下面是小编为大家整理的孤东827-斜25井油藏地质设计书---6.21改,供大家参考。
孤
东
油
田
孤东 827- -斜 斜 5 25 井油藏地质设计书
( 井别：
注水井 井)
设计单位：
胜利油田分公司厂 孤东采油厂 批准单位：
胜利油田分公司
：
编写时间：2022 年 年 6 月 月 10 日
孤
东
油
田
孤东 827- -斜 斜 5 25 井 油藏地质设计书
( 井别：
注水井 井)
设计人：云 林燕云
：
参加人：
初审人：连 房朝连 审核人：福 崔文福 ：
复审人：
批准人：
设计单位：厂 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 年 6 月 月 10 日
目
录
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 ........................................................ 2 四、井位设计 .................................................................................... 3 五、实施要求 .................................................................................... 4 六、油层保护要求 ............................................................................ 5 七、固井质量要求 ............................................................................ 5 八、采油工艺对钻井工程的要求 .................................................... 6 九、HSE 要求专篇 ........................................................................... 6 十、附表 ............................................................................................ 9 十一、附图 ...................................................................................... 11
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1 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 2022-164》，设计孤东 827-斜 25 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 NG5 2+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 25 井附近构造埋深 1420-1440m。
2. 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827-9 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 25 井附近砂体厚度 6-13m。
孤东 827 块 NG 5 2+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 6～10m，平均 10.5m。孤东 827-斜 25 井附近有效砂体厚度 3-8m。
（ （2 ）储层 岩性特征 孤东 827 块 NG5 2+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 Ng5 2+3 砂体具有正韵律特点。根据孤东 827 井取心资料，NG5 2+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 NG5 2+3 小层孔隙度 30-36%，平均 33.3%，渗透率 152-3764×10-3 μm 2 ，平均
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2 961×10-3 μm 2 ，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%。储层强水敏、弱碱敏、中等偏弱酸敏。
3. 流体性质
（1 1 ）原油性质
孤东 827 块 NG52+3 原油密度一般为 0.9793～1.0007g/cm 3 ，平均 0.986g/cm 3 。地面原油脱气粘度（50℃）时：3284-7468mPa·s，平均 4981mPa·s，属于普通稠油。
（2 2 ）地层水性质
孤东 827 块 NG52+3 地层水总矿化度为 4119-7018mg/L，氯离子含量 2164-3946mg/L，水型为 CaCl 2 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 NG 5 2+3 原始地层压力 14.36MPa，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。
5. 油水关系及油藏类型 该块 NG52+3 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－岩性普通稠油油藏。
6. 井区储量评价
新井孤东 827-斜 25 井，井区主要目的层 Ng5 2+3 层，控制面积 0.09km2 ，预计效厚6m，控制储量 12.1×104 t，剩余可采储量 1.6 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 3.9km2 ，石油地质储量 597.81×10 4 t，实际动用石油地质储量 563.79×104 t。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
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3 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 口∕Km2 ，中心井区平均井距 141m。
目前油井总井 65 口，开井 46 口，日液 897t/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 942m，累产油 41.76×104 t，采油速度 0.36%，采出程度7.41%，采收率 10.19%，剩余可采储量 15.69×104 t。
新井井区位于 NG52+3 层东北部，目前 6 口油井生产，日液 65.4t/d，日油 16.7t/d，综合含水 74.5%，平均动液面 1003m，累计产油 3.2×104 t，累计产水 10.71×10 4 t。
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 Ngs52+3 ，井区控制面积 0.09km 2 ，预计油层厚度 6m，控制储量 12.1×10 4 t，按采收率 40%，可采储量 4.84×104 t。井区累产油 3.2×10 4 t，剩余可采储量 1.64×10 4 t，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。
新井井区 Ngs52+3 层位于孤东 827 降粘化学驱北部，目前注采井网不完善。为恢复控制储量，提升化学驱开发效果，因此设计新井 GOGD827X25。
