大庆油田调整井油层压力剖面调整技术研究

论文摘要

大庆长垣北部各调整井钻井区块,受套损、注采不平衡、岩性及构造等因素的影响,异常高压层分布不集中且隐蔽性强,钻井风险极高。因为存在高压异常区域,历年都有油气水浸现象发生,特别是在水浸产生的高压层位,钻开后地层蠕变明显,导致钻遇异常高压层易发生缩径卡钻、井塌等井下复杂事故,严重导致报废井。南一区西部,2003年以前报废11口井,报废进尺井比率高达16.7%,2004年施工过程中井漏、井塌、油气水侵情况频频发生。2006年6月,在北1-344-671井钻井施工过程中,受浅层套损区的影响,发生严重水浸,泥岩缩径,处理无效后封井报废。在西区西过钻井区块钻井施工过程中,平均钻井液密为1.41g/cm3。其中有近8%的井,使用密度为1.75 g/cm3的钻井液还发生油气水浸,且这些井分布不集中,增加钻井风险和难度。另外,大庆油田经过长期高压注水,形成多压力层系,导致一口井纵向上高压井与低压层交错分布的复杂地下环境,完井施工中既要压稳高压层,又要预防压漏地层,而且固井质量不易保证,给完井施工造成很大难度。通过对地下复杂问题研究,识别高压异常层位,得出压力剖面调整的目标,通过注水井降压规律、区块整体降压技术、高压层泄压技术、高渗低压层压力保持方法等几个方面研究提出一套压力剖面调整技术。显著的成果是应用该项技术钻井,既保证了钻井安全又提高了固井质量,同时由于降低了钻井液密度,避免了高密度钻井带来的复杂事故。降低了钻井成本,提高了固井优质率,同时还减轻了钻井对油层的污染。该技术可在整个大庆油田的调整井钻井区块推广。

论文目录

• 摘要
• ABSTRACT
• 创新点摘要
• 第1章 引言
• 第2章 地质概况
• 2.1 松辽盆地区域地质特征
• 2.1.1 松辽盆地的类型
• 2.1.2 松辽裂谷的形成与演化
• 2.2 松辽盆地区域沉积背景
• 2.3 松辽盆地区域沉积特征
• 2.3.1 复合三角洲的加积方式
• 2.3.2 单体三角洲沉积模式
• 2.4 大庆长垣构造简况
• 2.5 大庆长垣北部油层沉积相模式与非均质特征
• 2.5.1 萨+葡II 油层沉积相特征
• 2.5.2 葡一组油层沉积相特征
• 2.6 大庆长垣含油气组合及物性特征
• 2.7 大庆油田勘探开发历程
• 第3章 钻前小层孔隙压力预测方法
• 3.1 小层孔隙流体压力的计算方法
• 3.1.1 压力计算模型的建立
• 3.1.2 计算模型中有关参数的确定
• 3.1.3 连通层的判断方法
• 3.1.4 笼统测压数据折算为小层压力数据的方法
• 3.2 利用计算机绘制小层平面图的方法
• 3.3 利用计算机绘制小层孔隙流体压力等值线图的方法
• 3.4 计算机处理
• 3.5 压力预测结果检测
• 3.6 小层孔隙压力预测等值线图的应用
• 第4章 压力剖面调整
• 4.1 影响固井质量的临界地层孔隙压力系数
• 4.2 注水井降压方案
• 4.2.1 注水井降压规律研究
• 4.2.2 现场试验情况及达到的技术指标
• 4.2.3 区块整体降压技术
• 4.3 裸眼井的原井眼泄压技术
• 4.3.1 原井眼泄压层位的确定
• 4.3.2 裸眼井原井眼泄压钻井液密度的确定
• 4.3.3 裸眼井原井眼泄压方式
• 4.3.4 裸眼井原井眼泄压现场试验
• 4.3.5 原井眼泄压小结
• 4.4 高渗低压层压力保持方法的研究
• 4.4.1 保压注水参数确定
• 4.4.2 试验区（井）的选择原则
• 4.4.3 现场试验情况及达到的技术指标
• 第5章 结论
• 参考文献
• 致谢
• 详细摘要