朝阳沟油田调整井钻关探究

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1、朝阳沟油田调整井钻关探究【摘要】针对外围油田“注水难放溢更难”的钻关特点，及其储层导特点。通过多年研究实践，较为成功地预测出待钻井处地层压力增值，进而合理设计钻井液密度，打破了钻外围调整井300m以内注水井关井恢复压力不超过3MPa的钻关要求。【关键词】调整井压力传导公式钻关随着外围油田开发的逐步深入，现在已进入一次加密调整阶段。近年来承担的外围油田开发井钻井任务，其中调整井、更新井比例逐年增加，特别是在朝阳沟油田钻调整井成为钻井生产重点。应用大庆长垣内部加密调整井的地层压力预测方法在朝阳沟油田是不可行的。而近年来由于产能建设的需要

2、，钻井工期要求很紧，需要重新探索研究特低渗透油田的地层压力预测方法和建立新的钻关制度。通过钻摸底井和几年来的钻井实践，认为在朝阳沟油田注水井关井井口压力不能代表待钻井处的压力增值，通过实际应用较为成功地预测出待钻井处地层压力增值，进而合理地设计钻井液密度。同时减少了放溢注水井的数量，减轻了注水井放溢而带来的环保问题，取得了一定的经济和社会效益。1朝阳沟油田储层地质特征及注水开发和钻关特点1.1储层地质特征几年来，在朝阳沟油田区块均具有以下地质特征：第一、储层渗透率极低，为特低渗透性油田。第二、井间砂岩连续性差，厚度变化大。第三、储层

3、裂缝发育，主裂缝近东西向,同时南北向也发育次级裂缝。第四、断层发育，形成许多相对独立的小断块。1.2注水开发及钻关特点在注采开发方面具有明显的特低渗透性油田性质：(1)储层渗流阻力大，注采井间压差大。注水井地层压力已升至19-21MPa左右，而采油井地层压力仅6-8MPa,仍低于原始地层压力，采油井受效程度低。(2)注水井近井地带蹩压严重。由于储层低孔低渗的影响，这些油田投入注水开发后，采油井见效时间都在三个月至半年以上，注水井近井地带蹩压严重。(1)注米比高，年累计注米比达2-3以上。(2)随着注水井注水时间的延续，裂缝方向注入水

4、“指进”现象严重，注水井层间矛盾层内矛盾加剧，地下条件十分复杂。因此需要重新研究井口压力、钻关距离与地层压力的关系。几年来我们应用压力传导经验公式对地层压力的变化情况进行反复推算并逐步应用于钻井实践，取得了一定的效果，能够较为准确地预测待钻井处的地层压力，从而探索出适合朝阳沟油田的压力预测方法，建立相应的钻关制度。2朝阳沟油田调整井工作方法针对朝气1区块复杂的地下地质情况，根据几年来逐步摸索总结的工作方法，在做好注水井停注放溢工作和压力监测工作的基础上，加强了动静态地质分析工作，较为成功的预测待钻井处地层压力增值，合理设计钻井液密度

5、。2.1静态地质分析首先加强精细地质调查，重新认识构造、断层和储层砂岩情况，搞清调整井区地下地质情况。为此开展了断层组合工作，重新绘制了构造图，满足了工作需要，而且利用完钻调整井进行修改，保证在较为真实的地下情况进行动态分析。2.2动静结合划分类型根据注水井注水情况、采油井受效及见水情况结合静态地质认识进行综合分析，对地下复杂区域作出预测，将调整井按复杂情况划分成不同的四种类型：(1)断层遮挡型；(2)裂缝型；(3)套损型；(4)一般型。2.3实际应用情况(1)设计井距在100m范围内的调整井，属于人工裂缝连通，钻井液密度设计以相关

6、注水井放溢后，井口稳定油压为依据，附加20-25%安全系数。(2)设计井距在100m范围以外调整井，钻井液密度设计主要应用压力传导经验公式计算。计算得出的结果是：在目前条件下①距注水井井距100-300m范围内的压力增值为2.0-2.5MPa；②距注水井400-500m范围左右注水井所产生的压力作用较原始地层压力增加在l.OMPa左右。3应用效果2.1朝131-69井复杂分析3.1.1?复杂情况？??该井由30671队承钻，设计井深1186m,设计密度1.65-1.70g/cm3,2012年10月22日开钻，10月25日钻到1050

7、m,密度1.70g/cm3,粘度62〃时，有油浸显示，密度降至1.63g/cm3,10月26日加重到1.85g/cm3正常钻进,10月28日电测，29日固井，30日声检合格。3.1.2?密度设计情况？？？？朝131-69井600m范围内有两口注水井朝131-68井260m,朝131-68井155m。利用压力传导公式计算压力增值3.79,平衡密度为1.39g/cm3,附加安全系数20-25%,因此设计密度1.65-1.70g/cm3o3.1.2?原因分析？??利用完井电测图重新分析朝131-69井的地质情况，朝131-69井南侧小断层

8、发生变化，该断层延伸至朝131-69井,朝131-68井的注水层位处于有注无采的情况，注水井朝131-69井在朝131-68井处所产生的压力由于断层的遮挡镜向压力增值为6.47MPa,平衡密度达到L71g/cm3o因此由于断层遮挡形成