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 6.39×10 4 m 3 ，累采液 13.9×10 4 t，目前无对应水井，地层亏空 7.59×10 4 m 3 。
2、井区地层能量情况 距新井靶点 250 米处老井 GOGD827-3 井于 2020 年 11 月测得 5 3 层静压 9.31Mpa，原始地层压力 14.36Mpa，地层压降 5.05Mpa，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 6 口，平均单井日液能力 10.9t，日油能力 2.7t，综合含水 74.5%，动液面 1003m，下步井区将开展降粘化学驱，满足新井液量要求。
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4 五 、井位设计 1 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 GOGD827-4 井 83 度 320 米。
井口坐标：横坐标：20675873；纵坐标：4195119。
2 2 、 靶点位置
靶点位于 GOGD827-4 井 37 度 125 米，横坐标：20675630.7；纵坐标：4195181.6，靶点垂深 1435m。
新井考虑目的层深度，预计完钻垂深 1465.0m，预计完钻井深 1486.0m。
（文中所有深度均不含补心高）。
3 3 、新井设计参数
新井孤东 827-斜 25 井设计目的层 Ng5 2+3 层，预计有效厚度 6.0 米。控制地质储量 12.1 万吨，新增可采储量 1.64 万吨。
4 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。
4.6 4.85.83.15.53.33.75.9 6.4 6.2 6.1 6.3 6.1 6.6 7.3 8.2051061.780.1 84.4 92.5 81.5 84.3 85.376.9 75.1 76.9 76.8 76.2 76.2 75.670.465.140701001224.137.2 41.329.72125.1 25.5 25.7 26.8 26.3 26.5 25.6 27.1 24.7 23.503060967 928 681 751 1033 1083 1030 772 778 810 822 945 972 1029 1005 1005 600100014002020-09-01 2020-10-11 2020-11-20 2020-12-30 2021-02-08 2021-03-20 2021-04-29 2021-06-081 12 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2024日液（t/d）日油（t/d）含水（%）液面（m）开井（口）水井投注 图 4-1
GOGDR5-16 井组月度生产曲线
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5 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：Ng5 2+3 ，预计有效厚度 5 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 GOGD827X25 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已完钻井井身轨迹 GOGD827P1、GOGD827P3 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 1.1-1.15g/cm 3 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 5μm；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 150ml(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。
①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≤5mg/l，颗粒直径≤5μm，含油量≤10mg/l，PH 值：7-8。
②选用的砂子粒度均匀、干净、不含粘土，严格过筛。
③入井液中添加粘土防膨剂,防止油层中粘土水化膨胀、运移。
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6 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Ф273.1mm 表层；二开下入钢级 P110HB 外径Ф177.8mm 的油层套管，建议油层段下加厚套管。
十、 、HSE 要求专篇 1. 地理位置和周边环境：
新井孤东 827-斜 25 井井口位于老井 GOGD827-4 井口方位 83 度 320 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 1
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 1 GOGD81X12 孤东 827 NGS52+3 14.5 12.37 0.85 2016 年 9 月 2 GOGD827-3 孤东 827 NGS53 14.4 9.31 0.65 2020 年 11 月 3 GOGD827P1 孤东 827 NGS53 14.3 9.68 0.68 2018 年 12 月 4 GOGD827P2 孤东 827 NGS53 14.3 9.44 0.66 2018 年 8 月 5 GOGD827P3 孤东 827 NGS52+3 14.4 7.97 0.55 2019 年 4 月 6 GOGD827-13 孤东 827 NGS53 14.3 8.75 0.61 2017 年 3 月 7 GOGD827-3 孤东 827 NGS53 14.4 9.31 0.65 2020 年 11 月 8 GOGD827-4 孤东 827 NGS53 14.4 9.21 0.64 2016 年 6 月 9 GOGD827P5 孤东 827 NGS42 13.9 12.23 0.88 2015 年 10 月 10 GOGD827P7 孤东 827 NGS42 13.9 10.27 0.74 2016 年 10 月 11 GOGD827P12 孤东 827 NGS42 13.9 11.43 0.82 2021 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 H 2 S 有毒有
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7 害气体，建议施工过程中随时监测 H 2 S 并做好安全防护。（邻井正常生产时 H 2 S 检测情况见井控附表 2）
井控附表 2
本井及相邻井 H 2 S 含量检出情况表
井号 测量时间 位置 测量方式 层位 深度H2S含量（PPm）备注GOGD827-16 2022-04-15 距本井329米方位149度 比色管 NG53+4 1432.8-1448.8 12GOGD827-13 2022-04-15 距本井380米方位103度 比色管 NGS53 1429-1440.1 0GOGD827X5 2022-04-15 距本井185米方位147度 比色管 NG53 1452.5-1462.8 19GOGD81P1 2022-04-03 距本井311米方位53度 便携式硫化氢检测仪 NG53 1658.0-1923.0 0GOGD81X10 2022-04-06 距本井481米方位85度 便携式硫化氢检测仪 NG53 1471.5-1477.6 12GOGD827-4 2022-04-03 ...