邻井监测有硫化氢气体，一定做好有毒有害气体 防护；油层段采用加厚油层套管。七、油层保护要求建议打开油层时钻井液密度可在1.11.15g/cm3之间，钻井过程中可根据具体情况 适当调整。钻井液中的固相含量应小于8%,固相粒径小于5pim；若施工中难以控制固 相粒径组成，应采用与油层孔喉相匹配的屏蔽暂堵钻井技术，以控制钻井液中的细粒 进入油层。钻井完井滤液应具有良好的润滑性能和较低的滤失量，API常规滤失量小 于4ml；应具有一定的抗盐能力，具有适宜的酸碱度。对固井液的要求：冲洗液、隔离液及水泥浆滤液要相互配伍，所有固井液均要与地 层水配伍；固井施工加降失水剂，高温高压下控制失水量小于15()ml(7MPa,30min),自 由水小于1.5%；合理选择静液柱压力，减少水泥浆流动阻力，提高水泥浆的流动效率， 实现紊流顶替。射孔液总的要求是保证与油层岩石和流体配伍，防止射孔过程中和射孔后对油层 的进一步伤害。加粘土防膨胀剂。根据孤东油田防砂作业施工的生产实践经验,洗井、冲砂等入井液一律采用深度 处理的油田水.主要指标：悬浮物固含量W5mg/1,颗粒直径W5um,含油量W10mg/l, PH 值:7-8 o选用的砂子粒度均匀、干净、不含粘土，严格过筛。入井液中添加粘土防膨剂,防止油层中粘土水化膨胀、运移。八、固井质量要求各级套管固井水泥浆应返至井口，采用大泵紊流顶替技术，建议采用G级抗高温 水泥固井，固井质量执行企业标准Q/SH1020 0005.3-2016。九、采油工艺对钻井工程的要求1、井身质量:执行企业标准Q/SH1020 0005. 1 -2016。2、完井方式要求：采用套管射孔完井工艺。3、套管设计要求：采用二开井身结构完井，一开下入钢级J55外径中273.1mm表 层；二开下入钢级P110HB外径中177. 8mm的油层套管，建议油层段下加厚套管。
